Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ. Том 2 - Макаров Е.Ф.

Автор: Макаров Е.Ф.
Теги: электротехника электротехнические материалы и изделия электроника электрические сети
ISBN: 5-901054-18-0
Год: 2003
Похожие
Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ. Том 4
Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ. Том 3
Справочник по электрическим сетям 0,4 - 35 кВ и 110 - 1150 кВ. Том 5
Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ. Том 1
Текст
                    ТОМ II
СКВА 003
О ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ ЕТЯМ 0,4-35 кВ и110-П50кВ
п я
с
Е.Ф. МАКАРОВ
СПРАВОЧНИК
ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
TOMU
Учебно-производственное издание
Под редакцией главных специалистов АО Мосэнерго И.Т. Горюнова, А.А. Любимова,
Москва
ПАПИРУС ПРО
ББК 31.232.3
УДК 621.311.1 +621.316.1.3.6.62.65.66 (031)
Рецензент М.Н. Шагельман
Макаров Е.Ф.
Справочник по электрическим сетям 0,4—35 кВ и 110-1150 кВ/ Под редакцией И.Т. Горюнова, А.А. Любимова — М.: Папирус Про, 2003. — 640с.
ISBN 5-901054-18-0
Во втором томе справочника приведены дополнительные сведения о воздушных линиях с неизолированным проводом (ВЛН), о линиях с изолированным проводом (ВЛИ) и о линиях с защищённым изоляцией проводом (ВЛЗ).
После издания первого тома, учитывая пожелания энергосистем, во второй том включены сведения об электроустановках и устройствах напряжением до 1150 кВ. В последующих томах изложение материала будет продолжено на это же напряжение.
Заканчивая тему воздушных линий электропередачи во втором томе приведены сведения о техническом обслуживании ВЛ, которые необходимы мастерам и электромонтёрам ПЭС АО Энерго.
Второй том справочника предназначен для мастеров и электромонтёров, занятых на техническом обслуживании и ремонте электросетей 0,4-1150 кВ. Он может быть полезен энергетикам обслуживающим электрические сети промышленных предприятий, нефтяных и газовых компаний, коммунальных предприятий и электрикам, обслуживающим электрохозяйство сельских предприятий и организаций.
Автор выражает глубокую признательность фирме «Орисет» и её представителю Старостину В.Ф., проявившему свои способности и настойчивость в том, чтобы ускорить выход второго тома и начать работы по третьему тому.
ББК 31.232.3
2.5. Неиз
2.5.1. Назна'
Материалы д
Провода являй чи. От правильно! тросов зависят те имость сооружени
Основное треб электрическое соп
Элeктpoпpoвo^ ческим сопротивл сопротивление р г
Металл	Се
р, Ом• мм2/м	0,
Из относитель лее приемлемыми площадь поперечн ставляет 48% мае риалом, то для изг алюминий. Для эл кой чистоты,в КО' да из одного алю< для мало ответстт проводов для бол неоправданным и:
Долгое время В настоящее врем что позволяет эк( имость. Сравните миния. Медные щ железных дорог, т побережий и т.п.)
Медь обладав той меди, использ Механическая пр. востоят химическ что, находясь в вс щищает их от даг
Для изготовл 2...3,5 мм, имеюп провода легко noj ных воздействий, атмосфере паров
ельман
и 110-1150 кВ/ Под редак-рус Про, 2003. — 640с.
2.5. Неизолированные провода ВЛ 0,4~35 кВ.
2.5.1. Назначение и конструкции неизолированных проводов.
Материалы для проводов.
Провода являются одним из основных элементов линий электропередачи. От правильного выбора материала, сечения и конструкции проводов и тросов зависят технико-экономические 'показатели электропередачи и стоимость сооружения линии.
Основное требование, предъявляемое к материалу проводов ВЛ, — малое электрическое сопротивление, т.е. высокая проводимость.
Электропроводность материала характеризуется его удельным электрическим сопротивлением. Для различных металлов удельное .электрическое сопротивление р при 18°С равно:
ные сведения о воздушных лини-,ированным проводом (ВЛИ) и о
хюистем, во второй том включены тем до 1150 кВ. В последующих напряжение.
втором томе приведены сведения астерам и электромонтёрам ПЭС
। и электромонтёров, занятых на 1150 кВ. Он может быть полезен шлейных предприятий, нефтяных электрикам, обслуживающим
; «Орисет» и её представителю ойчивость в том, чтобы ускорить
Металл	Серебро	Медь	Алюминий	Магний	Цинк	Никель	Железо
р. Ом "мм2/м	0,0158	0,0168	0.0265	0,0446	0,059	0,068	0,097
ББК 31.232.3
Издательство «Папирус Про» Автор, 2003
Из относительно недорогих металлов медь и алюминий являются наиболее приемлемыми. При равной проводимости алюминиевый проводник имеет площадь поперечного сечения на 60% большую, чем медный, а его масса составляет 48% массы меди. Так как медь является более дефицитным материалом, то для изготовления проводов наибольшее распространение получил алюминий. Для электротехнических целей используется алюминий технической чистоты, в котором содержится 99,5...99,85% чистого алюминия. Провода из одного алюминия применяются в ограниченных случаях, в основном для мало ответственных линий малой мощности. Применение алюминиевых проводов для больших передаваемых мощностей становится экономически неоправданным из-за их слабой механической прочности.
Долгое время основным материалом для проводов были медь и бронза. В настоящее время провода, как правило, изготовляют из алюминия и стали, что позволяет экономить дефицитные цветные металлы и снижать их стоимость. Сравнительно редко используют провода из бронзы и сплавов алюминия. Медные провода применяют на специальных линиях (контактная сеть железных дорог, трамваев, тролейбусов, на ВЛ 35 кВ и выше вблизи морских побережий и т.п.).
Медь обладает высокой электрической проводимостью. Для твёрдотянутой меди, используемой в технике, её удельная проводимость у =53 • IO^Cm/m. Механическая прочность меди также высока. Медные провода хорошо противостоят химическому воздействию различных веществ. Они отличаются тем, что, находясь в воздухе, покрываются тонкой оксидной плёнкой, которая защищает их от дальнейшего разрушения.
Для изготовления медных проводов применяется проволока диаметром 2...3,5 мм, имеющая временное сопротивление на разрыв 390 МПа. медные провода легко поддаются сварке и пайке. Медь устойчива против атмосферных воздействий, но она подвергается окислению, особенно при наличии в атмосфере паров серы или ее соединений.
В настоящее время медь для проводов линий практически не применяется.
Алюминий и его сплавы. Удельное электрическое сопротивление алюминия превышает удельное сопротивление меди в 1,6 раза. Для твердотянутого алюминия его удельная проводимость у =32 • Ю^См/м. Он менее прочен, чем медь, и так же, как она, не разрушается на открытом воздухе, покрываясь оксидной пленкой.
Однако производство алюминия дешевле, чем производство меди, алюминий менее дефицитен. Это обусловило его широкое применение для проводов линий. Провода изготовляются из алюминиевой проволоки диаметром 1,7...4,2 мм с временным сопротивлением на разрыв 150... 160 МПа. Небольшая прочность алюминия на разрыв по сравнению с медью является его основным недостатком как материала для изготовления проводов. Это приводит к необходимости подвешивать алюминиевые провода на линиях с малыми длинами пролетов, что вызывает увеличение стоимости линий.
Увеличение прочности алюминия достигается путем добавления незначительных количеств железа, магния и кремния.
В настоящее время для изготовления проводов в РФ применяется алюминиевый сплав АВЕ, провода из которого имеют временное сопротивление на разрыв 220 МПа, а после термообработки — 290...300 МПа Удельное электрическое сопротивление такого сплава на 8... 10% выше, чем у алюминия.
Сталь по сравнению с медью и алюминием менее электропроводна, ее проводимость зависит от проходящего по проводу переменного тока. При очень малом токе у =7,5 • 106См/м.
Сталь — плохой проводник, поэтому стальные провода марки ПС нашли применение для малонагруженных электрических сетей. Временное сопротивление этих проводов на разрыв 650...700 МПа.
В некоторых случаях на линиях электропередачи 35 кВ и выше оказывается целесообразным при сооружении больших переходов применять в качестве материала для проводов сталь. Здесь используются стальные провода (тросы), изготовляемые из высококачественной стальной проволоки с временным сопротивлением на разрыв 1200... 1600 МПа. Такие провода применяются в качестве грозозащитных тросов на линиях 35 кВ и выше. При изготовлении проводов из стальной проволоки последнюю предварительно оцинковывают. Без оцинковки или при плохом ее качестве стальные провода (тросы) быстро корродируют и разрушаются Для снижения коррозии стальные провода смазывают специальной пастой с помощью устройства,передвигаем о го по проводу ВЛ.
Важной характеристикой провода является его разрывная прочность. Для проволоки она равна произведению поперечного сечения на временное сопротивление.
Основной механической характеристикой материала провода является его предел прочности на разрыв или временное механическое сопротивление. Проволоки, идущие на изготовление проводов, имеют следующие значения временного сопротивления:
Материал проволок	Медь	Алюминий	Сталь
Временное сопротивление, МПа	380...430	157...191	1176...1314
Сочетание выс< характеристик алю проводах, в которы прочной стали, а нг ся в основном на в тяжения по ним М' высоты опор или yi зить стоимость соо
Конструкция
Провода малых гопроволочные.
Однопроволо 10 мм2 и стали д] алюминиевых однс
Основные нед
1.	Быстрое «ут водящее к его обр
2.	В од ножи ль многожильных ска: ного сопротивлени сти материала или обретенных прово, монтаже или ремо
3.	Одножильн! шей гибкостью, ч« вода того же сечеь ком при монтаже
Многопрово; ляют собой свитые струкции в виде j чивают большую г чему повышается« таже и эксплуатаи меняются только i
В зависимости вода и диаметра с может иметь неси мимо одной центр; ми. При изготовлю скрутка проволок ные повивы име* скрутки, чем обесп вода от раскручивг вива кроме центр; обретают винтоо1 (рис.2.5.1). Pacer
рактически не применяется, ческое сопротивление алю-з 1,6 раза. Для твердотяну-IC^Cm/м. Он менее прочен, ;рытом воздухе, покрываясь
производство меди, алюми-кое применение для прово-евой проволоки диаметром азрыв 150... 160 МПа. Не-[ению с медью является его ления проводов. Это приво-ровода на линиях с малыми мости линий.
путем добавления незначи-
в в РФ применяется алюми-ременное сопротивление на 300 МПа. Удельное электри-лше, чем у алюминия.
менее электропроводна, ее »ду переменного тока. При
ie провода марки ПС нашли [X сетей. Временное сопро-1а.
1ачи 35 кВ и выше оказыва-переходов применять в ка-льзуются стальные провода стальной проволоки с вре-АПа. Такие провода приме-иниях 35 кВ и выше. При последнюю предварительно качестве стальные провода
I снижения коррозии сталь-мощью устройства,передви-
о разрывная прочность. Для ечения на временное сопро-
атериала провода является механическое сопротивле-
>в, имеют следующие значе-
Сочетание высоких механических характеристик стали и электрических характеристик алюминия достигается в так называемых сталеалюминиевых проводах, в которых центральная часть — сердечник выполняется из высокопрочной стали, а наружная часть — из алюминия. Такие провода применяются в основном на всех ВЛ. Чем механическая прочность выше, тем большие тяжения по ним можно допускать. Это, в свою очередь, ведет к снижению высоты опор или увеличению длины промежуточного пролета, позволяет снизить стоимость сооружения линий.
Алюминий	Сталь
157...191	1176...1314
Рис.2.5.1. Положение проволок В проводе: h - шаг скрутки; Р — угол скрутки; d. — диаметр повива
Конструкция проводов.
Провода малых сечений изготавливаются как однопроволочные, так и многопроволочные.
Однопроволочнйе провода изготовляют только из меди сечением до 10 мм2 и стали диаметром до 5 мм. Не допускается применение для ВЛ алюминиевых однопроволочныхпроводов.
Основные недостатки однопроволочных проводов:
1.	Быстрое «утомление» материала провода у точек его закрепления, приводящее к его обрыву.
2.	В одножильных проводах резче чем в многожильных сказывается снижение временного сопротивления, вследствие неоднородности материала или вследствие дефектов, приобретенных проводами при их изготовлении, монтаже или ремонте.
3.	Одножильные провода обладают меньшей гибкостью, чем многопроволочные провода того же сечения, что является недостатком при монтаже и ремонте проводов.
Многопроволочные провода представляют собой свитые из отдельных проволок конструкции в виде каната. Последние обеспечивают большую гибкость провода, благодаря чему повышается его надежность при его монтаже и эксплуатации ВЛ. Провода на ВЛ применяются только многопроволочные.
В зависимости от требуемого сечения провода и диаметра отдельных проволок провод может иметь несколько слоев проволок (помимо одной центральной) именуемых повива-ми. При изготовлении провода производится скрутка проволок в повивах, причем смежные повивы имеют различное направление скрутки, чем обеспечивается устойчивость провода от раскручивания, проволоки каждого по-вива кроме центральной, после скрутки приобретают винтообразную форму (спираль) (рис.2.5.1). Расстояние по оси провода меж-
ду двумя точками проволоки, находящимися на одной образующей, называется шагом скрутки h. Величина шага скрутки влияет на гибкость провода и его конструктивную устойчивость. Отношение шага скрутки к диаметру определяет кратность шагов скрутки. Эта кратность в проводах медных и алюминиевых по стандарту составляет 10—20, а в сталеалюминиевых проводах 10— 28. В многоповивных проводах кратность шага скрутки более удаленного от центра повива не должна превышать кратности предыдущего повива.
Многопроволочные провода выполняют из меди, алюминия и стали и изготовляют из проволок одинакового сечения, количество которых может быть 7, 12, 19 или 37 ( при таком количестве проволоки лучше всего располагаются вокруг одной центральной). Многопроволочные провода обладают большей механической прочностью и гибкостью, чем однопроволочные, поэтому их в основном применяют для ВЛ распределительных сетей (рис.2.5.2).
Рис. 2.5.2. Конструкции проводов:
а,б — медные, стальные; в — сталеалюминиевые малых сечений; в, д — сталеалюминиевые больших сечений; е — стальной канат с одним повивом алюминиевых проволок.
Поз. 7 — алюминиевые проволоки; поз.2 — стальные проволоки.
У многопроволочных проводов, состоящих из одного материала, разрывная прочность всего провода составляет 90...95% суммы разрывных прочностей отдельных проволок. У сталеалюминиевых проводов разрывная прочность складывается из суммарных разрывных прочностей алюминиевой части и неполной разрывной прочности (при 1%-ном удлинении) стальной части. Это связано с тем, что при достижении в алюминиевых проволоках вре-
менного сопротивл временного сопроп
Временное соп ляет 85...90% сум» вается различными
Многопроволоч волок одного или ] лочном проводе с l ло слоев (включая
Для провода с вов провода может
Преимуществ заключается в сл
1.	Поврежден! его изготовлении, т шему ослаблению волочного провода
2.	Многопровс лочные провода то
3.	В многопро! «утомление» провс
Марки и тех,
В маркировке провод, и номинал материала проволе миниевые, АС — । ется округленное г ниевых проводов менателе). Приме А 70 — алюминие ниевый провод се — сталеалюминие Для распределите сечением 25, 35, 5(
С точки зрени вода, сечение коте сят от номинальнс пересечении рек I линий 1 —35 кВ се а сталеалюминиев
Медные, алии в соответствии < ТУ 16-505.556.74.
Медные про сопротивление м«
юй образующей, называется ' на гибкость провода и его скрутки к диаметру опреде-проводах медных и алюми-алюминиевых проводах 10-крутки более удаленного от редыдущего повива.
меди, алюминия и стали и количество которых может олоки лучше всего распола-1ные провода обладают боль-однопроволочные, поэтому пьных сетей (рис.2.5.2).
водов:
i; г, д — сталеалюминиевые больших поминиевых проволок.
альные проволоки.
з одного материала, разрыв-'/о суммы разрывных прочно-< проводов разрывная проч-аочностей алюминиевой час-)м удлинении) стальной час-юминиевых проволоках вре-
менного сопротивления, в стальных проволоках напряжение не достигает временного сопротивления, а только 80...90%.
Временное сопротивление многопроволочного провода в целом составляет 85...90% суммы временных сопротивлений его проволок, что обеспечивается различными условиями работы проволок в разных повивах.
Многопроволочные провода могут состоять из различного количества проволок одного или разных металлов. Количество проволок N в многопроволочном проводе с центральной проволокой может быть выражено через число слоев (включая центральную проволоку) п:
N = 3n(n-l)+l	(2.5.1)
Для провода с тремя центральными проволоками N = Зп2. Скрутка пови-вов провода может быть правой или левой.
Преимущество многопроволочных проводов перед однопроволочными заключается в следующем:
1.	Повреждение отдельной проволоки многопроволочного провода при его изготовлении, транспортировке, монтаже или ремонте ведет к гораздо меньшему ослаблению его временного сопротивления, чем повреждение однопроволочного провода.
2.	Многопроволочные провода являются более гибкими, чем однопроволочные провода того же сечения.
3.	В многопроволочных проводах не возникает так быстро механическое «утомление» провода в местах его зарепления от вибрации и раскачивания.
Марки и технические характеристики проводов.
В маркировке проводов указывается материал, из которого изготовлен провод, и номинальное сечение проводящей части провода. В зависимости от материала проволок провода маркируются буквами: М — медные, А — алюминиевые, АС — сталеалюминиевые. Номинальным сечением провода является округленное значение площади его проводящей части, а для сталеалюминиевых проводов — проводящей части (в числителе) и стальной (в знаменателе). Примеры условных обозначений проводов по ГОСТ 839—80*Е: А 70 — алюминиевый провод номинального сечения 70 мм2; А 16 — алюминиевый провод сечением 16 мм2; М 35 — медный сечением 35 мм2; АС 50 — сталеалюминиевый сечением 50 мм2; ПС 25 — стальной сечением 25 мм2. Для распределительных сетей 0,4—35 кВ чаще всего применяют провода сечением 25, 35, 50, 70, 95, 120 мм2.
С точки зрения механической прочности ПУЭ запрещают применять провода, сечение которых меньше нормы. Минимальные сечения проводов зависят от номинального напряжения линии. Так, в населенных местностях при пересечении рек и большинства инженерных сооружений при напряжениях линий 1—35 кВ сечение алюминиевых проводов должно быть не менее 35 мм2, а сталеалюминиевых и стальных — не менее 25 мм2.
Медные, алюминиевые и сталеалюминиевые провода изготавливаются в соответствии с ГОСТ 839-80*Е, а провода из сплавов — согласно ТУ16-505.556.74.
Медные провода изготавливаются из проволок марки МТ. Временное сопротивление медных проволок равно 380...430 МПа (38...43 кгс/мм2) в
зависимости от диаметра. Номинальные сечения проводов марки М находятся в пределах 4...400 мм2, провода сечением 4 и 10 мм2 — однопроволочные, сечением — 16...400 мм2 — многопроволочные. Алюминиевые провода изготавливаются из проволок согласно ТУ16-705.472.87. Временное сопротивление проволок составляет 160...200 МПа. Алюминиевые провода марок А, АКП изготавливаются сечением от 16 до 750 мм2; сталеалюминиевые провода марок АС, АСКС, АСКП, АСК — номинальным сечением сечением по алюминию от 10 до 1250 мм2, алюминиевая часть — из проволок согласно ТУ16 -705.472.87, стальная часть — из стальных оцинкованных проволок марок ОС или МС по ГОСТ 9850-72* с временным сопротивлением 1176... 1314 МПа (120... 134 кгс/мм2). В зависимости от качества оцинковок стальные проволоки делятся на две группы. Для проволок марок АС используются стальные проволоки обеих групп, а для проводов марок АСКС, АСКП иАСК — только второй группы (с более качественным покрытием) (таблицы 2.5.1, 2.5.2 а,б).
Таблица 2.5.1. Расчетные данные алюминиевых проводов
Номинальное сечение, мм2	Расчетные данные алюминиевых проводов марки А					
	сечение, мм2	диаметр провода, мм	разрывное усилие провода, Н, не менее	временное сопротивление, МПа, не менее	масса 1 км провода без смазки, кг	строительная длина, м, не менее
16	15,9	5,1	3021	190	43	4500
25	24,9	6,4	4500	180,72	68	4000
35	34,3	7,5	5913	172,39	94	4000
40	40	8,09	6800	170	109,4	—
50	49,5	9	8198	165,62	135	3500
63	63	10,16	10390	164,92	172,3	—
(70)	69,3	10,7	11288	162,89	189	2500
(95)	92,4	12,3	14784	160	252	2000
100	100	12,94	17000	170	274,9	—
(120)	117	14	19890	170	321	1500
125	125	14,47	21250	170	343,6	—
(150)	148	15,8	24420	165	406	1250
160	160	16,37	26400	165	439,8	—
(185)	182,8	17,5	29832	163,19	502	1000
Примечания. 1. Сечения проводов, указанные в скобках, в том числе и для последующих таблиц, рекомендуются для внутрироссийских поставок. 2 Наружный повив имеет правое направление скрутки. 3. Соединение проволок в проводах, скрученных из семи проволок, не считая центральной, не допускается (имеется ввиду заводской дефект).
Таблица 2.5.2а. 1 f
Номинальное сечение, мм2	I
	ЧИС провс
(16)	7
(25)	7
(35)	7
40	7
(50)	7
63	7
(70)	1
(95)	1
100	1
(120)	1
125	1
(150)	1
160	1
(185)	1
200	1
Комбинированные сталеалюминиевые провода — наиболее распространенный вид многопроволочных проводов. Внутренние повивы таких проводов выполняют из высокопрочной стальной, а внешние — из алюминиевой проволоки. Стальной сердечник увеличивает прочность провода. В сталеалюминиевых проводах сочетаются достаточно высокая проводимость алюминия
Таблица 2.5.26.
Марка провода	Число и диаметр проволок, мм
А 16	7 х 1,70
А 25	7 х 2,13
А 35	7 х 2,50
А 50	7 х 3,00
А 70	7 х 3,55
А 95	7 х 4,10
А 120	19 х 2,80
А 150	19 х 3,15
А 185	19 х 3,50
троводов марки М находят-0 мм2 — однопроволочные,
Алюминиевые провода 72.87. Временное сопротив-иниевые провода марок А, сталеалюминиевые про-ным сечением сечением по ь — из проволок согласно IX оцинкованных проволок :менным сопротивлением юти от качества оцинковок 1роволок марок АС исполь-оводов марок АСКС, АСКП енным покрытием) (табли-
вых проводов
IX проводов марки А
ое со-ение, i, нее	масса 1 км провода без смазки, кг	строительная длина, м, не менее
)	43	4500
72	68	4000
59	94	4000
1	109,4	—
52	135	3500
)2	172,3	—
39	189	2500
)	252	2000
1	274,9	—
1	321	1500
)	343,6	—
>	406	1250
)	439,8	—
19	502	1000
Таблица 2.5.2а. Конструктивные данные алюминиевых проводов и проводов из алюминиевых сплавов
Номинальное сечение, мм2	Провода марок А и АКП			Провода марок АН, АНКП, АЖ, АЖКП		
	ЧИСЛО проволок	номинальный диаметр проволок, мм	число повивов	число проволок	номинальный диаметр проволок, мм	число повивов
(16)	7	1,7	1	7	1,7	1
(25)	7	2,13	1	7	2,13	1
(35)	7	2,5	1	7	2,5	1
40	7	2,7	1	—	—	—
(50)	7	3	1	7	3.	1
63	7	3,39	1	—	—	—
(70)	7	3,55	1	—	—	—
(95)	7	4,1	1	—	—	—
100	19	2,59	2	.—	—	—
(120)	19	2,8	2	19	2,8	2
125	19	2,89	2	—	—	—
(150)	19	3,15	2	19	3,15	2
160	19	3,27	2	—	—	—
(185)	19	3,5	2	19	3,5	2
200	19	3,66	2	—	—	—
ках, в том числе и для последующих 1ЫЙ повив имеет правое направление проволок, не считая центральной, не
а — наиболее распространив повивы таких прово-[ешние — из алюминиевой [ность провода. В сталеалю-ая проводимость алюминия
Таблица 2.5.26. Характеристики алюминиевых проводов (ГОСТ 839-80Е)
Марка провода	Число и диаметр проволок, мм	Расчетное сечение, мм2	Расчетный диаметр провода, мм	Сопротивление постоянному току при 20°С, Ом/км, не более	Разрывное усилие провода, даН, не менее	Масса провода, кг/ км	Строительная длина, м. не менее
А 16	7 х 1,70	15,9	5,1	1,838	-/273,6	43	4500
А 25	7 х 2,13	24,9	6,4	1,165	-/410,9	68	4000
А 35	7 х 2,50	34,3	7,5	0,850	-/560,9	94	4000
А 50	7 х 3,00	49,5	9,0	0,588	719,8/776,7	135	3500
А 70	7 х 3,55	69,2	10,7	0,420	1008,8/1069,9	189	2500
А 95	7 х 4,10	92,4	12,3	0,315	1304,3/1385,6	252	2000
А 120	19 х 2,80	117	14,0	0,251	-/1962,3	321	1500
А 150	19 х 3,15	148	15,8	0,198	2275,1/2412,4	406	1250
А 185	19 х 3,50	183	17,5	0,161	2812,5/2983,2	502	1000
с высокой механической прочностью стали. Сталеалюминиевые провода являются в настоящее время основным видом проводов, применяемых при сооружении линий.
Ранее (до 1974 г.) сталеалюминиевые провода в зависимости от соотношения сечения алюминиевой и стальной части маркировались АС (соотношение сечения алюминия и стали 5:6), АСО (облегченные, соотношение сечения алюминия и стали 7,5:8,5) и АСУ (усиленные, соотношение сечения алюминия и стали 4,1:4,4). По специальным техническим условиям выпускались также провода АСУС (усиленные, специальные, соотношение сечения алюминия и стали 0,65:1,5). В соответствии с ГОСТ 839—80 для всех сталеалюминиевых проводов было введено единое буквенное обозначение АС, цифрами указываются номинальные сечения алюминиевой (в числителе) и стальной (в знаменателе) частей провода (табл. 2.5.3 и 2.5.4).
Таблица 2.5.3. Коструктивные данные сталеалюминиевых проводов
	Провода марок АС								
	алюминиевая		стальной		число				
So. 2 а	часть провода		сердечник		повивов		к х 2 х h о	* £ 2 S о s	5	2 X	х
Номинальг сечение, м	число проволок	номинальный диаметр проволок, мм	число проволок	номинальный диаметр проволок, мм	алюминиевых проволок	стальных проволок	отношение сечеь алюминиевой ча< к сечению стальн сердечника	отношение сечег алюминиевой ча< к полному сечен провода	отношение сечег стальной частг к полному сечен провода
(Ю/1,8)	6	1,5	1	1,5	1	—	6	0,857	0,143
(16/2,7)	6	1,85	1	1,85	1	—	6	0,857	0,143
(25/4,2)	6	2,3	1	2,3	1	—	6	0,857	0,143
(35/6,2)	6	2,8	1	2,8	1	—	6	0,857	0,143
40/6,7	6	2,91	1	2,91	1	—	6	0,857	0,143
(50/8,0)	6	3,2	1	3,2	1	—	6	0,857	0,143
63/10,5	6	3,66	1	3,66	1	—	6	0,857	0,143
(70/11)	6	3,8	1	3,8	1	—	6	0,858	0,142
(70/72)	18	2,2	19	2,2	1	2	0,95	0,486	0,514
(95/16)	6	4,5	1	4,5	1		6	0,857	0,143
(95/141)	24	2,2	37	2,2	1	3	0,65	0,393	0,607
100/167	6	4,61	1	4,61	1	—	6	0,857	0,143
(120/19)	26	2,4	7	1,85	2	1	6,25	0,863	0,137
(120/27)	30	2,2	7	2,2	2	1	4,29	0,811	0,189
125/69	18	2,97	1	2,97	2	—	18,11	0,948	0,052
125/20,4	26	2,47	7	1,92	2	1	—	—	—
(150/19)	24	2,8	7	1,85	2	1	7,85	0,887	0,113
(150/24)	26	2,7	7	2,1	2	1	6,14	0,86	0,14
(150/34)	30	2,5	7	2,5	2	1	4,29	0,811	0,189
160/8,9	18	3,36	1	3,36	2	—	—	—	—
160/26,1	26	2,8	7	2,18	2	1	—	—	—
(185/24)	24	3,15	7	2,1	2	1	7,71	0,885	0,115
(185/29)	26	2,98	7	2,3	2	1	6,24	0,862	0,138
(185/43)	30	2,8	7	2,8	2	1	4,29	0,811	0,189
Таблица 2.5.4. Р
	
$ s Я jr X *	
S £ 5 х	сечение,
	мм2
о О>	
х «	
(10/1,8)	10,6/1,77
(16/2,7)	10/2,69
(25/4,2)	24,9/4,15
(35/6,2)	36,9/6,15
40/6,7	40/6,7
(50/8,0)	48,2/8,02
63/10,5	63/10,5
(70/11)	68,0/11,5
(70/72)	68,4/72,1
(95/16)	95,4/15,1
(95/141)	91,2/141
100/16,7	100/16,7
(120/19)	118,0/18
(120/27)	114,0/26
125/69	125/6,9
125/20,4	125/20,4
(150/19)	148,0/18
(150/24)	149,0/24
(150/34)	147,0/34
160/8,9	160/8,9
160/26,1	160/26,1
(185/24)	187/24,2
(185/29)	181/29
(185/43)	185/43,1
(185/128)	187/128
Провода из i ные) и АЖ (терм диаметр проволок евых проводов по но значительно bi
Провода из с сечением 16-50 м дов используются (АН) и термообр{ вом случае — пр< МПа (20...24 кгсу ем 270...280 МПа
[еалюминиевые провода вводов, применяемых при со-
ча в зависимости от соотно-ркировались АС (соотноше-нные, соотношение сечения отношение сечения алюми-<им условиям выпускались ^отношение сечения алюми--80 для всех сталеалю миниобозначение АС, цифрами 4 (в числителе) и стальной 5.4).
еалюминиевых проводов
LC
к сечению стального сердечника	отношение сечения алюминиевой части к полному сечению провода	отношение сечения стальной части к полному сечению провода
6 6 6 6 6 6 6 6 ',95 6 ',65 6 ,25 ,29 1,11 ,85 ,14 .29 .71 ,24 ,29	0,857 0,857 0,857 0,857 0,857 0,857 0,857 0,858 0,486 0,857 0,393 0,857 0,863 0,811 0,948 0,887 0,86 0,811 0,885 0,862 0,811	0,143 0,143 0,143 0,143 0,143 0,143 0,143 0,142 0,514 0,143 0,607 0,143 0,137 0,189 0,052 0,113 0,14 0,189 0,115 0,138 0,189
Таблица 2.5.4. Расчетные данные сталеалюминиевых проводов
Номинальное сечение, мм2	Расчетные данные проводов марок АС								Строительная длина, м, не менее
	сечение, мм2	диаметр, мм		разрывное усилие провода, Н, не менее	временное сопротивление, МПа, не менее	масса 1 км провода, кг			
		провода	стального сердечника			алюминиевой части	стального сердечника	провода без смазки	
(Ю/1,8)	10,6/1,77	4,5	1,5	4089	330,56	28,9	13,8	42,7	3000
(16/2,7)	10/2,69	5,6	1,9	6220	332,8	44	20,9	64,9	3000
(25/4,2)	24,9/4,15	6,9	2,3	9296	320	67,9	32,4	100,3	3000
(35/6,2)	36,9/6,15	8,4	2,8	13524	314,15	100	48	148	3000
40/6,7	40/6,7	8,74	2,91	14400	308,35	—	—	161,3	—
(50/8,0)	48,2/8,04	9,6	3,2	17112	304,27	132	63	195	3000
63/10,5	63/10,5	10,97	3,66	21630	294,29	—	—	254	—
(70/11)	68,0/11,3	11,4	3,8	24130	304,29	188	88	276	2000
(70/72)	68,4/72,2	15,4	11	96826	688,66	188	567	755	2000
(95/16)	95,4/15,9	13,5	4,5	33369	299,81	261	124	385	1500
(95/141)	91,2/141	19,8	15,4	180775	778,53	251	1106	1357	1500
100/16,7	100/16,7	13,82	4,61	34333	294,2	—	—	403,2	—
(120/19)	118,0/18,8	15,2	5,6	41521	303,52	324	147	471	2000
(120/27)	114,0/26,6	15,4	6,6	49465	351,81	320	208	528	2000
125/69	125/6,9	14,67	2,97	29167	221,13	—	—	397,9	—
125/20,4	125/20,4	15,67	5,77	45694	314,26	—	—	503,5	—
(150/19)	148,0/18,8	16,8	5,6	46307	277,62	407	147	554	2000
(150/24)	149,0/24,2	17,1	6,3	52279	301,84	409	190	599	2000
(150/34)	147,0/34,3	17,5	7,5	62643	345,52	406	269	675	2000
160/8,9	160/8,9	16,82	3,36	36178	214,2	—	—	509,4	—
160/26,1	160/26,1	17,73	6,53	57689	309,99	—	—	644,5	—
(185/24)	187/24,2	18,9	6,3	58075	274,98	515	190	705	2000
(185/29)	181/29	18,8	6,9	62055	295,5	500	228	728	2000
(185/43)	185/43,1	19,6	8,4	77767	340,93	509	337	846	2000
(185/128)	187/128	23,1	14,7	183816	583,54	517	1008	1525	2000
Провода из алюминиевого сплава АВЕ имеют маркировку АН (обычные) и АЖ (термоупрочненные). Конструкция этих проводов (количество и диаметр проволок и провода в целом) соответствует конструкции алюминиевых проводов по ГОСТ 839—80, а механическая прочность их соответственно значительно выше, чем алюминиевых.
Провода из сплавов марок АН, АНКП и АЖ, АЖКП изготавливаются сечением 16—50 мм2 и 120—185 мм2 соответственно. Для изготовления проводов используются проволоки согласно ТУ 16-501 из нетермообработанного (АН) и термообработанного (АЖ) алюминиевого сплава марки АВЕ. В первом случае — проволоки марки ACT с временным сопротивлением 180.. 215 МПа (20...24 кгс/мм2, во втором — марки АСЗ с временным сопротивлением 270...280 МПа (30...31,5 кгс/мм2).
Меньшие значения относятся к проволокам большего диаметра. Проволоки меньшего диаметра имеют большую прочность, что связано с технологией изготовления (табл 2.5.5).
Таблица 2.5.5. Характеристики проводов из алюминиевых сплавов марок АЖ и АН (ГОСТ 839—80)
Марка проводов	Число И диаметр проволок, мм	Расчетное сечение, мм2	Расчетный диаметр провода, мм	Сопротивление постоянному току при 20°С, Ом/км, не более		Разрывное усилие провода, даН, не менее		Строительная длина, м, не менее	Масса провода, кг/км
				АЖ	АН	АЖ	АН		
АЖ 16, АН 16	7 х 1,7	15,9	5,1	2,07	1,91	453	332	3000	44,1
АЖ 25, АН 25	7 х 2,12	24,7	6,4	1,33	1,29	704	516	3000	68,6
АЖ 35, АН 35	7х 2,5	34,4	7,5	0,960	0,884	980	719	3000	95,5
АЖ 50, АН 50	7 х 3,0	44,5	9,0	0,665	0,614	1411	1035	3000	137,5
АЖ 70, АН 70	7 х 3,55	69,3	10,7	0,475	0,434	1975	1448	2000	192,5
АЖ 95, АН 95	7 х 4,12	93,3	12,4	0,353	0,326	2659	1950	2000	259,3
АЖ 120, АН 120	19 х 2,8	117,0	14,0	0,283	0,260	3335	2445	2000	326,1
АЖ 150, АН 150	19 х 3,15	148,0	15,8	0,223	0,206	4218	3099	2000	412,7
АЖ 185, АН 185	19 х 3,5	183,0	17,5	0,181	0,167	5216	3825	2000	510,7
a
«о о •о о «с о
*
а ж
ж
* ч а
оо a I
Примечания: 1. Провода марки АЖ —термоупрочненные.
2.	Наружный повив имеет правое направление скрутки.
3.	Соединение проволок в проводах, скрученных из семи проволок, не допускается.
4.	Провода марки АЖ изготовляются из проволоки марки АСЗ, провода марки АН — из проволоки марки ACT.
5.	Срок службы проводов АЖ и АН — не менее 25 лет
В зависимости от соотношения алюминиевой и стальной части сталеалюминиевые провода можно подразделить на семь групп. В табл. 2.5.6а провода сгруппированы по мере убывания отношения сечений (А:С), что соответствует
Таблица 2.5.6а. Группы проводов марок АС
«с о •о о «с о &
3 «с <и а а а * S «ч а а
а Е
* о
а а
«и
а? 3 ж
Е
о
Группа проводов	Номинальные сечения, мм2	Отношение сечений А: С	Отношение сечений А:(А+С)	Отношение сечений С:(А+С)	Временное сопротивление, МПа
4	10/1,8; 16/2,7		0,857; 0,857	0,143; 0,143	331; 331
	25/4,2; 35/6,2		0,857; 0,857	0,143; 0,143	320; 314
	50/8; 70/11	6-6,25	0,857; 0,858	0,143; 0,142	296; 296
	95/16		0,857	0,143	291
	120/19; 150/24		0,863; 0,86	0,137; 0,14	304; 302
	185/29; 240/39		0,862; 0,859	0,138; 0,141	284; 286
5	120/27; 150/34		0,811; 0,811	0,189; 0,189	352; 346
	185/43; 240/ 56		0,811; 0,811	0,189; 0,189	341; 323
6	185/128; 300/204	1,46	0,594; 0,594	0,400; 0,400	384; 307
7	70/72	0,95	0,486	0,514	689
	95/141	0,65	0,393	0,607	778
а а
Е а а а
Е а
а. 5
о «с о ч е
s°°
•s а сч а
45 <©
ЧЭ ем
а Я S ч ко л
Таблица 2.5.66. Характеристики сталеалюминиевых проводов (ГОСТ 839—80Е) и проводов из
' алюминиевого сплава со стальным сердечником (ТУ 16—705.183—81 с изменением АКИТ 4120-83)
Марка провода	Число и диаметр проволок, мм		Рассчетное сечение мм2			Рассчетный диаметр, мм		Сопротивление постоянному току при 20 °C, Ом/ км, не более	Разрывное усилие провода, даН, не более	Масса провода, кг/км	Строительная длина, м. не менее
	алюминиевых	стальных	алюминия	стали	всего провода	стального сердечника	провода				
				Провода нормальной конструкции (АС)							
АС 10/1,8	6 х 1,5	1 х 1,5	10,6	1,77	12,37	1,5	4,5	2,766	—/408,9	42,7	3000
АС 16/2,7	6 х 1,85	1 х 1,85	16,1	2,69	18,79	1,9	5,6	1,800	—/622,0	64,9	3000
АС 25/4,2	6 х 2,3	1 х 2,3	24,9	4,15	29,05	2,3	6,9	1,176	—/929,6	100,3	3000
АС 35/6,2	6 х 2,8	1 х 2,8	36,9	6,15	43,05	2,8	8,4	0,790	—/1352,4	148	3000
АС 50/8,0	6 х 3,2	1 х 3,2	48,2	8,04	56,24	3,2	9,6	0,603	1663,8/1711,2	195	3000
АС 70/11	6 х 3,8	1 х 3,8	68,0	11,3	79,30	3,8	11,4	0,429	2346,3 / 2413,0	276	2000
АС 70/72	18 х 2,2	19 х 2,2	68,4	72,2	140,60	и.о	15,4	0,428	— /9682,6	755	2000
АС 95/16	6 х 4,5	1 х 4,5	95,4	15,9	111,3	4,5	13,5	0,306	3243,3/3336,9	385	1500
АС 95/141	24 х 2,2	37 х 2,2	91,2	141,0	232.2	15,4	19,8	0,321	—/18077,5	1357	1500
АС 120/19	26 х 2,4	7 х 1,85	118	18,8	136,8	5,6	15,2	0,249	— /4152,1	471	2000
АС 120/27	30 х 2,22	7 х 2,20	116	26,6	142,6	6,6	15,5	0,253	—/4946,5	528	2000
АС 150/19	24 х 2.80	7 х 1.85	148	18.8	166,8	5.5	16.8	0,199	— /4630,7	554	2000
АС 150/24	26 х 2,70	7 х 2,10	149	24,2	173,2	6,3	17,1	0,198	— /5227.9	599	2000
АС 150/34	30 х 2,50	7 х 2,50	147	34,3	181,3	7,5	17.5	0,201	—/6264,3	675	2000
АС 185/24	24 х 3,15	7 х 2.10	187	24,2	211,2	6,3	18,9	0.157	5624.1 /5807.5	705	2000
				Провода из алюминиевого сплава (АЖС)							
АЖС 70/39	12 х 2.65	7 х 2,65	661	38,6	104,7		13.3	0,509	6500	484	2000
Примечания: I. Разрывное усилие: в числителе — для проводов из проволоки АТ, в знаменателе — марки АТп.
2. Сталеалюминиевые провода с повышенным содержанием стали могут изготовляться следующих строительных длин: провода АС 70/72, АС 95/141, АС 185/128 — 4000 м.
3. С 1987 г. начат выпуск сталеалюминневых упрочненных проводов типа АСу по ТУ 16-705.176-80 с изменением №2 от 11.12.86 г. следующих сечений: 50/8,0, 70/11; 95/16. все размеры и характеристики этих проводов те же, что и у проводов типа АС. кроме разрывного усилия, которое у од проводов типа АСу выше на 2...6%.
2.5. Неизолированные провода ВЛ 0,4-35 к.В
Таблица 2.5.6в. Механические характеристики и допустимые напряжения алюминиевых и сталеалюминиевых проводов
Материал и марки проводов	Приведенная нагрузка от собственной массы, даН/(мм2 • м)	Модуль упругости, МПа- 10	Температурный коэффициент линейного удлинения, град"1	Предел прочности при растяжении, МПа- 10, для алюминиевой проволоки марок		Наибольшее допускаемое напряжение, МПа -10, для алюминиевой проволоки марок		Допускаемое напряжение при среднегодовой температуре, МПа • 10, для алюминиевой проволоки марок	
				АТ	АТп	АТ	АТп	АТ	АТп
Алюминиевые А и АКП сечением, мм2: от 16 до 35	2,75- 10"3	6,3- 103	23- 10"6	16	17	5,6	6,0	4,8	5,1
50 и 70	2,75 • 10"3	6,3-103	23- 10"6	16	17	6,4	6,8	4,8	5,1
95	2,75 • 10"3	6,3-103	23- 10"6	15	16	6,0	6,4	4,5	4,8
от 120 до 185	2,75 • 10"3	6,3- 103	23- 10"6	16	17	7,2	7,6	4,8	5,1
Сталеалюминиевые АС, АСКС, АСКП и АСК с сечением алюминия, мм2: от 10 до 25 а*=6,0...6,25	3,46 • 10"3	8,25- Ю3	19,2- 10"6	29	30	10,2	10,5	8,7	9,0
от 35 до 95 при а=6,0...6,13	3,46 • 10"3	8,25- 103	19,2-10"6	29	30	11,6	12,0	8,7	9,0
70 при а=0,95	5,37-10“3	13,4- 103	14,5-10"6	67	68	26,8	27,2	20,1	20,4
95 при а=0,65	5,85- 10"э	16,6- Ю3	13,9- 10~6	76	77	30,4	30,8	22,8	23,1
120 и более при <2=6,11...6,25	3,46 • 10"3	8,25- Ю3	19,2- 10“6	29	30	13,0	13,5	8,7	9.0
120 и более при а=4,29...4,39	3,71 -10"3	8.9-103	18,3- 10"6	33	34	14,9	15,3	9,9	10,2
150 и более при а=7,71...8,04	3,34- 10“3	7,7- 103	19,8- 10"6	27	28	12,2	12,6	8,1	8,4
185, 300 и 500 при а=1,46...2,43	4,84 • 10“3	11,4- 103	15,5- 10“6	55	56	25,0	25,2	16,5	16,8
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
* а — отношение сечения алюминиевой части провода к сечению стального сердечника
Примечания: 1. Область применения проводов по ГОСТ 839-80Е см. табл.2.5.7.
2. В районах, где толщина стенки гололеда превышает 22 мм, в сталеалюминиевых проводах сечением 120 мм2 и более при а=4,29...18.09. а также в стальных тросах сечением 95 мм2 и более допускается повышение напряжения при наибольшей нагрузке до 60% предела прочности. Однако при этом для толщины стенки гололеда 20 мм напряжение в этих проводах не должно превышать 45%. а в тросах — 50% предела прочности.
№ е\ & s Я №
ю
Сп
00
D —
Ь 00
00
О <£) СЧ □ сч иэ -< —- см
t* CM LO -I —< см
о CN Ю
8
8
а

возрастанию временного сопротивления провода в целом, и даны конструктивные данные проводов.
Провода с большим и меньшим содержанием стали (групп 5..,7 и 1...2) являются специальными и применяются при обосновании целесообразности и экономичности их использования. Согласно ПУЭ провода 5-й группы применяются в тяжелых гололедно-ветровых условиях с целью увеличения надежности ВЛ при перегрузках. Провода 6-й группы используются для выполнения больших переходов через реки и водоемы. По сравнению с обычными проводами они требуют меньшую высоту опор, а , следованельно, приводят к более экономичному решению. Провода 7-й группы используются в качестве токопроводящего молниезащитного троса.
Применение проводов с уменьшенной разрывной прочностью 1-й и 2-й групп может оказаться более экономичным без ущерба надежности ВЛ в условиях со слабыми гололедными нагрузками или при отсутствии последних. В таких случаях применение таких проводов приводит к оправданной экономии стали на изготовление стальных сердечников. Во всех случаях выбор конструкции проводов обосновывается в проекте линии.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ) и ГОСТ 839-80*Е устанавливают рекомендуемую область применения проводов различных марок. Провода из чистого алюминия и стали применяются в основном на ВЛ напряжением до 10 кВ. Сталеалюминиевые провода 4-й группы наиболее распространены для ВЛ 35—110 кВ.
Дополнительные характеристики алюминиевых и сталеалюминиевых неизолированных проводов ВЛ приведены в таблице 2.5.7.
Таблица 2.5.7. Область применения неизолированных алюминиевых и сталеалюминиевых проводов (ГОСТ 839—80)
Провод	Конструкция	Назначение
Провода алюминиевые марки А Провода алюминиевые марки АКП Провода сталеалюминиевые марки АС Провода сталеалюминиевые марки АСК	Провод сечением от 16 до 800 мм2, скрученный из алюминиевых проволок Провод марки А, но межпроволочное пространство всего провода, за исключением наружной поверхности, заполнено нейтральной смазкой повышенной нагревостойкости Провод сечением от 16 до 1200 мм2, состоящий из стального сердечника и алюминиевых проволок. Провод марки АС, но стальной сердечник изолирован двумя лентами полиэтилентерефталатной пленки. Многопроволочный стальной сердечник под полиэтилентерефталатными лентами должен быть покрыт нейтральной смазкой повышенной нагревостойкости	Применяются в воздушных электросетях для передачи электроэнергии Применяется в воздушных электросетях для передачи электроэнергии на побережье морей, соленых озер, в промышленных районах и районах засоленных песков Применяется в воздушных элек-росетях для передачи электроэнергии Применяются для передачи электроэнергии в воздушных электросетях на побережье морей, соленых озер, в промышленных районах и районах засоленных песков
Окончание таблицы 2.5.7
Провод	Конструкция	Назначение
Провода сталеалюминиевые марки АСКС Провода сталеалюминиевые марки АСКП	Провод марки АС, но межпроволочное пространство стального сердечника, включая его наружную поверхность, заполнено нейтральной смазкой повышенной нагревостойкости Провод марки АС, но межпроволочное пространство всего провода, за исключением наружной поверхности, заполнено нейтральной смазкой повышенной нагревостойкости	Применяются для передачи электроэнергии в воздушных электросетях на побережье морей, соленых озер, в промышленных районах и районах засоленных песков То же
Стальные провода изготавливаются однопроволочные и многопроволочные. Однопроволочные — марки ПСО (провод стальной оцинкованный) диаметром от 3 до 5 мм; многопроволочные — марки ПС и ПМС, свитые из проволок, изготовленных соответственно из обыкновенной или медистой стали, номинальное сечение этих проводов от 25 до 95 мм2, для стальных проводов используются проволоки, имеющие предел прочности на растяжение 539...687 МПа (55...70 кгс/мм2).
В качестве молниезащитного троса на ВЛ в основном используются стальные оцинкованные канаты по ГОСТ 3062-80*, ГОСТ 3064—80* (табл. 2.5.8 и 2.5.9).
Стальные проволоки, идущие на изготовление молниезащитных тросов, изготавливаются в соответствии с ГОСТ 73729*. Временное сопротивление проволок лежит в пределах 1176...1764 МПа (120... 180 кгс/мм2), в зависимости от их диаметра проволоки оцинковываются по трем группам покрытий: для проволоки, работающей в легких условиях, — ЛС, для проволоки, работающей в средних условиях, — СС, для проволоки, работающей в жестких условиях, — ЖС. Механические свойства оцинкованных проволок установлены трех марок: высшая марка — В, первая марка — 1 и бензельная — Б, отличие их заключается в отклонениях по диаметру, во временном сопротивлении и в числе перегибов и скручиваний при испыФаниях проволоки. Стальные тросы маркируются в соответствии с ГОСТ 3062—80*, ГОСТ 3064-80*.
Например:
Канат 9,2-Г-В—Ж—Н-1372(140) по ГОСТ 3062—80* — означает канат диаметром 9,2 мм, по назначению — грузовой, по механическим свойствам — высшей марки, для жестких условий работы, правой свивки, нераскручивающий, с маркировочной группой по временному сопротивлению разрыву 1372 МПа (140 кгс /мм2).
Для ВЛ в основном применяются стальные грозозащитные тросы сечением 35, 50 и 70 мм2. В редких случаях, когда на ВЛ используются специальные тяжелые провода, возникает необходимость в применении тросов сечением более 70 мм2.
Таблица 2.5.8. Механические характеристики и допустимые напряжения стальных проводов и тросов, проводов из алюминиевого сплава	Допустимое напряжение при среднегодовой температуре, МП г, . 1 л
	Наибольшее допустимое напряжение, МПа «10
	Предел прочности при растяжении,
	Температурный коэффициент линейного удлинения. гоад-1
	Модуль упругости, МПа • 10
	Приведенная нагрузка от собственной массы,
	Материал и марки проводов и тросов
оо 2 ©Я я я
О S
-V. _ J
£ О
Оз
tn
I
В
Ж Я
& о 54
X со л>
5 л> Я Я о г
е л> Я'
г о Sa Я Я л> ы с» е я
я
a S
Таблица 2.5.8. Механические характеристики и допустимые напряжения стальных проводов и тросов, проводов из алюминиевого сплава
Материал и марки проводов и тросов	Приведенная нагрузка от собственной массы, даН/(мм2 • м)	Модуль упругости, МПа • 10	Температурный коэффициент линейного удлинения, град'1	Предел прочности при растяжении, МПа • 10	Наибольшее допустимое напряжение, МПа • 10	Допустимое напряжение при среднегодовой температуре, МПа • 10
Стальные:						
однопроволочные ПСОЗ -ПСО5	7,85-10"3	20-103	12- 10'3	40,0	16,0	12,0
многопроволочные ПС всех сечений	8,0-10'3	20- 103	12- 10'3	62,0	31,0	21,6
тросы ТК всех сечений	8,0-10'3	20-103	12-10'3	—	—	—
Из алюминиевого сплава сечением, мм2:						
от 16 до 95 марки АН	2,75-Ю'3	6,5-103	23- 10'3	20,8	8,3	6,2
от 16 до 95 марки АЖ	2,75-10’3	6,5-103	23- 10'3	28,5	11,4	<,5
120 и более марки АН	2,75-10"3	6,5-103	23-10'3	20.8	9,4	6,2
120 и более марки АЖ	2,75- Ю'3	6,5-103	23- 10'3	28,5	12,8	8.5(5,7)
70/39 марки АЖС	4,62 -Ю"3	11,65-103	16-10'3	62,0	27,9	15,5(12,4)
Примечания: 1. Предел прочности при растяжении стальных тросов принимается, исходя из прочности на разрыв по соответствующим ГОСТ, но не менее 1200 МПа. Наибольшее допустимое напряжение стальных тросов равно 50%, а допустимое напряжение при среднегодовой температуре воздуха — 35% предела прочности на растяжение этих тросов.
2.	При расчете других проводов и тросов, не включенных в настоящую таблицу, их механические характеристики должны приниматься по соответствующим нормативным документам; наибольшие допустимые напряжения и допустимые напряжения при среднегодовой температуре не должны превышать соответственно 0,5 и 0,3 предела их прочности.
3.	До разработки виброустойчивых поддерживающих зажимов и зажимов распорок для проводов АЖ 120 и АЖС 70/39 значение допустимого среднеэксплуатационного напряжения рекомендуется ограничить значением не более 0,2 <твр (указано в скобках).
4.	См. также примечание 2 к таблице 2.5.9.
2.5. Неизолированные провода ВЛ 0,4-35 кВ
Таблица 2.5.9. Характеристики стальных проводов
Марка провода	Число и 1 диаметр проволок, мм _____ .	Расчетное сечение, мм2	Расчетный диаметр провода, мм	Электрическое сопротивление. Ом/км		Прочность на разрыв, даН, не менее	Масса провода, кг/км	Строительная длина, м, не менее
				Активное сопротивление при +20°С,	Внутреннее индуктивное сопротивление			
		Провода однопроволочные оцинкованные						
ПСО 3	3,0	7,1	З.о	28...30	—	390(265)	57(55,5)	440
(ПСО 3,5)	3,5	9,6	3,5	24...26	—	525-	75	400
ПСО 4	4,0	12,6	4,0	19...21	—	690(465)	100(98,7)	400
ПСО 5	5,0	19,6	5,0	15...18	—	1080(725)	155(154,2)	320
ПСО 6	6,0	28,3	6,0	—	—	-(1046)	-(221,9)	—
	Провода многопроволоч				ные оцинкованные			
ПС 25	5 х 2,5	24,6	6,8	5,5...6,7	1,0...2,0	1530	194	1500
ПС 35	7 х 2,5	34,4	7,8	4,1...5,3	0,6...1,8	2120	272	1500
ПС 50	12 х 2,3	49,4	9,2	2,8...3,7	0,3...1,2	3050	389	1500
ПС 70	19 х 2,3	76,4	11,5	1,7...2,3	0,2...0,7	4710	617	1500
Примечания: 1. Провода однопроволочные марки ПСО обладают пределом прочности 550 МПа, но в настоящее время не выпускаются. Метизной промышленностью выпускаются стальная, медистая или обыкновенная, оцинкованная проволока диаметром 3, 4, 5 и 6 мм для линии связи (телеграфная проволока) по ГОСТ 1668-73 с изменениями №1 от 09.02.83 г. и №2 от 13.12.84 г. с пределом прочности 360 МПа; прочность такой проволоки указана в таблице в скобках, остальные характеристики те же. что и для проводов ПСО.
2. Электрическое сопротивление (активное и внутреннее индуктивное переменному току) дано для токов от 10 А до максимального тока нагрузки, допускаемого по условиям нагрева.
3. Полное сопротивление переменному току до 15 А для проводов ПСО 3 — 28...30, ПСО 3,5 — 23...25, ПСО 4 — 19...22, ПСО 5 — 15...18 Ом/км.
Условия использования проводов на ВЛ
Для линий напряжением выше 1 кВ применяются только многопроволочные провода сечением не менеее 25 мм2 для АС и ПС и не менее 35 мм2 для А, АН и АЖ. Для грозозащитных тросов применяются, как правило, стальные многопроволочные оцинкованные канаты сечением 35, 50 и 70 мм2, с временным сопротивлением на разрыв не менее 1200 МПа, ТК по ГОСТ 3063—80 или стальные провода ПС тех же сечений. Сечение троса выбирается в зависимости от величин токов короткого замыкания в сети, напряжения линии, сечения и марки проводов и величины пролетов между опорами.
В последние годы появилось и все более расширяется использование грозозащитных тросов линии для организации высокочастотных каналов связи. В этих случаях тросы должны выполняться из хорошо проводящего материала. Для таких целей используют для тросов провода АСУС 70 и АСУС 95 или соответствующие им АС 70/72 и АС 95/141, а также АЖС 70/39. Следует
отметить, что лучш стотного канала ci проволоки по типу сердечник, покрыл На провода и г ческие нагрузки — ний, давление ветр при расчетах при» пролете.Наибольш вода и тросы, покр небольшом голоде! ствии ветра на про наибольшая. Под, ческие напряжени
Провода лини) ческие напряжени не превышали зна
Для проводов, лись минимальны) ние проводов на р нии многочислен») сечений. Минима. новлены в этом с локи, из которой 1 дов из алюминиев на 2...4% в завис
Допускаемые водам установлен растяжении.
Предел прочн проводах различи
Напряжения 1 нагрузок, так и п длины. Поэтому д<
При заданной наибольшие допу сот точек подвесг его до земли.
Наибольшая внешних весовьп либо при высшей турного удлинен»
Наибольшие рыв провода про да. Эти усилия oi
где Т — тяжеиие п проводу, Па.
ipoeodoe
ее ое ie-	Прочность на разрыв, даН, не менее	Масса провода, кг/км	Строительная длина, м, не менее
(кованные			
	390(265)	57(55,5)	440
	525-	75	400
	690(465)	100(98.7)	400
	1080(725)	155(154,2)	320
	-(1046)	-(221,9)	—
вкованные			
)	1530	194	1500
1	2120	272	1500
)	3050	389	1500
г	4710	617	1500
марки ПСО обладают пределом ся. Метизной промышленностью »анная проволока диаметром 3, 4, Т 1668-73 с изменениями №1 от *ЛПа; прочность такой проволоки : же. что и для проводов ПСО. е индуктивное переменному току) пускаемого по условиям нагрева, для проводов ПСО 3 — 28...30, / км.
этся только многопроволоч-1 ПС и не менее 35 мм2 для этся, как правило, стальные м 35, 50 и 70 мм2, с времен-АПа, ТК по ГОСТ 3063-80 ie троса выбирается в зави-в сети, напряжения линии, между опорами.
ряется использование грозо-гастотных каналов связи. В шо проводящего материала. ; АСУС 70 и АСУС 95 или акже АЖС 70/39. Следует
отметить, что лучшие характеристики с точки зрения прохождения высокочастотного канала связи имеют тросы, изготовленные из сталеалюминиевой проволоки по типу «алюмовелд». Каждая такая проволока имеет стальной сердечник, покрытый алюминиевой оболочкой.
На провода и грозозащитные тросы линий действуют различные механические нагрузки — собственная масса, масса гололедоизморозевых отложений, давление ветра. Эти нагрузки являются равномерно распределенными и при расчетах принимаются неизменными по всей длине провода (троса) в пролете.Наибольшие нагрузки обычно возникают при действии ветра на провода и тросы, покрытые гололедом, однако для проводов малых сечений при небольшом гололедообразовании наибольшие нагрузки наблюдаются при действии ветра на провода и тросы, свободные от гололеда, когда скорость ветра наибольшая. Под действием этих нагрузок в проводах появляются механические напряжения.
Провода линий при монтаже натягивают таким образом, чтобы механические напряжения в них под действием внешних нагрузок в эксплуатации не превышали значений, которые определяют запасы прочности провода.
Для проводов, выпускающихся по старому ГОСТ 839—59, не устанавливались минимальные разрывные усилия проводов или временное сопротивление проводов на разрыв. Эти величины регламентировались ПУЭ на основании многочисленных экспериментов с проводами различных конструкций и сечений. Минимальные разрывные усилия проводов по ГОСТ 839—80 установлены в этом стандарте в зависимости от качества алюминиевой проволоки, из которой изготовлен провод. Минимальное разрывное усилие проводов из алюминиевой проволоки АТп больше, чем проводов из проволоки АТ на 2...4% в зависимости от конструкции и сечения провода.
Допускаемые напряжения в проводах или допускаемые тяжения по проводам установлены в ПУЭ в процентах от предела прочности провода при растяжении.
Предел прочности проводов и допускаемые механические напряжения в проводах различных марок и конструкций приведены таблице 2.5.10.
Напряжения материала провода возрастают как при увеличении внешних нагрузок, так и при снижении температуры провода за счет уменьшения его длины. Поэтому допустимые напряжения указываются для различных условий.
При заданной высоте опор и заданном расстоянии от проводов до земли наибольшие допустимые стрелы провеса провода определяют разностью высот точек подвеса провода на опорах и минимально допустимым расстоянием его до земли.
Наибольшая стрела провеса провода наблюдается либо при наибольших внешних весовых нагрузках, под действием которых провод вытягивается, либо при высшей температуре воздуха в данной местности за счет температурного удлинения провода.
Наибольшие усилия действуют на опору в аварийном режиме, если обрыв провода произойдет при наибольших напряжениях в материале провода. Эти усилия определяются по формуле
Т = cS,	(2.5.3)
где Т — тяжение провода, Н; S — сечение провода, м2; о — допустимое напряжение по проводу, Па.
Таблица 2.5.10. Пределы прочности провода и допускаемые механические напряжения в проводах
	Предел прочности провода и троса на растяжение, МПа			Допускаемое механическое напряжение, %	
Марка и сечение проводов и тросов	для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов из проволоки		для проводов и тросов из стали и сплавов	при наибольшей нагрузке и низкой температуре	при среднегодовой температуре
	АТ	АТи			
Алюминиевые А, АКП сечением, мм2: 16...35	160	170	_—	35	30
50...95	160*	170*	—	40	30
120... 400	160*	170*	—	45	30
Сталеалюминиевые АС, АСКС, АСКП, АСК сечением, мм2: 16 и 25	290	300			35	30
35-95	290**	300**	—	40	30
120 и более при А:С=6,11 6,25***	290	300	—	45	30
120 и более при А:С=4,29-^-4,39	330	340	—	45	30
150 и более при А:С=7,71 + 8,04	270	280	—	45	30
185 и более при А:С=1,46	550	560	—	45	30
Стальные: ПС всех сечений	—	—	620	50	35
ТК всех сечений	—	—	Не менее 1200****	50	35
Из алюминиевого сплава сечением, мм2: 16...95 из сплава АН	—	—	208	40	30
16...95 из сплава АЖ	—	—	285	40	30
120 и более из сплава АН	—	—	208	45	30
120 и более из сплава АЖ	—	—	285	45	30
*	Кроме алюминиевых проводов сечением 95 и 240 мм2, для которых предел прочности равен соответственно 150 и 160 МПа.
*	* Для сталеалюминиевых проводов сечением 70 и 95 мм2 при А:С, равном соответственно 0,95 и 0,65, предел прочности равен при 70 мм2 соответственно 670 и 680 МПа, а при 95 мм2 —760 и 770 МПа.
*	** Величина А:С показывает отношение площади сечения алюминия к площади сечения стали.
*	*** Уточняются по соответствующим ГОСТам и ТУ.
При обрыве провода в пролете, смежном с анкерной опорой, на нее действует неуравновешенное тяжение по проводу. Для промежуточных опор расчетное тяжение составляет 0,15...0,5 наибольшего тяжения по проводу
или тросу. Снижен нению с анкернык изоляторов при об[ ний относятся к п оттяжками и т.п.).
Сечение прово которая должна пе ется токовая нагрч мощности и энерп ного действия лиш Увеличение сечем большего сечения тери мощности в .
где 1 — ток по прово/
В то же время линии, что также тимальное решен! нагрузке, которая сти тока. т.е. току да. Экономически торов, среди кото{ риала провода, ре
Многочислен! новить единые зв линий разных наг ниевых и сталеал! тока колеблется с
В процессе э! дачи по ней мощи мической плотное шать длительно л проводах энергия нагрузки может с заданной величш туры окружающе! ра провода. ПУЭ нагрева провода, механических ха максимальной дл: ных конструкций, и отсутствия вет] нии величина дд ваться.
В настоящее водов. Провода с ния внутренней I ля (рис. 2.5.3).
! и допускаемые проводах
:ти провода		Допускаемое	
втяжение,		механическое	
1		напряжение, %	
		о	1 ф
	для проводов и тросов из стали и	a m о S s °-к Н о ж 03 Е Ф ф S * £ к м S	§ 03 Ф CL. X CD *=1 С К s & ш
	сплавов	при на гр) те	при вой
	—	35	30
	—	40	30
	—	45	30
	—	35	30
»	—	40	30
	—	45	30
	—	45	30
	—	45	30
	—	45	30
	620	50	35
	Не менее 1200****	50	35
	208	40	30
	285	40	30
	208	45	30
	285	45	30
2, для которых предел прочности 5 мм2 при А:С, равном соответ-ветственно 670 и 680 МПа, а при 1еиия алюминия к площади сече-
жерной опорой, на нее дей-Для промежуточных опор >шего тяжения по проводу
или тросу. Снижение расчетного тяжения для промежуточных опор по сравнению с анкерными обусловлено гибкостью опор и отклонением гирлянд изоляторов при обрыве провода, поэтому большие значения расчетных тяже-ний относятся к промежуточным опорам жесткого типа (металлические, с оттяжками и т.п.).
Сечение проводов линии электропередачи определяется той мощностью, которая должна передаваться по линии. Передаваемой мощностью определяется токовая нагрузка провода. С увеличением тока увеличиваются потери мощности и энергии в проводе, что ведет к снижению коэффициента полезного действия линии, т.е. понижению ее технико-экономических показателей. Увеличение сечения проводов приводит к снижению потерь, так как провода большего сечения имеют меньшее удельное сопротивление г0(Ом/км), а потери мощности в линии ДР (Вт) определяются формулой
ДР = 37%/,	(2.5.4)
где / — ток по проводам линии, А; I — длина линии, км.
В то же время увеличение сечения проводов приводит к росту стоимости линии, что также может снизить ее технико-экономические показатели Оптимальное решение получается при экономически целесообразной токовой нагрузке, которая обычно соответствует экономически обоснованной плотности тока. т.е. току, отнесенному к единице сечения проводящей части провода. Экономически обоснованная плотность тока зависит от целого ряда факторов. среди которых стоимость топлива на электростанциях, стоимость материала провода, режим работы линии и др.
Многочисленные технико-экономические исследования позволили установить единые значения экономически обоснованных плотностей тока для линий разных напряжений в зависимости от режима их работы. Для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов экономически обоснованная плотность тока колеблется от 1 до 1,5 А/мм2.
В процессе эксплуатации линии может возникнуть необходимость передачи по ней мощности значительно больше той, которая соответствует экономической плотности тока. В этих случаях токовая нагрузка не должна превышать длительно допустимого тока по условию нагрева провода. Теряемая в проводах энергия повышает температуру провода, которая при росте токовой нагрузки может существенно повышаться. Температура нагрева провода при заданной величине тока и сечении провода зависит в основном от температуры окружающего воздуха, наличия ветра и его скорости, наружного диаметра провода. ПУЭ регламентируют максимальную допускаемую температуру нагрева провода, равной 70 °C. При этом не происходит заметного ухудшения механических характеристик провода. ПУЭ устанавливают также величину максимальной длительно допустимой токовой нагрузки для проводов различных конструкций, которая исходит из температуры окружающего воздуха 25 °C и отсутствия ветра. В зависимости от конкретных условий эксплуатации линии величина длительно допустимой токовой нагрузки может корректироваться.
В настоящее время продолжается поиск рациональных конструкций проводов. Провода с расширенным диаметром конструируются путем образования внутренней полости с помощью спиралей или искуственного заполнителя (рис. 2.5.3).
Рис.2.5.3. Кострукции расширенных проводов: а — со стальной спиралью; б — с алюминиевыми фасонными трубками
Коррозия проводов
Провода в процессе эксплуатации подвергаются воздействию различных климатических явлений (колебания температуры, гололедообразование, ветер, дождь), химическим воздействиям вследствие загрязненности атмосферы солями водоемов, уносами промышленных предприятий.
Атмосферная коррозия происходит вследствие растворения при увлажнении промышленных и соляных почвенных загрязнений, превращаемых в электролит. Интенсивность атмосферной коррозии зависит от климата, состава атмосферы, агрессивности газов, морского тумана и составляет для алюминия за 10-летний период от 0,02 до 0,8 мкм/ год соответственно в сельской местности и в промышленных районах. В РФ разработаны антикоррозийные алюминиевые и сталеалюминиевые провода с различным составом заполнителя межпроволочного пространства.
Поэтому материал проводов и тросов должен быть устойчивым против коррозии, в особенности это относится к линиям, проходящим вблизи морских побережий, промышленных предприятий и районов с загрязненной атмосферой.
При работе с проводами необходимо обращать внимание на качество оцинковки стальных тросов и сталеалюминиевых проводов.
Провод должен быть скручен плотно, без вспучивания, перехлестывания, надлома и разрывов проволок.
Сращивание отдельных разорванных проволок многопроволочных проводов допустимо при условии размещения спаек на менее чем на 15 м друг от друга, вне зависимости от того, находятся ли спайки на одной и той же проволоке, или на разных.
Провод должен быть плотно навит на барабан так, чтобы была обеспечена правильная его последующая размотка. Верхний конец провода должен быть прочно укреплен на щеке барабана.
При хранении бы все барабаны, i повреждения пров достаточными интс расстановки бараб; баны на подкладки большом дожде не тросов. Ввиду вью сти площадку xej складов пило мате]
Устанавливать барабаны при оттг скатывания с мест
2.5.2. Схемь
Расположение вании: 1) обеспеч< печением наимень
Нормальная р; яния между прово расстояния. При факторы, как возм рическая прочное проводов при пляс сбросе. Расстояни тельно к указание вующие требован!
Расход мате pi свою очередь зав1
На рис. 2.5.4 на опорах: горизо: зывается располоя (рис. 2.5.4, б...д). гом без смещения наличии горизонт; При горизонталь» стывание проводо; ря чему повышает ледных районах Г расположению пр
В особо голол ложением провод проводов предпоч кой проводов. Не расположением п выше-расположен
с проводов: фасонными трубками
ся воздействию различных ололедообразование, ветер, 1агрязненности атмосферы иятий.
* растворения при увлажнений, превращаемых в элек-1висит от климата, состава и составляет для алюминия ветственно в сельской мес->аботаны антикоррозийные >личным составом заполни
н быть устойчивым против , проходящим вблизи морс-зайонов с загрязненной ат-
щать внимание на качество с проводов.
чивания, перехлестывания,
к многопроволочных прово-менее чем на 15 м друг от ки на одной и той же прово-
так, чтобы была обеспечена конец провода должен быть
При хранении проводов и тросов на базах необходимо проследить, чтобы все барабаны, во избежание возможности умышленного или нечаянного повреждения провода были зашиты, расставлены в правильные ряды и с достаточными интервалами, чтобы можно было прочесть маркировку. Для расстановки барабанов надо подбирать сухую площадку или поставить барабаны на подкладки, чтобы нижняя часть их при весенних ростепелях или при большом дожде не оказались погруженными в воду, что особенно вредно для тросов. Ввиду высокой стоимости проводов и в целях пожарной безопасности площадку желательно выбирать подальше от деревянных построек и складов пиломатериалов.
Устанавливать на подкладки барабаны надо с таким расчетом, чтобы барабаны при оттаивании земли не опрокинулись, против непроизвольного скатывания с места они должны быть закреплены подкладкой клиньев.
2.5.2. Схемы расположения проводов на опорах
Расположение проводов на опорах определяются двумя группами требовании: 1) обеспечением нормальной работы проводов в пролетах и 2) обеспечением наименьшего расхода материалов на опоры.
Нормальная работа проводов в пролетах предусматривает такие расстояния между проводами, которые исключают их сближение на недопустимые расстояния. При параллельном следовании проводов учитываются такие факторы, как возможные несинхронные их раскачивания при ветре, диэлектрическая прочность воздушного промежутка между проводами, колебания проводов при пляске, отклонения и подскоки проводов при гололеде или его сбросе. Расстояния между проводами и молниезащитными тросами дополнительно к указанному учитывают также условия молниезащиты. Соответствующие требования отражены в ПУЭ.
Расход материалов на опоры связан с конструктивной схемой опоры, в свою очередь зависимой от схемы расположения проводов и тросов.
На рис 2.5 4 изображены различные взаимные расположения проводов на опорах: горизонтальное, вертикальное и смешанное. Горизонтальным называется расположение проводов в один ярус параллельно поверхности земли (рис. 2.5.4, б...д). Расположение проводов в два и три яруса друг над другом без смещения по вертикали называется вертикальным (рис. 2.5.4е), а при наличии горизонтального смещения — смешанным (рис. 2.5.4, ж...з, и...к). При горизонтальном расположении проводов практически исключается схлестывание проводов при неравномерной гололедной нагрузке и ветре, благодаря чему повышается надежность работы ВЛ в эксплуатации В сильно гололедных районах ПУЭ рекомендуют отдавать предпочтение горизонтальному расположению проводов.
В особо гололедных районах применение опор с горизонтальным расположением проводов является обязательным. Горизонтальное расположение проводов предпочтительно также в районах с частой и интенсивной пляской проводов. Необходимо иметь в виду, что на опорах с горизонтальным расположением проводов существует опасность схлестывания проводов с выше-расположенными молниезащитными тросами, в связи с чем последние
Рис.2.5.4. Схемы расположения проводов на опорах ВЛ 0,4—35 кВ:
а — смешанное (для ВЛ 0,4 кВ); б...д — горизонтальное; е...З — смешанное (для ВЛ 6-35 кВ);
и...К — смешанное для двухцепных (ВЛ 35 кВ) радикальное для ВЛ
Расстояния, регламентируемые ПУЭ: А — горизонтальное расстояние между проводами фаз;
В — расстояние между проводами в ярусах двух ВЛ;
D — горизонтальные расстояния между проводами одной линии.
следует крепить в таких местах, которые гарантировали бы исключение их сближений с проводами.
Вертикальное расположение проводов обладает тем преимуществом, что при этом ВЛ имеет наименьшую ширину полосы земли, занимаемую проводами и опорами. Такое расположение проводов имеет место на ВЛ со штыревыми изоляторами, на ВЛ проходящих в стесненных условиях, а также в районах, где отсутствуют или незначительны гололедные образования.
Следует отметить, что ПУЭ не запрещает применять вертикальное расположение проводов при соответствующем выборе расстояния между проводами по вертикали, исключающего их схлестывания. Однако такие решения в основном оказываются неэкономичными. Наиболее радикальной схемой, синтезирующей преимущества как горизонтального, так и вертикального расположения проводов, является смешанное расположение. Горизонтальные смещения А (рис. 2.5.4и, к) позволяют резко снизить расстояния В между ярусами.
Горизонтальные расстояния D (рис. 2.5.4, г), вертикальные В и горизонтальные смещения А регламентируются ПУЭ.
Горизонтальное расположение проводов требует более сложных конструктивных схем опор — портальных, типа “рюмка” и других по сравнению с одностоечными опорами при вертикальном или смешанном расположении.
Достоинством опор с вертикальным и смешанным расположением проводов является то, что в них используются более короткие траверсы, благодаря чему крутящие моменты на стойку опоры значительно уменьшаются.
На рис.2.5.4, и приведена наиболее распространенная схема расположе-
ния проводов двухх найская”. Из них с поэтому они приня опоры требуют бол( нижних траверс с о понижения высоты тов, что снижает эг
Требуемые рас< проводов согласно водов в вер тикал ьн В связи с этим в проводов в смежш лютных расстоянш положении.
Опоры ВЛ до цепей. На них кро» щий нейтраль трав
Провод, соедив называют фазным рализованном упрг
На ВЛ 0,4 кВ опорах: на самом в низу — нулевой. I нулевой, называют ные провода некот< жение проводов н; зонтальным (в оди и смешанным, прг относительно друг
Количество пр опорах ВЛ напря» провода), на двухп водов).
2.5.3. Габар
Габаритом п до поверхности зег пересечениях — поверхности шосс пересечении их в< наименьшее допус при прохождении л ениям и т. д.).
Габарит прово сближениях устан ти, по которой пре новлены следующ]
зпорах ВЛ 0,4-35 кВ:
— смешанное (для ВЛ 6—35 кВ); адикальное для ВЛ.
хтояние между проводами фаз;
ах двух ВЛ; ами одной линии.
ировали бы исключение их
ет тем преимуществом, что земли, занимаемую прово-«еет место на ВЛ со штыре-нных условиях, а также в зледные образования.
менять вертикальное распо-: расстояния между прово-тия. Однако такие решения эолее радикальной схемой, го, так и вертикального рас-оложение. Горизонтальные [ть расстояния В между яру-
вертикальные В и горизон-
5ует более сложных конст-а” и других по сравнению с :мешанном расположении.
энным расположением про-короткие траверсы, благода-чительно уменьшаются.
раненная схема расположе-
ния проводов двухцепных линий: прямая и обратная “елка”, “бочка” и “дунайская”. Из них опоры типа “бочка” являются наиболее экономичными и поэтому они приняты в качестве унифицированных. Двух- и трехъярусные опоры требуют более высоких стоек, при одинаковых высотах расположения нижних траверс с одноярусными опорами, что не всегда выполнимо. В случае понижения высоты нижней траверсы необходимо сокращать длины пролетов, что снижает экономичность таких опор.
Требуемые расстояния между проводами при смешанном расположении проводов согласно ПУЭ 6-го издания иногда приводили к схестыванию проводов в вертикальной плоскости как при сбросе гололеда, так и при пляске. В связи с этим в ПУЭ 7-го издания увеличены горизонтальные смещения проводов в смежных ярусах, которые определяются как функции от абсолютных расстояний при чисто горизонтальном или чисто вертикальном расположении.
Опоры ВЛ до 1000 В, как правило, позволяют подвешив-ать несколько цепей. На них кроме фазных прикрепляют еще и нулевой провод, соединяющий нейтраль трансформаторов с нейтралью токоприемников.
Провод, соединенный с фазным выводом трансформатора или генератора, называют фазным, а питающий светильники уличного освещения при централизованном управлении ими, — проводом наружного освещения.
На ВЛ 0,4 кВ принят следующий порядок расположения проводов на опорах: на самом верху — фазные, ниже — наружного освещения и в самом низу — нулевой. Участок линии, на котором имеются провода всех фаз и нулевой, называют полнофазным, а участок линии, на котором имеются фазные провода некоторых фаз и нулевой провод, — неполнофазным. Расположение проводов на опорах ВЛ всех классов напряжений может быть горизонтальным (в один ярус), вертикальным (друг над другом в два-три яруса) и смешанным, при котором вертикально расположенные провода смещены относительно друг друга горизонтально.
Количество проводов на опорах может быть различным. На одноцепных опорах ВЛ напряжением выше 1000 В подвешивают одну цепь (три фазных провода), на двухцепных опорах—две параллельно идущие цепи (шесть проводов).
2.5.3. Габариты, пересечения и сближения проводов
Габаритом провода над землей называется расстояние от проводов до поверхности земли при наибольшей стреле провеса; габаритом ВЛ при пересечениях — наименьшее расстояние проводов линии по вертикали до поверхности шоссейных и железных дорог, рек, проводов линий связи или пересечении их воздушной линией; габаритом ВЛ при сближениях — наименьшее допустимое расстояние от проводов ВЛ до различных объектов при прохождении линии параллельно этим объектам (например, зданиям, строениям и т. д.).
Габарит провода над землей, а также габариты ВЛ при пересечениях и сближениях устанавливаются ПУЭ в зависимости от группы ВЛ и местности, по которой проходит трасса линии. В населенных местностях ПУЭ установлены следующие габариты провода над землей: для ВЛ напряжением до
1000 В — не менее 6 м, а при пересечении улиц ответвлениями от ВЛ к вводам в здания расстояние от проводов до тротуаров и пешеходных дорожек должно быть не менее 3,5 м; на стенах зданий от проводов ввода до земли — 2,75 м; для ВЛ напряжением 6-10 кВ — не менее 7 м.(табл. 2.5.11 и 2.5.12).
Таблица 2.5.11. Допустимые расстояния по вертикали между неизолированными проводами линий 0,4—35 кВ над поверхностью земли и пересекаемыми сооружениями
Таблица 2.5.12. Н ли В. сб
Объект пе ресече!
Пересекаемый объект	Наименьшее расстояние по вертикали, м при напряжении, кВ		
	до 1	6-20	35
Прохождение ВЛ по населенной местности Прохождение ВЛ по ненаселенной местности Прохождение ВЛ по труднодоступной местности Прохождение ВЛ по гористой местности (расстояние до недоступных склонов гор и скал) От провода до головки рельса в нормальном режиме работы линии для неэлектрифициро-ванных железных дорог: а)	нормальной колеи общего и необщего пользования и узкой колеи общего пользования б)	узкой колеи необщего пользования Автомобильные дороги и до полотна дороги Линии электропередачи, провода связи и контактные сети электрофицированных железных	6	7 6 5 7,5 5 7	7 7,5
дорог Провода связи и сигнализация при отсутствии	2*	3	3
грозозащиты на ВЛ	4	4	5
Провода трамваев и троллейбусов	3**	3	3
Канатные дороги и надземные трубопроводы Судоходные реки до уровня высоких вод Несудоходные реки до уровня высоких вод До судов или сплава при наивысшем горизонте вод До льда	3* * *	3 6 3** ** 2 6	4
* Для ВЛ до 1 кВ допускается расстояние 1,25 м.
** Для ВЛ до 1 кВ допускается расстояние 1,5 м.
*** Для ВЛ до 1 кВ допускается расстояние 1,5 м при прохождении под канатной дорогой
**** Для ВЛ до 1 кВ допускается расстояние 2 м.
***** ПУЭ 7-го издания
Провода связи при зи должны быть во кающей опоре ВЛ, Провода связи при между, крайни ных участках в стесненных
Провода связи: параллельное
между крайни на своб
в стесн
Пересечение с лив
Кабельные линии; ние между кабелы ми частями опор I
Подземные трубоп| тепло-, нефте- и ка на свободных в стесненных
Пожарные гидрант колонки от опор Бензиновые колон С другими лиииян провода, про; верхней ВЛ, ближе к опор опора нижне ней линии
Параллельное пре ми линий;
на свободны; в стесненны, проводами
Опоры трамвайнь проводов ВЛ
щ ответвлениями от ВЛ к уаров и пешеходных доро-ший от проводов ввода до - не менее 7 м.(табл. 2.5.11
по вертикали между ми линий 0,4—35 кВ над екаемыми сооружениями
шьшее расстояние по верти-пи, м при напряжении, кВ		
1	6-20	35
	7 6	7
	5	
		
7,5 6 7		7,5
*	3	3
с* **	4 3 3 6 g** **	5 3 4
	2 6	
«хождении под канатной дорогой.
Таблица 2.5.12. Наименьшие допустимые расстояния по горизонтали между неизолированными проводами и опорами ВЛ 0,4—35 кВ и сооружениями при их пересечении и сближении с ними
Объект пересечения или сближения ВЛ	Наименьшее горизонтальное расстояние , м при напряжении, кВ				
	до 1	до 20		35	
Провода связи при пересечении линии связи должны быть возможно ближе к пересекающей опоре ВЛ, но не менее	2		7		7
Провода связи при сближении: между, крайними проводами на свободных участках трассы ।	в стесненных местах	2 1		Высота опоры		ВЛ
Провода связи: параллельное прохождение	Опред влия	[еляется расчетом ния ВЛ на связь			
между крайними проводами: на свободных участках	Высота опоры 1			ВЛ	
в стесненных местах	Г				4
Пересечение с линиями радиофикации	Линии радиофикации убираются в кабель				
Кабельные линии; параллельное прохождение между кабельной линией и заземленными частями опор ВЛ	1 (0,5)**		10		10
Подземные трубопроводы: водо-, газо-, паро-, тепло-, нефте- и канализационные от опор ВЛ на свободных участках	1		10		15
в стесненных условиях			5		
Пожарные гидранты, люки, водоразборные колонки от опор Бензиновые колонки от опор	2 5 (10)*		Высота опор		ВЛ
С другими линиями высокого напряжения: провода, проходящие под пересекающей верхней ВЛ, должны быть возможно ближе к опоре верхней ВЛ, но не менее			6		
опора нижней линии от проводов верхней линии			5		
Параллельное прохождение ВЛ между осями линий: на свободных участках	Высота наиболее высокой опоры				
в стесненных местах между крайними проводами	2,5				4
Опоры трамвайные и троллейбусные от проводов ВЛ			3		
Продолжение табл. 2.5.12
Объект пересечения или сближения ВЛ	Наименьшее горизонтальное расстояние , м при напряжении, кВ		
	до 1	до 20	35
Любые части канатных дорог и надземных трубопроводов от проводов ВЛ:			
на свободных участках трассы в стесненных местах Гражданские сооружения от крайних проводов ВЛ: балконы, террасы, окна	Вы 1 1,5	сота опоры Е	1Л
глухие стены В ненаселенной местности до отдельно стоящих зданий и сооружений до крайних нео-	1	2	4
тклоненных проводов (охранная зона) Железные дороги от основания опор ВЛ до габарита приближения строений*** на не-электрифицированных железных дорогах или до оси контактной сети электрифицированных железных дорог:		0	15
на свободных участках	Высота опоры ВЛ+3		
в стесненных местах Автомобильные дороги при пересечении от опор ВЛ до бровки земляного полотна: на свободных участках то же в стесненных местах для дорог I и II категории	з Высота опор 5		6
то же для дорог остальных категорий При параллельном прохождении от крайнего провода ВЛ при неотклоненном положе-	1,5		2,5
нии, до бровки земляного полотна		2	4
Прохождение ВЛ по мостам	Принимается по согласованию с		
Прохождение ВЛ по плотинам и дамбам от проводов ВЛ: от отметки гребня и бровки откоса до наклонной поверхности откоса до поверхности переливающейся через плотину воды	организацией, ведающей данным мостом 6 5 4		
*ПУЭ 7-го издания.
** Проложенные в трубах (ПУЭ 7-го издания)
***Габаритом приближения строений называется предназначенное для пропуска подвижного состава предельное поперечное, перпендикулярное к пути очертание, внутрь которого не могут заходить никакие части строений, сооружений и устройств.
Примечание. Расстояние от провода ВЛ до объекта пересечения или сближения определяется при максимальной стреле провеса и наибольшем отклонении првода.
При пересечени рельсов согласно П! ем до 1000 В трамвг м при расстоянии oi да не менее 1,5 м; п троллейбусной лиш щего троса или кон' жением до 1000 В допускается не мен< напряжением 6-10 допускается.
В целях эконом рах проводов ВЛ 1 освещения и изоли этом напряжение м случае провода ВЛ и расстояние по ве независимо от их р. те — не менее 1,25 на вводах в здания ло, располагают по
Провода наруж водами ВЛ, распол; дов ВЛ напряжени допускается.
На ВЛ 0,4 кВ таблице 2.5.13, а и опоре — в табл. 2
Таблица 2.5.13. 1
Материал прово;
Медь
Сталь
Алюминий и его сг
Сталеалюминий
На ВЛ 6-35 к установлены след) в таблице 2.5.15 и расположении про
Тродолжение табл. 2.5.12
мьшее горизонтальное рас-1ие , м при напряжении, кВ
I до 20	35
Высота опоры ВЛ
2	4
10	15
Высота опоры ВЛ+3
3	|	6
Высота опор
5
1,5	2,5
2	4
нмается по согласованию с изацией, ведающей данным мостом
6
5
4
При пересечении ВЛ с железными дорогами габарит провода от головки рельсов согласно ПУЭ должен быть 7,5 м; при пересечении ВЛ напряжением до 1000 В трамвайной и троллейбусной линий — соответственно 8 и 10,5 м при расстоянии от проводов ВЛ до несущего троса или контактного провода не менее 1,5 м; при пересечении ВЛ напряжением 6-10 кВ трамвайной и троллейбусной линий — соответственно 9,5 и 11 м при расстоянии до несущего троса или контактного провода 3 м. Расстояние от проводов ВЛ напряжением до 1000 В при наибольшем их отклонении от зданий и строений допускается не менее 1,5 м до балконов и окон и 1 м от глухих стен; для ВЛ напряжением 6-10 кВ — не менее 2 м. Прохождение ВЛ над зданиями не допускается.
В целях экономии средств возможна совместная подвеска на общих опорах проводов ВЛ напряжением не более 380/220 В, проводов уличного освещения и изолированных проводов радиотрансляционной сети (PC), при этом напряжение между проводами PC должно быть не более 360 В. В этом случае провода ВЛ напряжением 380/220 В располагают над проводами PC и расстояние по вертикали от нижнего провода ВЛ до верхнего провода PC независимо от их размещения на опоре должно быть не менее 1,5 м, в пролете — не менее 1,25 м, а между проводами ответвлений от ВЛ и проводами PC на вводах в здания по горизонтали — не менее 1,5 м. Провода PC, как правило, располагают по одной стороне опор.
Провода наружного освещения, подвешенные на опорах совместно с проводами ВЛ, располагают над нулевым проводом. Совместная подвеска проводов ВЛ напряжением выше 380/220 В и проводов PC на общих опорах не допускается.
На ВЛ 0,4 кВ минимально допустимые сечения проводов приведены в таблице 2.5.13, а наименьшие допустимые расстояния между проводами на опоре — в табл. 2.5.14.
Таблица 2.5.13. Минимально допустимое сечение проводов ВЛ 0,4 кВ
Материал проводов	Сечение проводов, мм2		
	Магистральная часть и от-ветвления основной линии	Ответвления ВЛ к вводам в здания при пролетах, м	
		до 10 м	10...25 м
Медь	6	4	6
Сталь	25	10	12,5
Алюминий и его сплавы	25	16	16
Сталеалюминий	25	16	16
ченное для пропуска подвижности очертание, внутрь которого и устройств.
кта пересечения или сближения 1ем отклонении првода.
На ВЛ 6—35 кВ минимально допустимые расстояния между проводами установлены следующие: на опорах со штыревыми изоляторами приведены в таблице 2.5.15 и на опорах с подвесными изоляторами при горизонтальном расположении проводов на промежуточных опорах — в таблице 2.5.16.
Таблица 2.5.14. Наименьшие допустимые расстояния между проводами ВЛ 0,4 кВ со штыревыми изоляторами
Расположение проводов	Расстояние между проводами на опоре и в пролете по условиям их сближения в пролете при наибольшей стреле провеса до 1,2 м, м, не менее
При вертикальном расположении проводов с	
горизонтальным смещением не более 20 см	
в I, II и III районах гололеда	0,4
в IV районе гололеда	0,6
При другом расположении проводов во всех	
районах гололеда при скорости ветра при го-	
лоледе	
до 18 м/сек	0,4
более 18 м/ сек	0,6
Таблица 2.5.16. А п п п
Напряжение, кВ	Район гололеда
6-10	I
	II
	III
	IV
35	I
	II
	III
	IV
Примечани по напряжениям 6-11
2. На анкерных » лянды подвесных изо дами могут быть таки
Таблица 2.5.17. ;
Таблица 2.5.15. Минимально допустимые расстояния между проводами ВЛ 6—35 кВ со штыревыми изоляторами
Напряжение, кВ	Район гололеда	Толщина стенки гололеда, ММ	Наименьшее расстояние между проводами, м, при стреле провеса, м				
			до 1,5	2	2,5	3	3,5/4
6-10	I	5	0,6	0,7	0,75	0,8	0,85/0,9
	II	10	0,8	0,9	1,0	1,1	1,2/1,25
	III	15	0,95	1,1	1,25	1,35	1,45/1,55
	IV	20 и более	1,1	1,3	1,4	1,5	1,65/1,75
35	I	5	0,85	0,9	1,0	1,05	1,1/1,2
	II	10	1,05	1,2	1,25	1,4	1,45/1,5
	III	15	1,2	1,35	1,5	1,6	1,7/1,8
	IV	20 и более	1,35	1,5	1,65	1,8	1,9/2,0
Допустимая стрела провеса проводов в зависимости от температуры воздуха и толщины стенки гололеда приведена в таблице 2.5.17, а в таблице 2.5.18 — наименьшие расстояния по горизонтали от проводов ВЛ 0,4 кВ до подземных кабелей, трубопроводов и надземных колонок.
Толщина стенки гололеда, мм	
5	
10	
Примечай составляют 0,5...1,5 >
^стояния между ыревыми изоляторами
стояние между проводами на ре и в пролете по условиям ближения в пролете при наи-,шей стреле провеса до 1,2 м, м, не менее
0,4
0,6
0,4
0,6
асстояния между птыревыми изоляторами
Таблица 2.5.16. Минимально допустимые расстояния между проводами ВЛ 6—35 кВ с подвесными изоляторами при горизонтальном расположении проводов на промежуточных опорах
Напряжение, кВ	Район гололеда	Толщина стенки гололеда, ММ	Наименьшее расстояние между проводами, м, при стреле провеса, м					
			до 1,5	2	2,5	3	3,5	4
6-10	I	5	0,83	0,97	1,04	1,1	1,1	1,24
	II	10	1,1	1,24	1,38	1,52	1,66	1,73
	III	15	1,31	1,52	1,73	1,79	2,0	2,14
	IV	20 и более	1,52	1,79	1,93	2,07	2,0	2,14
35	I	5	1,1	1,24	1,38	1,5	1,52	1,73
	II	10	1,5	1,66	1,73	1,93	2,0	2,07
	III	15	1,66	1,86	2,07	2,21	2,35	2,48
	IV	1,86	2,07	2,28	2,28	2,48	2,62	2,76
Примечания:! Из таблицы 2.5.9 [1] взяты результаты по напряжению 35 кВ, а по напряжениям 6—10 кВ данные получены путем интерполяции показателей.
2. На анкерных концевых и угловых, а также промежуточных угловых опорах, где гирлянды подвесных изоляторов находятся в натянутом состоянии, расстояние между проводами могут быть такими же как и на опорах со штыревыми изоляторами (см. табл. 2 5 14)
Таблица 2.5.17. Допускаемая стрела провеса проводов в зависимости от температуры воздуха
сстояние между проводами, м, стреле провеса, м			
	2,5	3	3,5/4
	0,75	0,8	0,85/0,9
	1,0	1,1	1,2/1,25
	1,25	1,35	1,45/1,55
	1,4	1,5	1,65/1,75
	1,0	1,05	1,1/1,2
	1,25	1,4	1,45/1,5
	1,5	1,6	1,7/1,8
	1,65	1,8	1,9/2,0
ависимости от температуры а таблице 2.5.17, а в таблице 1и от проводов ВЛ 0,4 кВ до с колонок.
Толщина стенки гололеда, мм	Температура воздуха при натягивании проводов	Монтажная стрела провеса провода между двумя промежуточными опорами, м	
		ненаселенная местность	населенная местность
5	+20	1,2	0,8
	0	0,9	0,6
	-20	0,6	0,4
10	+20	1,4	0,8
	0	1,0	0,6
	-20	0,7	0,4
Примечание: В пролетах порядка 100 м монтажные стрелы провеса провода составляют 0,5...1,5 м.
Таблица 2.5.18. Наименьшее допустимое расстояние по горизонтали от проводов ВЛ 0,4 кВ до подземных кабелей, трубопроводов и надземных колонок*
Объект сближения	Расстояние, м
Водо-, газо-, паро- и теплопроводы, а также канализационные трубы Пожарные гидранты, колодцы (люки) подземной канализации, водоразборные колонки Бензиновые и газозаправочные колонки Кабели (кроме кабелей связи, сигнализации и радиотрансляции) То же. но при прокладке их в изолирующей трубе	1 2 10 1 0,5
* Из ПУЭ 7-го издания
Для расчета ко ную нагрузку от тя 1,5 кН.
Нагрузка по •
Нагрузка по то нагрева. При npoxi лота, определяема теплоты, / — ток, i
При этом npoi теплоты, получаем' его поверхностью токе превышение янная. Потери тег конвекции, т.е. те 2.5.19). У кабелег происходит толькс
Таблица 2.5.19.,
Провода марок
Главтехуправление Минэнерго СССР своим решением №3-2/87 от 22.01.87 г. изменило редакцию п.2.5.39 ПУЭ, т.е. «По условиям механической прочности на ВЛ 6-10 кВ должны применяться многопроволочные алюминиевые и сталеалюминиевые провода и провода из алюминиевого сплава
АЖ и многопроволочные тросы.
Максимально допустимые сечения проводов: алюминиевых.......................................240 мм2
сталеалюминиевых с отношением А:С=6 в районах с нормативной толщиной стенки гололеда: до 10.........................................35 мм2
15 и 20.................................... 50 мм2
более 20................................... 70 мм2
из алюминиевого сплава АЖ..................... 120 мм2
минимальные допустимые сечения сталеалюминиевых проводов приведены в табл. 2.5.13.
На ВЛ 6-20 кВ при любом расположении проводов расстояние между проводами d по условиям их сближения в пролете должно быть не менее значений, определяемых по формуле
d = 0,75 f + X	(2.5.5)
где f — наибольшая стрела провеса, соответствующая габаритному пролету; X — длина гирлянды изоляторов.
Промежуточные опоры ВЛ с креплением проводов на штыревых изоляторах при помощи проволочной вязки должны быть рассчитаны в аварийном режиме с учетом гибкости опор на обрыв одного провода, дающего наибольшие усилия в элементах опоры. Условная нормативная горизонтальная нагрузка вдоль линии от тяжения оборванного провода при расчете стойки должна приниматься равной 0,5 Тмакс, но не менее 3,0 кН, где Тмакс — наибольшее нормативное тяжение провода.
Сечение провода, мм2	Допу нагруз
	алюми-ниевьк А и АК
10	—
16	105
25	135
35	170
50	215
70	265
95	320
120	375
150	440
185	500
Пр и м е ч а н । и ПС 5...35 A. Tokoi марки АЖ на 6% ме 2. Токовые нагр воздуха +25 °C (см. I ющие поправки: Температура воздуха
Поправочный коэффициент
сстояние по горизонтали годземных кабелей, х колонок*
	Расстояние, м
ю- е	1 2 10 1 0,5
им решением №3-2 /87 от е. «По условиям механичес-ться многопроволочные алю-ода из алюминиевого сплава
Для расчета конструкций опор (кроме стойки) следует принимать условную нагрузку от тяжения оборванного провода равную 0,25 Тмакс, но не менее 1,5 кН.
Нагрузка по току на провода в нормальных режимах.
Нагрузка по току на неизолированные провода допускается исходя из их нагрева. При прохождении электрического тока по проводу выделяется теплота, определяемая по закону Ленца — Джоуля: Q =Prt (Q — количество теплоты, / — ток, г — активное сопротивление провода, t — время).
При этом провод нагревается до температуры, при которой количество теплоты, получаемое им, становится равным количеству теплоты, отдаваемому его поверхностью окружающей среде. Для данного провода при .заданном токе превышение температуры над температурой среды — величина постоянная. Потери теплоты проводами ВЛ происходят главным образом за счет конвекции, т.е. теплового движения воздуха, окружающего провода (табл. 2.5.19). У кабелей, проложенных непосредственно в земле, отдача теплоты происходит только благодаря теплопроводности почвы.
Таблица 2.5.19. Допустимые длительные токовые нагрузки
(по нагреву) на неизолированные провода для ВЛ
Провода марок А, АКП, М, ПС
Сталеалюминиевые провода марок АС
.............240 мм2
6
нки гололеда:
.............35 мм2
.............50 мм2
.............70 мм2
............. 120 мм2
эминиевых проводов приве-
проводов расстояние между юте должно быть не менее
(2.5.5)
>аритному пролету; 1 — длина гир-
эоводов на штыревых изоля-быть рассчитаны в аварий-дного провода, дающего наи-нормативная горизонтальная провода при расчете стойки е 3,0 кН, где — наиболь-
Сечение провода, мм2	Допустимые токовые нагрузки на проводах, А		
	алюминиевые А и АКП	медные М	стальные ПС
10	—	95	—
16	105	130	—
25	135	180	60
35	170	220	75
50	215	270	90
70	265	340	125
95	320	415	135
120	375	485	—
150	440	570	—
185	500	640	—
Сечение провода, (алюминий/ сталь) мм2	Допустимые токовые нагрузки,
Ю/1,8	80
16/2,7	105
25/4,2	130
35/6,2	175
50/8	210
70/11	265
95/16	330
120/19	380
120/27	375
Примечания: 1. Токовые нагрузки на стальные провода ПСО 3...23 А, ПСО 3,5...26 А и ПС 5...35 А. Токовые нагрузки на провода из алюминиевого сплава марки АН на 3%, а марки АЖ на 6% меньше, чем на алюминиевые провода марок А тех же сечений.
2.	Токовые нагрузки определены из расчета нагрева проводов до +70 °C и температуры воздуха +25 °C (см. ПУЭ, гл.1-3). При других температурах рекомендуется применять следующие поправки:
Температура воздуха, °C -5 и 0	+5	+15	+25	+30 +35	+40 +45 +50
ниже
Поправочный
коэффициент	1,3	1,24 1,2	1,1	1,0	0,94 0.88 0.81 0,74 0.67
Температура провода ВЛ не должна превышать установленного значения, что достигается выбором его сечения. Для неизолированных проводов ВЛ максимальная температура допускается не выше 70 °C. При повышении температуры усиливаются окислительные процессы, в результате чего увеличиваются сопротивление контакта, а также количество выделяемой в нем теплоты. Температура соединения растет, окисление усиливается и т. д. до полного разрушения провода в месте соединения.
При прохождении электрического тока в проводнике происходит падение напряжения, вследствие чего напряжение в конце линии в большинстве случаев становится ниже ее напряжения в начале. Кроме того, оно меняется при изменении нагрузки. Провода электрической линии выбирают так, чтобы падение напряжения в них не выходило за некоторые допустимые пределы и, следовательно, в конце линии поддерживалось на требуемом для потребителя уровне. При электрическом расчете проводов определяют в них падение напряжения, если задано сечение, и, наоборот, сечение при известном допустимом падении напряжения.
Допустимые перегрузки линий электропередачи в аварийных режимах. Во избежание преждевременного отключения потребителей и ограничения мощности электростанции допускается перегрузка ВЛ на период ввода резервов, восстановления повреждений на ВЛ и подстанциях, но не более чем на одни сутки. При этом токовая нагрузка на провода ВЛ не должна превышать 120% длительно допустимых значений токовой нагрузки при фактически имеющейся в данное время суток температуре окружающего воздуха. Для расчета аварийной токовой нагрузки ВЛ следует пользоваться коэффициентами перегрузки по отношению к длительно допустимой токовой нагрузке (см. при температуре окружающего воздуха +25 еС, указанными ниже:
2 неизоли£
2.6.1. KpenAt анкерных опор
Способы кре!
Штыревые из< крюки или штыри с.452, I том). Оси кально, чтобы пол
На анкерных, напряжением выи. пряжением ниже лушкой» (рис. 2.6
Рис. 2.6.1. Одина ПАБ (а), или а 1
Температура окружающего воздуха, °C	-5 и 0	+5	+15 +20 +25 +30 +35	+40 +45 +50
ниже
Коэффициент
перегрузки	1,55 1,5	1,44 1,38 1,26 1,2	1,13 1,06 0,97 0.89 0,8
Примечания: 1. Допустимость аварийной перегрузки ВЛ должна быть предварительно проверена на соблюдение минимально допустимых расстояний от проводов ВЛ до земли, дорог, водных пространств, здании и сооружений, ВЛ и линий связи с учетом нагрева проводов электрическим током в соответствии с «Методикой расчета предельных токовых нагрузок по условиям нагрева проводов для действующих линий электропередачи», утвержденных Главтехуправлением Минэнерго СССР (М., СПО «Союзтехэнерго», 1978). Согласно этой методике может быть произведен расчет предельных токовых нагрузок с учетом конкретных метеорологических условий и расстояний между проводом и землей на действующих ВЛ. При этом допустимая температура принимается для медных проводов — 90, а для сталеалюминиевых — 100 °C.
2.	Решение о допустимости аварийной перегрузки ВЛ должно приниматься с учетом состояния проводов, соединительных и натяжных контактных зажимов.
3.	Перечень ВЛ с указанием допустимой аварийной нагрузки для различных сочетаний температуры окружающего воздуха и скорости ветра должен находиться у диспетчера предприятия электрических сетей, и района распределительных сетей.
4.	Таблица допустимых значений аварийной перегрузки ВЛ составлена на основании «Типовой инструкции по ликвидации аварий в электрической части энергосистем», утвержденной Главтехуправлением Минэнерго СССР (СПО, «Союзтехэнерго»; 1986 г.).
Последовател щью вязки типа 1
Лоз. 1
Рис. 2.6.2. Оди крепление пров< бан;
шать установленного значе-1 неизолированных проводов выше 70 °C. При повышении ессы, в результате чего уве-оличество выделяемой в нем пение усиливается и т д. до •1Я
роводнике происходит паде-конце линии в большинстве пе. Кроме того, оно меняется а линии выбирают так, чтобы ’орые допустимые пределы и, та требуемом для потребите-в определяют в них падение чение при известном допусти-
2.6. Крепление и соединение неизолированных проводов на ВЛ 0,4—35 кВ
2.6.1. Крепление проводов на шейке штыревого изолятора анкерных опор
передачи в аварийных ре-очения потребителей и огра-ерегрузка ВЛ на период ввода подстанциях, но не более чем ровода ВЛ не должна превы-овой нагрузки при фактичес-туре окружающего воздуха. 1едует пользоваться коэффи-। допустимой токовой нагруз-+25 С, указанными ниже
Способы крепления проводов на шейке изоляторов.
Штыревые изоляторы должны быть достаточно прочно накручены на крюки или штыри при помощи полиэтиленовых колпачков (см рис. 2 4 12, с.452, I том). Оси штыревых изоляторов следует располагать строго вертикально, чтобы полнее использовать их изолирующие свойства
На анкерных, концевых, угловых и ответвительных опорах провода ВЛ напряжением выше 1000 В крепят петлей (рис.2.6Ла, б), а провода ВЛ напряжением ниже 1000 В — закручиванием проводов так называемой «заглушкой» (рис. 2.6.1в).
i +30 +35	+40 +45 +50
Рис. 2 6.1 Одинарное анкерное крепление провода с помощью зажима ПА или ПАБ (а), или обжимного овального соединителя (б), или «заглушкой» (в).
1 — провод, 2 — зажим или соединитель; 3 — изолятор
1,13 1.06 0.97 0,89 0,8
чрузки ВЛ должна быть предвари х расстояний от проводов ВЛ до 1Л и линий связи с учетом нагрева икой расчета предельных токовых линий электропередачи», утверж-«Союзтехэнерго», 1978) Согласно . токовых нагрузок с учетом конк-роводом и землей на действующих едных проводов — 90, а для стале-
ЗЛ должно приниматься с учетом них зажимов.
нагрузки для различных сочетаний кен находиться у диспетчера пред-х сетей
гаки ВЛ составлена на основании •кой части энергосистем», утверж нозтехэнерго»; 1986 г).
Последовательность выполнения концевого крепления провода с помощью вязки типа НБ-1 (рис. 2.6.2)
Вязка провода к изолятору — две алюминиевые проволоки длиной 1 м и диаметром 2.. 3,5 мм.
Две дополнительные проволоки обернуть вокруг шейки изолятора вместе с основным проводом (поз. 1).
Выполнить плотную намотку (поз. 2).
Отвести в сторону от основного провода петлю и дополнительные проволоки (они были
Рис. 2.6 2 Одинарное концевое анкерное расположены в начале вдоль крепление провода с помощью проволочного основного провода) — (поз. 3).
бандажа типа НБ—1
Дополнительными проволоками выполнить намотку вдоль основного провода длиной 20...40 мм (поз. 4).
Закрепление проводов в петлевом зажиме болтового типа осуществляется путем стягивания болтами плашек, охватывающих соединяемые провода.
При правильном подборе зажимов после полного затягивания гаек между плашками и корпусом зажима должен оставаться зазор; сближение плашек вплотную указывает на неправильность подбора зажимов.
Если петлевые зажимы используются только для механического закрепления проводов, подготавливать провод и контактную поверхность зажимов нет необходимости, — достаточно протереть зажим и провод в месте закрепления его в зажиме тряпкой. Если петлевые зажимы используются для электрического соединения проводов, контактные поверхности зажимов и соответствующие участки проводов должны быть обработаны под контакт.
Если провод крепят на изоляторе овальным соединителем, то в этом случае предварительно соединитель надевают на про-
вод, заводят провод на шейку изолятора, натягивают его и после этого вставляют свободный конец провода в соединитель, подвигают соединитель к изолятору на расстояние не ближе 100 мм и обжимают его клещами.
Поэтому крепление проводов на штыревых изоляторах с помощью овальных соединителей можно выполнить только на концевых, анкерных угловых и переходных опорах, на ответвительных опорах, т.к. только здесь можно предварительно надеть соединитель на укрепляемые провода.
Приведем примеры нескольких способов анкерных креплений проводов на штыревых изоляторах опор ВЛ 0,4-35 кВ. (рис. 2.6.3 ...2.6.10)
для соединения
Рис. 2.6.2. Продолжение
а
Рис. 2.6.3. Один a
2 — термитн
Дополнительными проволо-1 выполнить намотку вдоль овного провода длиной 40 мм (поз. 4).
Закрепление проводов в швом зажиме болтового типа цествляется путем стягива-болтами плашек, охватываю-;соединяемые провода.
При правильном подборе имов после полного затяги-ия гаек между плашками и пусом зажима должен оста-ься зазор; сближение плашек отную указывает на непра-ьность подбора зажимов.
Если петлевые зажимы ис-[ьзуются только для механикою закрепления проводов, .готавливать провод и контакта поверхность зажимов нет •бходимости, — достаточно утереть зажим и провод в :те закрепления его в зажи-тряпкой. Если петлевые замы используются для элект-jecKoro соединения проводов, ггактные поверхности зажи-в и соответствующие участ-проводов должны быть об-эотаны под контакт.
Если провод крепят на изогоре овальным соединителем, в этом случае предваритель-соединитель надевают на про-вают его и после этого встав-юдвигают соединитель к изо-:мают его клещами.
изоляторах с помощью оваль-онцевых, анкерных угловых и т.к. только здесь можно пред-г провода.
анкерных креплений прово-35 кВ. (рис. 2.6.3 ...2.6.10)
Рис. 2.6.3. Одинарное усиленное анкерное крепление провода на штыревых изоляторах анкерной опоры:
а — на деревянной опоре; б — на железобетонной опоре
1 — зажим ПАБ или овальный соединитель;
2 — термитная сварка или зажим ПА, ПАБ, или овальный обжимной соединитель
Рис. 2.6.4.
Полуторное анкерное крепление провода на штыревых изоляторах анкерной опоры: а — на деревянной опоре;
б — на железобетонной опоре
1 — зажим ПАБ или овальный обжимной соединитель;
2 — термитная сварка или зажим ПАБ, или овальный обжимной соединитель
400 б
Рис. 2.6.5. Двойное анкерное концевое крепление провода на штыревых изоляторах:
а — с использованием только болтовых зажимов; б — с комбинированным использованием болтовых зажимов и проволочных вязок; в — с использованием только проволочных вязок.
1 — основной провод; 2 — провод второго крепления
Рис. 2.6.6.
Двойное анкерное крепление провода на штыревых изоляторах анкерной опоры:
1	— зажим ПАБ или овальный соединитель;
2	— термитная сварка или зажим ПАБ, или овальный соединитель
Рис 2.6.7
Одинарное усиленное угловое крепление провода на штыревых изоляторах угловой опоры
1	— зажим ПАБ или овальный соединитель;
2	— термитная сварка, или зажим ПА или овальный соединитель
Стяжные
хомуты
Рис. 2.6.8. Двойное усиленное угловое крепление провода на штыревых изоляторах угловой опоры
1 — зажим ПАБ или овальный соединитель: 2 — зажим ПАБ, или овальный обжимной соединитель, или термитная сварка проводов
Примечая типоразмер зажима вы выполняется плотная i сторон зажима. Толщ зависимости от нару» основании зажима. 2. выполняется двумя ai ния соединяемых про ки — М12 и 2 шайба
2.6.2. Крепл промежуточна
Крепление п
На промежут» зависят от места шейке (рис. 2.6.1]
Рис. 2.6.9. Оптимальные контактные соединения проводов ВЛ 6-10 кВ без их разрыва у изолятора на анкерной опоре (разработаны в Мосэнерго): а — одинарное крепление проводов на ответвительной опоре или на опоре с кабельной муфтой наружной установки; б — двойное крепление проводов одной фазы с одновременным ответвлением этой же фазы; в — крепление провода на линейном разъединителе РЛНД-10; ошиновка концевой опоры к кабельной муфте, к вводу в трансформаторную подстанцию и др.; г — двойное крепление провода на концевой опоре с одновременным ответвлением к ТП, к кабельной муфте и др 1 — изолятор (показана шейка изолятора);
2	— зажимы марки ПАБ или термосварка, или овальный соединитель;
3	— контактная накладка (см. рис. 2.7.31, с. 126, I том);
4	— ответвление от основной линии к ответвлению ВЛ, к трансформатору, к кабельной концевой муфте;
5	— соединение проводов в шлейфе между изоляторами;
6	— овальный соединитель и соединение проводов в петле
Рис. 2.( а
Рис. 2.6.10.
Одинарное анкерное крепление проводов на ответвлении от магистральной части ВЛ:
1 — провод магистральной части ВЛ;
2 — провод ответвления;
3 — зажим ПАБ
Примечанияк рис.2.6.3 ...2.6.10 : 1. При соединении проводов разных сечений типоразмер зажима выбирается по проводу большего сечения, а на проводе меньшего сечения выполняется плотная намотка листового алюминия по длине зажима, плюс 15...20 мм с обеих сторон зажима. Толщина листового алюминия и количество слоев в намотке принимается в зависимости от наружного диаметра меньшего провода и радиусов канавок в плашках и в основании зажима. 2. Соединение проводов разных сечений в петлях опор анкерного типа выполняется двумя аппаратными прессуемыми зажимами типа 2А2 в зависимости от сечения соединяемых проводов. Дополнительно предусматриваются: 2 болта — М12х35, 2 гайки — Ml2 и 2 шайбы пружинные 12Л65Г.
2.6.2.	Крепление проводов на штыревых изоляторах промежуточных опор.
Крепление провода на шейке изолятора.
На промежуточных одностоечных опорах способы крепления проводов зависят от места их крепления на штыревом изоляторе: боковая вязка на шейке (рис. 2.6.11) или на головке (головная вязка — рис. 2.6.12).
роводов ВЛ 6—10 кВ без их 1аботаны в Мосэнерго): или на опоре с кабельной муфтой азы с одновременным ответвлением геле РЛНД-10; ошиновка концевой щию и др.; г — двойное крепление к ТП, к кабельной муфте и др.
овальный соединитель;
, I том);
нию ВЛ, к трансформатору,
голяторами;
одов в петле
Рис. 2.6.11. Технология «простой» боковой вязки проводов: а — без подмотки на проводе; б — с подмоткой на проводе
Рис. 2.6.12. Технология выполнения головной вязки провода на штыревом изоляторе
Примечание. Рис. 2.6.12 приведен для сравнения с боковой вязкой провода. Основные сведения о головной вязке см. ниже.
При боковой в (рис. 2.6.13) и тип.
Головная вязка применяется для крепления проводов больших сечений, боковая — для небольших сечений.
Вопрос о месте крепления провода на шейке изолятора промежуточных опор нормами не предусмотрено; провод может крепиться как с внутренней так и с наружной стороны по отношению к телу опоры. Однако считают целесообразным крепить провод с наружной стороны изолятора по отношению к телу опоры, чтобы удалить провод от тела опоры на возможно большее расстояние, снижая вероятность перекрытия изолятора птицами,севшими на провод.
Но крепление провода с внутренней стороны штыревого изолятора, т.е. ближе к телу опоры, обеспечивает безопасность людей и животных, так как при обрыве проволочной вязки или неисправности зажима провод ложится на крюк или траверсу опоры. Особенно хорошо это обеспечивается на деревянных опорах, потому что провод в этом случае изолирован от земли (когда опора сухая, не смоченная дождем) и провод не перегорает от протекания токов однофазного замыкания на землю через опору, например, на ВЛ 6-35 кВ, и не падает на землю, где он особенно опасен для окружающих.
На угловых промежуточных опорах, когда провод не разрывают на опоре, провод располагают с наружной стороны штыревого изолятора по отношению к углу поворота линии.
Материалом для вязки алюминиевых и сталеалюминиевых проводов и проводов из алюминиевых сплавов служат алюминиевые проволоки провода (лучше всего две проволоки от провода А 95), а для стальных проводов — мягкая стальная проволока диаметром не менее 2 мм. На одну вязку расходуется около 60 см проволоки. В ответственных случаях во избежание повреждения алюминиевых проводов место вязки следует обмотать алюминиевой лентой сечением 10x1 мм, как показано на рис. 2.6.11 перед вязкой заранее заготовляют концы проволок нужной длины в соответствии со способом вязки. При боковой вязке (рис. 2.6.11) середину куска вязальной проволоки, клафут на шейку изолятора. Один конец проволоки обматывают вокруг провода снизу вверх, а другой — сверху вниз. Оба конца выводят вперед, снова закручивают на крест вокруг изолятора и провода, а затем наматывают с двух сторон вокруг провода не менее шести-восьми витков с каждой стороны изолятора.
При закреплении провода нельзя допускать прогибания его под влиянием натяжения вязки. Провод и вязку нельзя повреждать пассатижами. Вязку алюминиевых и сталеалюминиевых проводов следует выполнять руками без применения пассатижей или плоскогубцев.
Тип креплен
ВШ-1
Рис.2.6.13. Бс
Последователе ра проволочной в;
1.	Провод ПОД! тора и на месте ел не шире диаметра
2.	Проволоку точки «О», охваты лятора на проводе тора.
3.	Оба оставш ки изолятора на п
4.	Каждым из витков, как показ; прижимают к пре проволоки крепят
Рациональны) помощи болтовоп
Для бокового применяется такх 2.6.16).
Это креплени
Рнс. 2.6.12.
огия выполнения головной вяз-звода на штыревом изоляторе
>имечание. Рис. 2.6.12 приве-сравнения с боковой вязкой прово-эвные сведения о головной вязке е.
При боковой вязке провода применяют проволочную вязку типа ВШ-1 (рис. 2.6.13) и типа СШ—1 и СШ—2 (рис. 2.6.14).
проводов больших сечений,
е изолятора промежуточных крепиться как с внутренней злу опоры. Однако считают эроны изолятора по отноше-опоры на возможно большее »лятора птицами,севшими на
ы штыревого изолятора, т.е. одей и животных, так как при сима провод ложится на крюк чивается на деревянных опо-от земли (когда опора сухая, протекания токов однофазно-з ВЛ 6—35 кВ, и не падает на овод не разрывают на опоре, евого изолятора по отноше-леалюминиевых проводов и иниевые проволоки провода а для стальных проводов — ! мм. На одну вязку расходу-^чаях во избежание повреж-1ует обмотать алюминиевой 2.6.11 перед вязкой заранее соответствии со способом куска вязальной проволоки, >ки обматывают вокруг проюнца выводят вперед, снова а затем наматывают с двух витков с каждой стороны
рогибания его под влиянием ждать пассатижами. Вязку дует выполнять руками без
Тип крепления	Диаметр вязальной проволоки, мм	Длина подмотки, мм	Длина вязки, мм	Общая длина вязки, мм
ВШ-1	2,8...3,8	800	1400	2200
Рис.2.6.13. Боковая вязка типа ВШ—1 провода на штыревом изоляторе
Последовательность операций при креплении провода на шейке изолятора проволочной вязкой типа ВШ—1 следующая:
1.	Провод поднимают из монтажного ролика или с крюка на шейку изолятора и на месте его касания изолятора выполняют подмотку в обе стороны, но не шире диаметра шейки изолятора.
2.	Проволоку вязки длиной не менее 1400 мм делят пополам, начиная с точки «О», охватывают шейку изолятора проволокой и с обеих сторон от изолятора на проводе выполняют по 3 (не менее) витка с обеих сторон от изолятора.
3.	Оба оставшихся конца от проволоки вязки перебрасывают вокруг шейки изолятора на противоположную сторону к проводу линии.
4.	Каждым из оставшихся концов на проводе линии делают не менее 10 витков, как показано на рис. 2.6.13, а затем концы проволоки вязки с натягом прижимают к проводу вручную (без пассатижей). Левый конец вязальной проволоки крепят аналогично по линии «в» и «в/».
Рациональным способом бокового крепления является крепление при помощи болтового зажима (рис. 2.6.15).
Для бокового крепления провода на шейке головки штыревого изолятора применяется также конструкция, разработанная в системе Латвэнерго (рис. 2.6.16).
Это крепление представляет собой полухомут фасонного профиля с же-
Скоба___________
(оцинкованная проволока Ф4мм)
Тип крепления	Тип изолятора	/?, мм	6, ММ	4, мм	4> мм	ММ	Длина развертки, мм
СШ-1 СШ-2	ШФ10-Г ШФ20-В	37 43	60 70	74 86	190 202	78 91	305 303
Для предохр нем тяжении пре пролете), примен 2.6.17). Зажим ик лабляет силу сце]
Рис.2.6.14. Боковое крепление провода на шейке штыревого изолятора с помощью вязки типа СШ-1 и СШ-2: а — вид в сборе; б — эскиз скобы
Рис.2.6.15.
Боковое крепление провода на штыревом изоляторе промежуточной опоры при помощи болтового зажима
лобом и с двумя надвигаемыми на отогнутые концы полухомута крышками, которые удерживают смонтированный провод. Принцип работы такого крепления заключается в том. что стрела изгиба Н полухомута меньше, чем диаметр D шейки изолятора, благодаря чему возникает усилие Р, прижимающее провод к изолятору
Р = Рт • 2 sin а,	(2.6.1)
где Рт — тяжение по проводу, а угол а образуется в результате изгиба провода полухомутом.
Марка зажима	Ма|	
	А	
ЗАК-10-1	—	2!
	50 <	3!
	70	&
Рис. 2.6.17. К
1 — зажим
(оба
Вязка
а
8-10 витков
б
Длина
развертки, мм
Для предохранения промежуточных опор от поломки при одностороннем тяжении провода (например, при обрыве проводов в промежуточном пролете), применяют для крепления проводов зажимы типа ЗАК—10 (рис. 2.6.17). Зажим имеет конструкцию, которая при одностороннем тяжении ослабляет силу сцепления зажима с изолятором.
Ю 78
)2 91
305
303
яревого изолятора с помощью
2:
эбы
и с двумя надвигаемыми на гые концы полухомута крыш-юторые удерживают смонти-ый провод. Принцип рабо-ого крепления заключается что стрела изгиба Н полу-। меньше, чем диаметр D изолятора, благодаря чему ает усилие Р, прижимающее
к изолятору
= Ру-2 sin а,	(2.6.1)
- тяжение по проводу, а угол а ’ся в результате изгиба провода утом.
300
Марка зажима	Марка и сечение провода				Область применения зажима		Расчетная нагрузка на эле-менты зажима, кН	Масса зажима, кг
	А	АС	АН	АЖ	район по гололеду	ветровой район		
ЗАК-10-1	—	25/4,2	35	25				
	50	35/6,2	50	35	I+IV	I+V	0,70	0,2
	70	50/8,0	70	50				
Рис. 2.6.17. Крепление провода ВЛ 6—10 кВ с помощью зажима ЗАК-10: 1 — зажим типа ЗАК—10; 2 — захват крюковой; 3 — изолятор; 4 — провод ВЛ; Р — расчетная нагрузка на элементы зажима
Примечание. Дополнительный провод двойного крепления должен быть в натянутом состоянии.
Рис. 2.6.18.
Двойное крепление провода на штыревом изоляторе: а — на крюках; б — на траверсе промежуточной опоры.
1 — изолятор; 2 — зажим ПА или ПАБ
Таблица 2.6.1. ( я
Тип крепления	Марка сеченг прово/
	АпС 35/
ВШ-1	АС 50/ АС 70/
СШ-1	АпС 35/
СШ-2	АС 35/
ВГ-1	АС 70/ АС 95/
Головная вязка проводов.
Головную вязку на штыревом изоляторе промежуточной опоры выполняют двумя концами вязальной проволоки (рис. 2.6.12). Оба конца закручивают вокруг головки так, чтобы концы вязки находились с обеих сторон желобка изолятора. Концы вязки делают разной длины. Два коротких конца обматывают 4...5 раз вокруг провода, а длинные концы перекладывают через головку изолятора и также наматывают вокруг провода в 4...5 витков.
Рис. 2.6.19. Крепление провода на головке штыревого изолятора вязкой типа ВГ-1
Крепление провода на головке штыревого изолятора можно осуществлять вязкой типа ВГ—1 (рис. 2.6.19). Последовательность операций при этом виде вязки: на шейку изолятора накладывается петля и закрепляется скручиванием так, чтобы один конец получился длиннее; длинный конец закрепляется на проводе, а провод крепится двумя петлями.
Антивибрационная головная вязка провода на штыревом изоляторе, предохраняющая провод от разрушения при возникновении вибрации, показана на рис. 2.6.20.
Прочность заделки провода проволочной вязкой принимается не более 150 кг. Не следует создавать проволочной вязкой глухого крепления на промежуточных опорах, так как это по условиям работы опоры превращает ее в анкерную, что может повлечь за собой аварию при обрыве проводов.
Рис.2.6.20. Анти
1 е. Дополнительный провод двой Юлжен быть в натянутом состоя
Рис 2.6 18.
 крепление провода на щевом изоляторе:
— на траверсе промежуточной опоры ор, 2 — зажим ПА или ПАБ
межуточной опоры вы пол-2.6. 12) Оба конца закручи-1аходились с обеих сторон длины. Два коротких конца юнцы перекладывают через ровода в 4. 5 витков
ние провода на головке шты-1ятора можно осуществлять 1 ВГ-1 (рис. 2.6.19). После-гть операций при этом виде 1ейку изолятора накладыва-и закрепляется скручивани->бы один конец получился инный конец закрепляется а провод крепится двумя
а на штыревом изоляторе, сновении вибрации, показа-
кой принимается не более глухого крепления на про-)ты опоры превращает ее в и обрыве проводов
Таблица 2.6.1. Область применения стандартных вязок для неизолированных проводов ВЛ 6—35 кВ.
Тип крепления	Марка и сечение провода	Область применения зажима			Местность	Тип изолятора
		район по гололеду	ветровой район	район по пляске		
ВШ-1	АпС 35/6,2 АС 50/8 АС 70/11	I—VII	I-V	С редкой и умеренной	Населенная и ненаселенная	ШФ10-Г ШФ20-В
СШ-1	АпС 35/6,2 АС 35/8 АС 70/11 АС 95/16	I-VII и особый	I-V	С редкой, умеренной и частой пляской	Населенная и ненасе-ленная	ШФ10-Г
						ШФ20-В
СШ-2						
						ШФ10-Г ШФ20-В
ВГ-1						
Рис.2.6.20. Антивибрационная вязка провода на головке штыревого изолятора
Рис. 2.6.21. Демпферная вязка проводов ВЛ 6-10 кВ:
а — вид сверху; б — вид сбоку; в — окончательный вид вязки(вид сбоку); г — металлическая рамка 1 — изолятор ШФ10-Г; 2 — провод; 3 — алюминиевая лента 0,5x10x900 мм; 4 — металлическая рамка оцинкованная — 2 шт.; 5 — алюминиевая проволока диаметром 3 мм и длиной 3 м
2.6.3. Соеди в шлейфах опо
Длина провода ной длиной. Строи ров для проводов
Соединения п{ течением времени ческую прочность
Элементарный ных контактов ме. ду контактами bj противления. Пре печивает значитег
Особенно вам ных проводов, ГДС соединяемых пров провода.
Нарушение к< дельных проволок соединения. Это в в месте соединен!
Соединение п овальными соедин ниевых сплавов), миниевых проводо (для стальных одн же в больших про кие усилия на пре
С применение суемых соединит! проводов. При cot ровать в течении
Обжимные, ci ными и при появл
В некоторых । изготовленных из алюминиевые илк проводами и в др ных материалов т кого контакта мо) разрушится.
Коротко надо! ки (рис. 2 6.22). ] пишут, но эти спс ВЛ 0,4 кВ и при j
В шлейфах от зажимов (при неб соединителей.
2.6.3. Соединение проводов в промежуточных пролетах и в шлейфах опор.
Длина провода или троса, намотанного на барабан, называется строительной длиной. Строительная длина провода колеблется от нескольких километров для проводов мелких сечений до 1 км для проводов крупных сечений.
Соединения проводов должны обеспечивать надежный, не меняющийся с течением времени (стабильный) электрический контакт, и высокую механическую прочность.
Элементарный электрический контакт представляет собой сумму точечных контактов между двумя проводниками. Попадание в пространство между контактами влаги и грязи способствует увеличению электрического сопротивления. Предохранение от загрязнения (герметизация) контакта обеспечивает значительное повышение надежности контактного соединения.
Особенно важна герметизация контакта при соединении многопроволочных проводов, где точечные контакты имеются не только между концами соединяемых проводов, но и между отдельными проволоками разных повивов провода.
Нарушение контактов между проволоками приводит к перегрузке отдельных проволок электрическим током, перегреву этих проволок и всего соединения. Это влечет за собой снижение механической прочности провода в месте соединения и может вызвать обрыв провода.
Соединение проводов в межопорном пролете выполняют обжимными овальными соединителями (для алюминиевого провода и проводов из алюминиевых сплавов), скручиваемыми овальными соединителями (для сталеалюминиевых проводов), болтовыми зажимами марки ПА и ПАБ, а также сваркой (для стальных однопроволочных проводов).. Провода больших сечений, а также в больших промежуточных пролетах, где возникают большие механические усилия на провода, соединяют в петлях (см. рис. 2.4.142, I том)
С применением обжимных и скручиваемых овальных соединителей, прессуемых соединителей значительно повышается герметичность соединения проводов. При соблюдении всех требований к монтажу их можно эксплуатировать в течении десятков лет.
Обжимные, скручиваемые и прессуемые соединения являются неразборными и при появлении дефекта они подлежат вырезке и замене новыми.
В некоторых случаях возникает необходимость в соединении проводов, изготовленных из различных материалов: при сооружении переходов, когда алюминиевые или сталеалюминиевые провода соединяются со стальными проводами и в других аналогичных случаях. Соединение проводов из разных материалов требуют особой тщательности, так как при загрязнении такого контакта может возникнуть электролитическая пара и контакт быстро разрушится.
Коротко напомним о соединении проводов с помощью бандажной скрутки (рис. 2.6.22). Правда, в последние годы об этом методе в литературе не пишут, но эти способы соединения проводов можно уверенно применять на ВЛ 0,4 кВ и при ликвидации аварий на ВЛ 6-10 кВ.
В шлейфах опор провода соединяют между собой с помощью болтовых зажимов (при небольших токах нагрузки) и с помощью обжимных овальных соединителей.
I способ
3
Место, где монтер удерживает провод плоскогубцами
и начало закрутки другой
II способ
5
3111111111111!11111Н1111ШШ111111[
4
ffllllllllllllllllllllllllllllllllllll
Рис. 2.6.22. Соединение проводов в межопорном пролете с помощью бандажной скрутки
В отличие от ВЛ 0,4 кВ закрепление проводов на штыревых изоляторах опор ВЛ 6—35 кВ более сложно по технологии выполнения, т.к. пролеты между опорами более чем в 1,5...1,7 раза протяженнее и поэтому механические нагрузки на провода повышены, провода имеют большее сечение из расчета обеспечения механической прочности и пропуска больших нагрузок.
2.6.4. Схемы крепления проводов и электроаппаратов на опорах ВЛ 0,4-35 кВ со штыревыми изоляторами.
Схемы крепления проводов на опорах ВЛ 0.4—35 кВ представлены на рисунках 2.6.23...2.6.42 и другие необходимые данные в таблицах 2.6.2...2.6.7.
Рис. 2.6.23. Схема крепления проводов на концевой опоре типа К1 ВЛ 0,4 кВ (Серия 3.407.1-136.04.00):
1,2 — изолятор ТФ20-01 или НС-18; 3 — зажим ПА; 4 — зажим ПС
Примечание:
Для проводов сечением 50 мм2 и более в начале ВЛ около подстанции предусматривают установку двух концевых опор по следующей схеме:
Таблица 2.6.2. 1
Ветровой район
Толщина стенки гололеда, мм
Стойка Расче
СВ 110-3,5	ный
(СВ110-1-а) пролет
тнз
Рис 2.6 24 Схема крепления проводов на концевой опоре А10-7 ВЛ 6-10 кВ
а — одинарное анкерное крепление проводов; б — двойное анкерное крепление проводов
А ф
Таблица 2.6.2. Расчетный пролет (I и lt) в зависимости от ветрового района и толщины стенки гололеда (к рис. 2.6.24)
Ветровой район			I.-III, 40...50 даН/м2			IV, 65 даН/м2			V, 80 даН/м2		
Толщина стенки гололеда, мм			5	10	15	5	10	15	5	10	15
Стойка СВ 110-3,5 (СВ110-1-а)	Расчет-ный пролет, м	/	60	60	50	55	55	50	30	30	30
		6	55	55	50	55	55	50	55	55	45
Рис. 2.6.25.
Схема крепления проводов на промежуточной опоре П10-5 ВЛ 0,4 кВ (серия проекта 3.407.1-136.01.00):
1.2 — изолятор, колпачок;
3 — зажим типа ПА;
4 — заземляющий проводник;
ТН1, ТН2 — траверсы; ХЮ — хомут; ПВ — провода проводного вещания
2.6.
Таблица 2.6.3.
I
Ветровой район
Толщина стенки гололеда, мм
Расчетный пролет I], м
Расчетный пролет 12, м
Рис.2 6 26 Схема крепления проводов на промежуточной железобетон ной опоре П10-7
КК — крюк; ОГ22 — оголовок
Рис 2.6 27 Схема двойного крепления проводов на промежуточной опоре типа П10—1 ВЛ 6—10 кВ
1,2 — изоляторы; 3 — траверса;
4 — двойное крепление проводов;
5 — направляющая; 6 — зажим
Схемы пересечения:
Рис. 2.6.28. С.
7 — болт М16х24
1
16, 17 и 18 — за;
Таблица 2.6.3. Расчетный пролет в зависимости от ветрового района и толщины стенки гололеда
Ветровой район	I...II, 40 даН/м2				III, 50 даН/м2				IV, 65 даН/м2				V, 80 даН/м2	
Толщина стенки гололеда, мм	5	10	15	20	5	10	15	20	5	10	15	20	5 10	15
Расчетный пролет//, м	95	80	75	65	90	80	75	65	95	90	75	65	75	75
Расчетный пролет /2, м	90		70	60			70	60	90	85	70	60		70
П. Схема двойного крепле->дов на промежуточной опо-па П10-1 ВЛ 6-10 кВ:
— изоляторы; 3 — траверса; шейное крепление проводов; направляющая, 6 — зажим
опор анкерного типа
ПП10-1	А10-1
Место пересечения
Рис. 2.6.28. Схема крепления проводов на угловых специальных опорах (поворот на угол до 60°) ВЛ 0,4 кВ
7 — стойка опоры; 2 — подкос;
3 — траверса Тн2; 4 — траверса ТН4;
5 — крюк-скоба Кс—18; б — хомут X—4;
7 — болт М16х240х48; 8 — гайка М16.5; 9 — кронштейн; 10,11 — изолятор и колпачок;
12 — изолятор ШФЮ-Г или ШФ20-В; 13 — колпачок:
14, 15 — заземляющие проводники;
76, 17 и 18 — зажимы ПС, ШК, ОК, ПАБ, ПА; 79 — зажим; 20, 21 — вязка и шайба 4x40
700
Рис. 2.6.30. Схе
опор У ',2 — изолятор и к|
I
900
500
Схема установки стоек опоры
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Рис. 2 6.29 Схема крепления проводов на угловой промежуточной опоре УШО—1 на ВЛ 6-10 кВ (серия 10 0173-143 11)
1 2,3 — изолятор ШФ20-В 4 — крепление провода на изоляторе, 5 — зажим заземления; 6 — зажим
Схема установки опоры на ВЛ
Таблица 2.6.4. Расчетные пролеты в зависимости от ветрового района и толщины стенки гололеда
Ветровой район			I...III, 40...50 даН/м2			IV, 65 даН/м2			’ V, 80даН/м2		
Толщина стенки гололеда, мм			5	10	15	5	10	15	5	10	15
Расчетный пролет, м	1	СВ 105-3,6	60	60	50	55	55	50	30	30	30
		СВ 105-5	60	60	50	60	60	50	60	55	50
	1,		40	40	40	40	40	40	40	40	40
А
Рис. 2.6.30. Схема анкерного крепления проводов на штыревых изоляторах опор УА10-6 ВЛ 6—10 кВ с углом поворота от 60° до90°;
1, 2 — изолятор и крюк; 3 — зажим; 4 — узел крепления подкоса; 5 — зажим в петле провода
Схема
Допусти!
установки анкерных опор со штыревыми изоляторами пои углах поворота ВЛ от 60° до 90°
Примечание.
пролеты I u I, см. табл. 2.6.4.
Рис. 2.6.30. Продолжение
Рис.2.6.31.
1 — стойка и подкос;
5 — хомут Х-5: 6 — i 11 — зажим Дополиителы
15 — т 19, При зазе
Примечание:
1. При анкерном креплении проводов вместо тра версы ТН-1 применять траверсу ТН-2.
2. Подкос опоры должен располагаться под углом а к оси ответвления в зависимости от количества под вешиваемых проводов
Допустимый угол установки подкоса ответвительтельной опоры в зависимости от числа проводов
Количество проводов	п,	5								4						3	
	П2	4				3				3			2			2	
	п3	5	4	3	2	5	4	3	2	4	3	2	4	3	2	3	2
а°		10	15	20	30	30	30	30	30	15	20	30	30	30	30	20	30
Примечание.
пролеты I и I, см. табл.2.6.4.
Рис.2.6.31. Схема крепления проводов на анкерных ответвительных опорах ВД 0,4 кВ :
1 — стойка и подкос; 2 — узел крепления подкоса; 3 — траверса типа ТН-4; 4 — траверса типа ТН-2; 5 — хомут X—5; 6 — гайка М16.5; 7 и 8 — изоляторы; 9 — колпачок; 10 — зажим типа 1ПЛК, ПА, ПС, 11 — зажим типа ОК,ПАБ,ПА,ПС; 12 — зажим типаПС-1-1А; 13— кронштейн
Дополнительно при подвеске 2-х или 4-х проводов радиосети устанавливаются:
15 — траверса ТН-1; 16 — хомут Х-4; 17 и 18 — изолятор и колпачок;
19, 20, 21 — заземляющий проводник; 14 — вязальная проволока.
При заземлении нулевого провода (повторное заземление) 22 — зажим ОК
Рис. 2.6.32. Схема крепления проводов на ответвительной опоре ВЛ 0,4 кВ :
1 — стойка СВ 110-2,5; 2 — кронштейн М10; 3 — траверса ТН-1; 4 — траверса типа TH—3;
5 — траверса ТН-2; 6 — Траверса ТН-4; 7 — крюк-скоба ДКС-18; 8 — хомут Х-4;
9 — болт М16х240; 10 — гайка М16.5; 11 — изолятор; 12 — колпачок; 13 — изолятор Ц1Ф10Г;
14 — колпачок; 15 — заземляющий проводник; 16 — заземляющий проводник; 17 — зажим ПС—1—1 А;
18 — зажим ЩДК, ПА, ПС; 19 — зажим ОК, ПАБ. ПА, ПС; 20 — вязальная проволока;
21 — изолятор; 22 — колпачок;
23, 24 — заземляющий проводник; 26 — шайба 4x40.
При заземлении нулевого провода: 15 — заземляющий проводник; 25 — зажим ОК, ПАБ, ПА, ПС
а ответвительной
ГН-1; 4 — траверса типа ТН-3;
а ДКС-18; 8 — хомут Х-4;
олпачок; 13 — изолятор Ц1Ф10Г;
i проводник; 17 — зажим ПС-1-1 А;
;; 20 — вязальная проволока;
шайба 4x40.
ик; 25 — зажим ОК, ПАБ, ПА, ПС
Рис. 2.6.33. Схема крепления проводов на ответвительных угловых опорах ВЛ 0,4 кВ при повороте ВЛ на угол до 90°:
1 — стойка и подкос; 2 — узел крепления подкоса; 3 — траверса ТН-4; 4 — траверса типа ТН-2; 5 — хомут Х-5; 6 — гайка М16.5; 7 и 8 — изоляторы; 9 — колпачок; 10 — зажим типа III ЛК ПА, ПС; 11 — зажим типа ОК,ПАБ,ПА,ПС; 12 — зажим типа ПС-1-1А. Дополнительно при подвеске 2-х или 4-х проводов радиосети устанавливаются:^ — траверса Тн-1; 16 — хомут Х-4;
17 и 18 — изолятор и колпачок; 13, 19, 20, 21 — заземляющий проводник; 14 — вязальная проволока. При заземлении нулевого провода (повторное заземление) 22— зажим ОК.
Допустимый угол установки подкоса ответвительтельной опоры в зависимости от числа проводов
Количество проводов	Магистральный П	5				4			3		2
	Ответвительный Ц	5	4	3	2	4	3	2	3	2	2
а”		60	45	30	20	60	45	30	60	40	60
Рис.2.6.33. Продолжение
Одинарное анкерное крепление проводов
Таблица 2.6.5. Расчет* ветрово
Ветровой район
Толщина стенки гололеда, мм
Стойка СВ 105-3,5 (СВ 110-1- а)
Расчетный пролет I, м
Рис. 2.6.34. Схема крепления проводов на ответвлении от магистральной части ВЛ 6-10 кВ
1, 2, 3 — изолятор штыревой ШФ20-В и штырь У22; 4 — зажим типа ПА;
5 — узел крепления подкоса и крепление заземляющего проводника от оголовка ОГ-1;
6 — зажим типа ПА.
Рис.2.6.35. Схема креплени: жеиерных соору 1 — стойка и подкос; 2 — узел и 5 — хомут X—5; 6 — гайка M16J 10 — заземляющий проводник; 11 -проволока. Дополнительно при  (при необходимости выполнения анк, 15 — хомут >
Таблица 2.6.5. Расчетные пролеты в зависимости от ветрового района и толщины стенки гололеда
Ветровой район		I...III, 40..50 даН/м2			IV, 65 даН/м2			V, 80 даН/м2		
Толщина стенки гололеда, мм		5	10	15	5	10	15	5	10	15
Стойка СВ 105-3,5 (СВ 110-1-а)	Расчетный пролет /, м	60	60	50	55	55	50	30	30	30
Рис.2.6.35. Схема крепления проводов на опоре ВЛ 0,4 кВ при пересечении инженерных сооружений: а — вид сбоку; б — вид сверху.
1 — стойка и подкос; 2 — узел крепления подкоса; 3 — траверса TH—4; 4 — траверса типа ТН-2;
5 — хомут Х-5; 6 — гайка Ml6.5; 7 и 8 — изолятор и колпачок; 9 — зажим типа ЩДК, ПА, ПС;
10 — заземляющий проводник; 11 — зажим ПС-1-1А; 12 — зажим типа ОК,ПА,ПС; 13 — вязальная проволока. Дополнительно при подвеске 2-х или 4-х проводов радиосети: 74 — траверса ТН-1 (при необходимости выполнения анкерного крепления проводов применять вместо TH—1 траверсу ТН-2);
15 — хомут Х-4; 16, 17 и 18 — заземляющий проводник.
ю
Рис.2.6.36. Схема крепления проводов на специальной промежуточной опоре ВЛ 0,4 кВ:
1 — стойка; 2 — траверса типа TH—2;
3 — траверса ТН-4; 4 — траверса типа ТЗ-10;
5 — хомут Х-5; 6 — хомут; 7 — гайка Ml6.5;
8 и 9 — изолятор и колпачок;
10 — изолятор Ц1Ф10-Г; 11 — колпачок;
13 — зажим ПС-1-1А; 14 — зажим типа ОК, ПАБ, ПА, ПС; 15 — вязальная проволока.
Дополнительно при подвеске 2-х или 4-х проводов радиосети: 16 — хомут X—4;
17 и 18 — изолятор и колпачок; 12, 19, 20 — заземляющий проводник. При заземлении нулевого провода (повторное заземление): 21 — заземляющий проводник; 22 — зажим типа ОК.
Рис.
2.6.37. Двойное ai
а —
1, 2 — изолятор, к
800
Вид А
7300 до земли
Рис. 2.6.37. Двойное анкерное крепление проводов на переходной опоре (серия 10.0173—143.11):
а — вид вдоль трассы ВЛ; б — вид сверху.
1, 2 — изолятор, колпачок; 3 — зажим ПА или овальный соединитель
Схема установки анкерной опоры на ВЛ
з
Рис. 2.6.37. Продолжение
Таблица 2.6.6. Расчетные пролеты в зависимости от ветрового района и толщины стенки гололеда
Ветровой район			I...III, 40...50 даН/м2			IV, 65 даН/м2			V, 80 даН/м2		
Толщина стенки гололеда, мм			5	10	15	5	10	15	5	10	15
Расчетный пролет, м	1	СВ105-3.6	60	60	50	55	55	50	30	30	30
		СВ105-5	60	60	50	60	60	50	60	55	50
	!!		55	55	50	55	55	50	55	55	45
Рис.2.6.38. Схема крепле! на которой у< 1 — светильник; 2 — кронштейн Кр 5 — провод изолированный ПРГ 1>
8
ВЛ
\д10-6
1мости от
ы стенки гололеда
65 даН/ м2		V, 80 даН/м2		
10	15	5	10	15
55	50	30	30	30
60	50	60	55	50
55	50	55	55	45
Рис.2.6.38. Схема крепления проводов на промежуточной опоре ВЛ 0,4 кВ, на которой установлен светильник типа НКУ-200:
1 — светильник; 2 — кронштейн Кр-2; 3 <— втулка В-17; 4 — зажим У-867 или ОАС-2, или ВН—12;
5 — провод изолированный ПРГ 1x1.5 (5 мм); 6 — заземляющий проводник; 7 — болт М16х240.45; в — гайка М16.5; 9 — шайба 4x40.
7Ш
А
В,С
Ф,О
Рис. 2.6.39. Схема крепления проводов на промежуточной опоре ВЛ 0,4 кВ, на которой установлен ящик типа А-1227:
1 — ящик навесной типа А—1227; 2 — ящик ЯВШ-3-100.42; 3 — труба 32x2,8 мм длиной 6240 мм;
4 — уголок 32x32 мм; 5 — гайка заземляющая; 6 и 7 — хомут соответственно Х-1 и X—2;
8,9 и 10 — планка П-1,П-2 и П-3; 11 — заземляющий проводник; 12 — гайка М10.5;
13 — болт М10х40.46; 14 — болт М8х30.46; 15 — шайба 8; 16 — гайка М8.5;
17 — зажим типа ОК, ПАБ; 18 — провод АПВ длиной 28 м; 19 — втулка В-34.
очной опоре ВЛ 0,4 кВ, 1-1227:
груба 32x2,8 мм длиной 6240 мм; соответственно Х-1 и Х-2;
одник; 12 — гайка Ml 0.5;
I 8; 16 — гайка М8.5;
м; 19 — втулка В-34.
Рис. 2.6.40. Схема крепления проводов на анкерной опоре ВЛ 0,4 кВ, на которой установлен ящик типа А-1227:
1 — ящик навесной типа А-1227; 2 — ящик ЯВИЗ-60 42; 3 — труба 32x2,8 мм длиной 1690 мм;
4 — уголок 32x32 мм; 5 — гайка заземляющая; 6 и 7 — хомут Х-1;
8,9 и 10 — планка П-1,П-5 и П-3; 11 — заземляющий проводник; 12 — гайка М10.5;
13 — болт М10х40.46; 14 — болт М8х30.46; 15 — шайба 8; 16 — гайка М8.5;
17 — зажим типа ОК, ПАБ; 18 — провода ввода с линии в ящик
Примечания:
1.	Перед подъемом кабельной муфты на опору необходимо проверить возможность посадки кабельной муфты на кронштейн КМ6.
2.	При использовании небронированного кабеля длину уголка поз. 2 принять равной 2,8 м, вместо хомутов марок Х19 применять хомуты марки Х20.
3.	При монтаже разрядника заземляющий проводник на кронштейне РЗ изгибается по месту таким образом, чтобы болт присоединения к разряднику не испытывал натяжения от этого проводника.
4.	Сечение медного провода (ЗП2) принимается в зависимости от сечения разделываемого силового кабеля:
6 мм2 — для кабелей с сечением жил до 10 мм2; 10 мм2 — до 10...25 мм2; 16 мм2 — до 50...120 мм2 и 25 мм2 — до 150...240 мм2.
5.	В скобках приведена глубина укладки кабеля в пахотной земле.
Рис. 2.6.41. Установка кабельной муфты 4КМ (ЗКМ) на опоре ВЛ 0,4 кВ (серия 3.4071-136.23.00):
1 — круг В6; 2 — уголок 75x75x5, длиной 2300 мм; 3 — болт М8х25; 4 — гайка М8; 5 — шайба 8; 6 — муфта мачтовая 4КМ (ЗКМ); 7 — разрядник вентильный РВН-0,5У1; КМ6 — кронштейн ;
РЗ — кронштейн; Х20 — хомут; Х19 — хомут; ЗП2 — заземляющий проводник.
ходимо проверить возможность уголка поз 2 принять равной Х20.
а кронштейне РЗ изгибается по ику не испытывал натяжения от [симости от сечения разделывае-f2 — до 10...25 мм2, 16 мм2 — до □тной земле.
гы 4КМ (ЗКМ)
136.23.00):
8x25; 4 — гайка М8; 5 — шайба 8;
РВН-0.5У1; КМ6 — кронштейн ;
заземляющий проводник
Рис.2.6.41. Продолжение
Примечания:
1.	Все кронштейны и вал привода заземлить проводником ЗП.
2.	Для крепления провода на разряднике использовать верхние одноболтовые плашки зажимов ПА и болты М8х60, гайки М8, шайбы 8Н.
3.	На приводе предусмотреть установку замка.
4.	Концы марок Р2 от трех разрядников соединить между собой и при помощи ЗПЗ соединить с верхним заземляющим выпуском подкоса.
5.	Установку разъединителя с кабельной муфтой на концевой опоре допускается применять в стесненных условиях.
Рис. 2.6.42. Схема крепления проводов у разъединителя и концевой кабельной муфты на ж.б. опоре ВЛ 6-10 кВ (серия 3.407.1-143 1.27):
1,2 — изолятор, штырь; 3 — разрядник; 4 — изолятор; 5 — кабельная муфта
2.6.5. Крепление и р при их пересечении ли водного радиовещание
Крепление проводов к ненаселённой местности д< чением.
При пересечении ней ми проводами линий сел должны соблюдаться cj
Пересечение проводов в пролёте, а с проводами F
Опоры ВЛ, ограничива внутризоновых сетей связи ных сетей (СТС), должны тальных ЛС и PC допуска! дополнительной приставко
Провода ЛС и PC на у1 кую изоляцию с испытател запаса прочности на растя; ях данной местности не ме
Провода ВЛ должны | рах, ограничивающих про; ное крепление или глух) ВЛ 380/ 220 В и ниже д этом провода ЛС на стойк; иметь двойное крепление.
Соединение проводов I юте я. Провода ВЛ должны 35 мм2 для алюминиевых для стальных проводов [1]
При пересечении неиг проводами ЛС и PC должн
Пересечение проводов только в пролёте. Пересеч линиями PC напряжением нять на опорах ВЛ.
Опоры ВЛ, ограничива! типа.
Если провода ВЛ, ЛС аналогичных линий, соеди! непосредственно в пролёта
Однако практика показ водов ВЛ 0,4 кВ необходи пунктов, где могут быть скс ры, детские учреждения, л
я:
1Ы и вал привода заземлить
фовода на разряднике исполь-лтовые плашки зажимов ПА М8, шайбы 8Н.
дусмотреть установку замка.
2 от трех разрядников соедини помощи ЗПЗ соединить с выпуском подкоса.
>единителя с кабельной муф-цопускается применять в стес-
1Я и концевой кабельной
17.1-143.1.27).
— кабельная муфта
2.6.5. Крепление и размещение проводов на опорах ВЛ~0,4кВ при их пересечении между собой и с проводами связи и проводного радиовещания.
Крепление проводов к изоляторам на опорах ВЛ 0,4 кВ в населённой и ненаселённой местности должно быть одинарным [1], за следующим исключением.
При пересечении неизолированных проводов ВЛ с изолированными проводами линий связи (ЛС) и радиотрансляционных сетей (PC) должны соблюдаться следующие требования.
Пересечение проводов ВЛ с проводами ЛС должно выполняться только в пролёте, а с проводами PC — как в пролёте, так и на общей опоре.
Опоры ВЛ, ограничивающие пролёт пересечения с ЛС магистральных и внутризоновых сетей связи и с соединительными линиями сельских телефонных сетей (СТС), должны быть анкерного типа. При пересечении всех остальных ЛС и PC допускаются опоры ВЛ промежуточного типа, усиленные дополнительной приставкой или подкосом.
Провода ЛС и PC на участке пересечения должны иметь атмосферостойкую изоляцию с испытательным напряжением не менее 2 кВ и коэффициент запаса прочности на растяжение при наихудших метеорологических условиях данной местности не менее 1,5.
Провода ВЛ должны располагаться над проводами ЛС и PC. На опорах, ограничивающих пролёт пересечения, провода ВЛ должны иметь двойное крепление или глухую вязку. В исключительных случаях провода ВЛ 380/220 В и ниже допускается располагать под проводами ЛС. При этом провода ЛС на стойках, ограничивающих пролёт пересечения, должны иметь двойное крепление.
Соединение проводов ВЛ, ЛС и PC в пролётах пересечения, не допускаются. Провода ВЛ должны быть многопроволочными с сечениями не менее: 35 мм2 для алюминиевых проводов, 16 мм2 для сталеалюминиевых и 25 мм2 для стальных проводов [1].
При пересечении неизолированных проводов ВЛ с неизолированными проводами ЛС и PC должны соблюдаться следующие требования.
Пересечение проводов ВЛ с проводами ЛС и PC должно выполняться только в пролёте. Пересечения проводов ВЛ с абонентскими и фидерными линиями PC напряжением между проводами до 380 В допускается выполнять на опорах ВЛ.
Опоры ВЛ, ограничивающие пролёт пересечения, должны быть анкерного типа.
Если провода ВЛ, ЛС или PC находятся выше пересекаемых проводов аналогичных линий, соединение их проводов зажимами или соединителями непосредственно в пролётах пересечения не допускаются [1].
Однако практика показывает и подтверждает, что двойное крепление проводов ВЛ 0,4 кВ необходимо в местах пересечения территории населённых пунктов, где могут быть скопления людей или животных (магазины, кинотеатры, детские учреждения, животноводческие фермы, перегоны скота и др.).
Поэтому рекомендуется при ремонте и новом строительстве ВЛ-0,4 кВ предусматривать выше перечисленные усиления креплений проводов на ВЛ-0,4 кВ.
Пересечения ВЛ до 1 кВ между собой рекомендуется выполнять на перекрёстных опорах; допускается также пересечение в пролёте, при этом расстояние по вертикали между ближайшими проводами пересекающихся ВЛ при температуре окружающего воздуха плюс 15 °C без ветра должно быть не менее 1м.
В местах пересечения ВЛ между собой могут применяться анкерные и промежуточные опоры.
При пересечении ВЛ в пролёте место пересечения следует выбирать возможно ближе к опоре верхней пересекающей ВЛ, при этом расстояние по горизонтали между опорами пересекающей ВЛ и проводами пересекаемой ВЛ должно быть не менее 2 м [1].
2.6.6. Способы крепления проводов и тросов на подвесных изоляторах опор ВЛ 6—35 кВ.
1. Способы крепления проводов на натяжных изолирующих гирляндах.
Для крепления проводов непосредственно на изолирующей подвеске применяют линейные зажимы в зависимости от назначения подвески, сечения провода (его диаметра), материала провода и др.
Изолирующие подвески комплектуются подвесными изоляторами в зависимости от напряжения и типа изоляторов в условиях чистой атмосферы и в соответствии с табл. 2.3.7 (I том, с. 426) — для загрязнённой атмосферы.
На рисунке 2.6.43 и 2.6.44 приведены изолирующие подвески с зажимами типа НЗ и НКК для крепления провода. При этом в шлейфе провода крепят болтовыми зажимами ПА , ПАБ или обжимными зажимами.
На рисунке 2.6.45...2.6.48 для крепления провода использованы болтовые зажимы НБ-2, НБ-3 и НБН.
На рисунке 2.6.49 приведено крепление провода на изолирующей натяжной подвеске с помощью зажима НКК.
На рисунке 2.6.50 приведено анкерное крепление проводов и тросов на промежуточной анкерной опоре и на концевой анкерной опоре ВЛ 6-10 кВ. При этом для крепления провода применён зажим типа НКК и др.
тельстве ВЛ-0,4 кВ прежний проводов на ВЛ-0,4
гется выполнять на пере-। пролёте, при этом рас-ми пересекающихся ВЛ ез ветра должно быть не
[рименяться анкерные и
1ения следует выбирать при этом расстояние по доводами пересекаемой
эосов на подвесных
>ix изолирующих гир-
Шрующей подвеске при-;ния подвески, сечения
ыми изоляторами в за-виях чистой атмосферы 1Грязнённой атмосферы, цие подвески с зажима-том в шлейфе провода 1ми зажимами.
использованы болтовые
1а изолирующей натяж-
е проводов и тросов на ной опоре ВЛ 6-10 кВ па НКК и др.
Рис. 2.6.43. Крепление проводов АС 70 на изолирующих натяжных одноцепных подвесках из изоляторов ПФ70В или ПС70Д на анкерных и угловых опорах ВЛ 6—35 кВ (серия 3 407.1—143 5.20):
7 — изолятор; 2 — ушко однолапчатое У1—7—16; 3 — звено промежуточное трехлапчатое ПРТ 7;
4 — зажим натяжной болтовой НЗ-2-7 (заклинивающийся)
Рис. 2.6.44 Крепление проводов на анкерных и угловых опорах ВЛ 6-35 кВ на металлических траверсах (серия 3.407.1-143 5 19)
1 — зажим болтовой или обжимной соединитель; 2 — зажим типа HKK-2
Таблица 2.6.7. Зажимы НКК, НБ, НЗ
Типоразмер зажима	Номер клина	Масса ед., кг	Марка и сечение провода
НКК-1-16	1	1.6	Ап СЗб/6,2; АС 50/8,0
НБ-2		2,2	АС 70/11
НЗ-2		2,6	АС 95/12
2	1
Рис. 2.6.45. Крепление проводов верхней фазы ВЛ 6—Ю кВ на деревянных опорах:
1 — болт с заварной серьгой; 2 — полоса; 3, 4 — натяжная изолирующая подвеска;
5 — зажим ПА или ПАБ; б — крюк стальной высоковольтный; 7 — колпачок полиэтиленовый; 8 — вязка проволочная; 9 — изолятор штыревой.
)ы ВЛ 6-10 кВ
изолирующая подвеска,
— колпачок полиэтиленовый; эевой.
Рис. 2.6.46. Крепление проводов на магистральной части ВЛ и на ответвлении от нее на А-образной деревянной опоре ВЛ 6—10 кВ: 1 — болт с заварной серьгой; 2 — натяжная изолирующая подвеска;
3 — крепление ответвительного провода на подвесных изоляторах
Примечание:
Рис. 2.6.48. Крепление пр двухцепных подвесках из и. вых опора] 1 — скоба СК-12-1А;
3 — серьга специальная СР б — коромысло 2КУ-12-1, 7 -
1. Данный узел крепления натяжной изолирующей подвески рекомендуется применять на следующих ответвительных опорах: ОАЮ-2Д, ОА20-2Д, ОАЮ-ЗДД, ОА20-ЗДД, ОАЮ-4ДБ, ОА20-4ДБ — серия 3.407-85, альбом III; ОАЮ-ЮДБ, ОАЮ-11ДБ, ОА10-10ДД, ОА10-ЦДД — серия 3.407-85, альбом IV.
2. При ответвлении от ВЛ проводом той же марки и сечения, что и магистраль, установка зажима поз. 7 не требуется (устройство этого ответвления показано пунктиром).
Рис. 2.6.49. Крепление н< нием) на анкерных » 7 — скоба СКД 9—1
Рис. 2.6.47. Узел крепления нижнего провода фазы «С» (условно) на ответвительных деревянных опорах ВЛ 6—10 кВ:
1 — болт сварной с серьгой; 2 — натяжная изолирующая подвеска; 3 — изолятор линейный штыревой; 4 — штырь стальной; 5 — колпачок полиэтиленовый; 6 — проволока вязальная; 7 — зажим.
4___ зажим натяжной клиио!
Рис. 2.6 48 Крепление проводов АС 70 АС 185 на изолирующих натяжных двухцепных подвесках из изоляторов ПФ 70В или ПС 70Д на анкерных и угловых опорах ВЛ 35 кВ (масса арматуры 26 кг)
1 — скоба СК-12-1А, 2 — промежуточное звено регулирующее ПРР-12-1;
3 — серьга специальная СРС-7-1, 4 — изоляторы; 5 — ушко однолапчатое УС-7-16;
6 — коромысло 2КУ-12-1, 7 — серьга СР—7—16, 8 — зажим натяжной болтовой НБН—2—6
ки рекомендуется применять I, ОАЮ-ЗДД, ОА20-ЗДД, Б.ОАЮ-11ДБ. ОА10-10ДД,
я, что и магистраль, установ-юказано пунктиром)
.1 «С» (условно) на
>-10 кВ
— изолятор линейный штыре-)лока вязальная, 7 — зажим.
Рис 2 6.49. Крепление неизолированного грозозащитного троса С-35 (с заземлением) на анкерных и угловых опорах ВЛ 35 кВ (масса подвески 3,4 кг)
1 — скоба СКД—9—1; 2 — скоба СК-7—1А; 3 — промежуточное звено ПР-7-6;
4 — зажим натяжной клиновой НКК—1—1 (с клином №2); 5 — зажим заземляющий 3I1C-35-3
Рис. 2 6.50 Крепление изолированного грозозащитного троса С—35 из изоляторов ПФ 70В или ПС 70Д на анкерных и угловых опорах ВЛ 35 кВ (масса арматуры 4 кг):
1 — скоба СКД-9-1; 2 — скоба СК-7-1А; 3 — серьга СР-7-16; 4 — изоляторы;
5 — ушко однолапчатое У1-7-16; 6 — зажим натяжной клиновой (с клином Nel) HKK-1-J; 7 — зажим заземляющий ЗПС-35-3.
2. Крепление проводов на поддерживающих подвесках
На рисунках 2.6.51.„2.6.54 приведены изолирующие подвески для крепления проводов на промежуточных опорах. При этом на рис.2.6.53 и 2.6.54 приведены изолирующие подвески с балластами для предотвращения «задира» подвесок, когда промежуточная опора оказывается ниже смежных опор.
[тного троса С-35 овых опорах ВЛ 35 кВ
’-16; 4— изоляторы;
(с клином №1) НКК-1-1;
Рис. 2.6.51. Крепление проводов АС 70 на изолирующих одноцепных подвесках из изоляторов ПС 70Д (ПФ 70В) на промежуточных опорах BJ1 6-35 кВ (масса арматуры 3,6 кг):
1 — узел крепления типа КГП-7-2Б; 2 — изоляторы;
3— ушко однолапчатое У1-7-16; 4 — зажим поддерживающий «глухой» ПГН-2-6 (ПГН-3-5).
[ подвесках
цие подвески для креп-I на рис.2.6.53 и 2.6.54 предотвращения «зади-я ниже смежных опор.
Рис. 2.6.52. Крепление проводов АС 50... АС 185 на изолирующих поддерживающих 2-х цепных подвесках из изоляторов ПС 70Д (ПФ 70В) к промежуточно-угловым опорам ВЛ 35 кВ (масса арматуры 19,7 кг) :
1 — ушко однолапчатое У1-7-16;
2 — коромысло 2КУ-12-1;
3 — скоба СК-7-1 А; 4 — серьга СР-7-16; 5 — изолятор; б — скоба СК-12-1 А;
7 — серьга специальная СРС-7-1;
8 — зажим типа ПГУ
г
400
Рис. 2 6.54. Крепление подвесках из изоляторов П (с баллас
1 — узел крепл 3 — ушко двухлапчатое
Рис. 2.6.53. Крепление проводов АС 70 на одноцепных поддерживающих подвесках из изоляторов ПС 70Д (ПФ 70В) к промежуточным опорам ВЛ 35 кВ (с балластом 100 кг) (масса арматуры 107 кг)
1 — узел крепления подвески КГП-7—2Б к опоре; 2 — изоляторы,
3 — ушко двухлапчатое У2-7-16; 4 — зажим поддерживающий «глухой» ПГН-2-6;
5 — балласт БЛ-100-1.
2.6.7 Схемы креп ках опор двухцепны.
В данной главе рассм цепных опор.
На рисунке 2.6.55 п опорах ВЛ 6-35 кВ., на р на ответвительной пром»
Рис. 2.6.54. Крепление проводов АС 70 на одноцепных поддерживающих подвесках из изоляторов ПС /ОД (ПФ 70В) к промежуточным опорам ВЛ 35 кВ (с балластом 200 кг) (масса арматуры 207 кг):
1 — узел крепления подвески к опоре КГП—7—2Б; 2 — изоляторы;
3 — ушко двухлапчатое У2-7-16; 4 — зажим поддерживающий «глухой» ПГН-2-6;
5 — балласт БЛ—200-1.
2.6.7 Схемы крепления проводов на изолирующих подвесках опор двухцепных ВЛ 6-35 кВ.
В данной главе рассмотрим наиболее сложные схемы крепления для двухцепных опор.
На рисунке 2.6.55 приведена схема крепления проводов на двухцепных опорах ВЛ 6-35 кВ., на рис. 2.6.56 (табл. 2.6.11) - схема крепления проводов на ответвительной промежуточной опоре.
Рис.2.6.55. Схема крепления проводов на промежуточных 2-х цепных опорах ВЛ 6—35 кВ
8
Рис. 2.6.56. Схема кре к ответвите (двухцепна
1 — зажим ПА; 2 — 4— п<
Таблица 2.6.8. Расчет ветров
Ветровой район
Толщина стенки гололеде
Расчетный пролет в ненаселенной и населен!
местности I, м
8
1250	 .1250
Схема установки ответвительной промежуточной опоры на ВЛ
Рис. 2.6.56. Схема крепления проводов на поддерживающих подвесках к ответвительной промежуточной опоре 20П10—3 (двухцепная ВЛ 10 кВ— серия 3.407.1 — 143.6 4):
1 — зажим ПА; 2 — зажим НБН; 3 — натяжная изолирующая подвеска;
4— поддерживающая изолирующая подвеска
Таблица 2.6.8. Расчетные пролеты в зависимости от ветрового района и толщины стенки гололеда
Ветровой район	I...III, 40...50 даН/м2				IV, 65 даН/ м2			
Толщина стенки гололеда, мм	5	10	15	20	5	10	15	20
Расчетный пролет в ненаселенной и населенной местности /, м	90	80	60	50	65	65	60	50
Рис. 2.6.57. Схема крепления проводов на ответвительной промежуточной опоре 20П10— 2 (двухцепной ВЛ 10 кВ)
(общий вид и расположение проводов на траверсе)
ТМ19
Схема установки ответвительной промежуточной опоры на ВЛ
Рис. 2.6.58. Схема крепления проводов на ответвлении двухцепной ВЛ6—10 кВ от двухцепной ВЛ (серия 3.407.1-143.6.6).
1— зажим ПА или ПАБ; 2 — зажим НБН-2-6; 3 — натяжная гирлянда изоляторов;
4 — поддерживающая подвеска изоляторов; 5 — изолятор натяжной гирлянды; 6 — скоба СК-16
Таблица 2.6.9. Расчетные пролеты в зависимости от ветрового района и толщины стенки гололеда
Ветровой район	I...III, 40...50 даН/м2				IV, 65 даН/ м2			
Толщина стенки гололеда, мм	5	10	15	20	5	10	15	20
Расчетный пролет в ненаселенной и населенной местности 1, м	90	80	60	50	65	65	60	50
2.6.8. Узлы для крепления линейной арматуры на железобетонных опорах ВЛ 0,4-35 кВ.
Большая часть траверс, кронштейнов, оголовков и другой идентичной им линейной арматуры крепятся на опорах ВЛ с помощью хомутов, болтов и шпилек.
На рисунках 2.6.59...2.6.62 приведены узлы линейной арматуры для их крепления на опорах. При этом большая часть «крепёжных узлов» предназначены для железобетонных опор ВЛ 0,4-10 кВ.
Поскольку на воздуд опоры, на которых креп деревянных опорах, необ правляющую планку, ка хомут на грани опоры и, сах необходимо предусм. версу относительно тела
Марка	Размеры, мм				Масса, кг
	1	1,	6	L (развертка)	
XI	230	240	75	705	1,2
Х2	230	225	75	800	1,4
ХЗ	250	260	75	770	1,3
Х4	260	220	80	615	1,4
Х5	260	200	80	815	1,4
Х6	240	485	80	1805	2,3
Х42	215	240	75	690	1,2
Рис. 2.6.59. Хомуты для крепления траверс железобетонных опор:
7 — круг; 2 — шайба; 3 — гайка (серия 3.407.1-143.8.49)
Марка	
	1
Х7	230
Х8	230
Х9	250
Х23	280
Х37	260
Х38	280
Х39	260
Х40	310
Х41	260
Рис. 2.6.60. Хомуты
7 —
натуры на железо-
и другой идентичной им ицью хомутов, болтов и
1ейной арматуры для их пёжных узлов» предназ-
L	Масса,
ертка)	КГ
05	1,2
00	1,4
70	1,3
15	1,4
15	1,4
305	2,3
90	1,2
гзобетонных опор:
-143.8.49)
Поскольку на воздушных линиях применяют чаще всего железобетонные опоры, на которых крепить хомутами линейную арматуру труднее, чем на деревянных опорах, необходимо на внутренней части хомутов применять направляющую планку, как это показано на рис. 2.6.61., которая фиксирует хомут на грани опоры и, следовательно, фиксируется и траверса. На траверсах необходимо предусматривать направляющие уголки, фиксирующие траверсу относительно тела опоры.
Марка	Размеры, мм				Масса, кг
	1	1,	/2	L (развертка)	
Х7	230	245	70	720	0,7
Х8	230	285	60	800	0,8
Х9	250	240	80	730	0,7
Х23	280	240	60	760	0,7
Х37	260	280	60	820	0,8
Х38	280	250	60	780	0,7
Х39	260	310	60	880	0,8
Х40	310	250	60	810	0,7
Х41	260	210	60	800	0,7
Рис. 2.6.60. Хомуты для крепления траверс железобетонных опор:
1 — круг; 2 — гайка М12; 3 — шайба 12
2.7. Ответвления
Марка	Размеры, мм			Масса, кг	Рис. 2 6.61 Хомуты
	1	Л	L (развертка)		
			750		
ХЗЗ	230	260		1.9	для крепления
Х34	260	280	820	2,0	траверс железобетон-
					ных опор:
Х35	290	310	810	2,1	1 — круг
Х36	245	260	760	1.9	2 — полоса (/ = 80), 3 —гайка Ml6
2.7.1. Ответвлен! в здания.
Ответвлением от электропроводки от изол крыше здания
Вводом в здание н< на наружной стене или к] наружную электрическую быть и кабельным Ответ няться алюминиевыми п] изолированными алюмин ловым покрытием и нес}
Таблица 2.7.1. Наиме!
omeemi
Прово
Изолированные ал со стальным иесу
Биметаллические
Из алюминия и ег
Одно проволочные aj ввиду их недостаточно) ответвления на опоре 1 зажимами Закрепление временем контакт ослаб ся. При креплении пров оставлять выпуск длино к нему проводника него если контакт нарушите! не упадёт на землю.
Если на вводе в зда вления от линии к ввод проводами из алюминие ролитическая пара «ме;
Нижние точки подв< дов в месте ввода в зд от земли (рис.2.7.1.), н<
2.7.	Ответвления к вводам и вводы 0,4 кВ в здания
А-А
,,. 6
2.7.1.	Ответвления от воздушных линий 0,4 кВ к вводам в здания.
Ответвлением от воздушной линии к вводу называется участок электропроводки от изоляторов на опоре ВЛ до изоляторов на стене или крыше здания.
Вводом в здание называется участок электропроводки от изоляторов на наружной стене или крыше здания до вводного устройства, соединяющий наружную электрическую сеть с внутренней электропроводкой. Ввод может быть и кабельным. Ответвления от воздушных линий к вводам могут выполняться алюминиевыми проводами сечением не менее 16 мм2 (табл.2.7.1.) и изолированными алюминиевыми проводами марки АВТ-1 или АВТ-2 с виниловым покрытием и несущим тросом или АВП-1 и АВП-2.
Рис. 2.6.61. Хомуты для крепления траверс железобетонных опор:
1 — круг; 2 — полоса (1 = 80);
3 —гайка М16
Таблица 2.7.1. Наименьшее сечение или диаметр проводов ответвлений от ВЛ к вводам
Провода	Наименьшее сечение или диаметр провода в пролете	
	до 10 м	более 10 м
Изолированные алюминиевые со стальным несущим тросом	4 мм2	6 мм2
Биметаллические	3 мм	4 мм
Из алюминия и его сплавов	16 мм2	16 мм2
1
1змеры, мм			Масса, КГ
1	1о	0	
80	80	17	0,7
50	70	17	0,6
10	70	21	1,2
1ия линейной арматуры ых опорах:
г; 3 —гайка
Однопроволочные алюминиевые провода для этих целей не применяются ввиду их недостаточной механической прочности. Закрепление проводов ответвления на опоре и у ввода в здание необходимо выполнять глухими зажимами. Закрепление проводов скруткой выполнять не следует, так как со временем контакт ослабляется, нагревается при нагрузке и может нарушиться. При креплении провода ввода на стене здания необходимо около зажима оставлять выпуск длиной не менее 100 мм для последующего присоединения к нему проводника непосредственно у ввода в здание. В этом случае даже если контакт нарушится и произойдёт разрыв проводов, провод ответвления не упадёт на землю.
Если на вводе в здание применяют медные проводники, а провода ответвления от линии к вводу в здание выполняют алюминиевыми проводами или проводами из алюминиевых сплавов, то у изолятора ввода образуется электролитическая пара «медь — алюминий» и контакт нарушится.
Нижние точки подвеса как изолированных, так и неизолированных проводов в месте ввода в здание должны находиться на высоте не менее 2,75 м от земли (рис.2.7.1.), не менее 3,5 м — над пешеходной дорожкой или троту-
Вводы в здания выпо белями) через отверстие
д
Рис. 2.7.1. Вводы 0,4 кВ в здания:
а — ввод с фасада; б — ввод с торца; в — ввод с пересечением проезжей части улицы; г — ввод через трубостойку (см. рис. 2.7.9...2.7.17);
д — ввод длиной более 25 м, выполненный с помощью «подставного» столба.
1 — «подставной» столб; 2 — траверса; 3, 5,6,7 — изоляторы, колпачки; 4 — провод ответвления
аром и не менее 6м — над проезжей частью дороги. Для обеспечения расстояний до земли, а также в случаях, когда расстояние от ВЛ до здания превышает 25 м (1], около здания устанавливают дополнительную (подставную) опору. Расстояние между проводами ввода, а также от них до выступающих частей здания должно быть не менее 200 мм. Расстояние от проводов ввода трубостойки до крыши здания должно быть не менее 0,5 м и 2,5 м, если на крыше возможно свободное передвижение людей.
Рис. 2.7.2 в —ввод в здание с кирпи в — ввод в здание с каркасно-:
1 — провод иеизолирован] 5 — воронка; 6 — втулка;
10 — шпилька М8; 11 14 —
Вводы в здания выполняют только изолированными проводами (или кабелями) через отверстие в стене (рис. 2.7.2...2.7.3.).
проезжей части улицы,
г 17);
ставного» столба.
ки; 4 — провод ответвления
Рис. 2.7.2. Способы ввода в здание проводов:
а —ввод в здание с кирпичными стенами; б — ввод в здание с деревянными стенами, в — ввод в здание с каркасно-засыпными стенами; г — ввод в здание с глинобитными стенами
(я обеспечения рассто-ЗЛ до здания превышали) (подставную) опо-них до выступающих ние от проводов ввода 0,5 м и 2,5 м, если на
1 — провод неизолированный; 2 — зажим ответвительный; 3 — изолятор; 4 — крюк;
5 — воронка; 6 — втулка; 7 — трубка резиновая полутвердая; 8 — брусок; 9 — шуруп, 10 — шпилька М8; 11 — гайка М8; 72 — шайба; 13 — провод изолированный;
14 — цементно-алебастровый жесткий раствор
Наиболее подходящимк хороший электрический ко дами, высокую механическу печивает надёжность их рг
Рис. 2.7.3. Разметка отверстий для крюков и воронок вводов: а — для двухпроводного ввода через бетонные и кирпичные стены;
б — то же, через деревянные стены; в — для глинобитных и глиноплетневых зданий
1 — отверстия для крюков; 2 — отверстия для втулок; 3 — брусок деревянный; d — диаметр
। ТОО I I 20 а

При этом на каждый провод надевают гибкую изоляционную трубку с фарфоровой воронкой снаружи и фарфоровой втулкой внутри здания. Чтобы во ввод не попала вода и не могли конденсироваться пары, воронку следует залить изоляционной кабельной массой.
На здании изоляторы ввода можно укреплять на крюке (рис. 2.7.4.) или на кронштейне (рис. 2.7.5 и 2.7.6а, б), применяемых обычно для четырёхпро- I водных вводов и проводов больших сечений.
На рисунке 2.7.7. приведены способы прохода проводов ввода через I стены зданий, а на рисунке 2.7.8 — способы крепления проводов ответвле- I ния к магистральным проводам линии.
Каждый провод ввода следует присоединять к свободному концу ответв- I ления зажимом, например, зажимом типа ОАС-1 или ОАС-2, или зажимами I типа ЩКД-2Б, ЩКД-2В, а также зажимом типа ЗМ, разработанном в Мосэ- I нерго.
Рис. 2.7.4. Способы 1 а — на кирпичной (жег в — на каркасно-засыпной стене
1 — провод; 2 — иг
Наиболее подходящими считаются зажимы ОАС, которые обеспечивают хороший электрический контакт между стальными и алюминиевыми проводами, высокую механическую прочность и герметичность соединения, что обеспечивает надёжность их работы при длительной эксплуатации.
воронок вводов:
эпичные стены;
глнноплетиевых зданий
- брусок деревянный;
изоляционную трубку с эй внутри здания. Чтобы я пары, воронку следует
। крюке (рис 2.7.4 ) или обычно для четырёхпро-
1 проводов ввода через гния проводов ответвле-
юбодному концу ответв-и ОАС-2, или зажимами разработанном в Мосэ-
Рис. 2.7.4. Способы крепления изоляторов 0,4 кВ на стенах зданий: а — на кирпичной (железобетонной) стене; б — на деревянной, рубленой стене;
в — на каркасно-засыпной стене; а — на деревянной, брусчатой стене, д — на глинобитной стене
7 — провод, 2 — изолятор, 3 — крюк, 4 — брусок; 5 — шуруп или болт
Рис. 2.7.5. Кронштейны К-1 и К-2
0Q

Габариты заготовок кронштейнов К-1 и К-2
Марка	№ детали	Сечение	Длина, мм	Кол., ШТ	Масса, кг		
					1 дет.	всех	марки
К-1	1	50 х 50 х 5	2000	1	7,5	7,5	7,5
К-2	1а	50 х 50 х 5	2000	1	8,6	8,6	10,6
	2	Крюк КН-16	—	4	0,5	2,0	
О) S со съ
S со
съ а: к
&
?> со со О съ о
К
со со о сь
Qi
4^
Рис. 2.7.6а. Устройство ввода в здание с кирпичными и железобетонными стенами с применением кронштейнов К-1 с горизонтальным размещением изоляторов
1 — провод неизолированный; 2 — кронштейн; 3 — штырь; 4 - изолятор, 5 — зажим ответвительный; 6 — провод изолированный; 7 — воронка; 8 — втулка; 9 — трубка резиновая изоляционная; 10 — проволока вязальная; 11 — цементно-алебастровый раствор
?> Со
со со Со R
Ж R So
с
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Рис. 2.7.66. Устройство ввода в здание с кирпичными и железобетонными стенами с применением кронштейнов К-2 с вертикальным размещением изоляторов
1 — провод неизолированный; 2 — кронштейн, 3 — крюк; 4 — изолятор; 5 — зажим ответвительный; 6 — провод изолированный; 7 — воронка; 8 — втулка; 9 — трубка резиновая изоляционная; 10 — проволока вязальная; 11 — цементно-алебастровый раствор
Рис 2 7 66 Устройство ввода в здание с кирпичными и железобетонными стенами с применением кронштейнов К-2 с вертикальным размещением изоляторов
? провод неизолированный; 2 — кронштейн; 3 — крюк; 4 - изолятор; 5 — зажим ответвительный; 6 — провод изолированный' / — воронка; 8 — втулка, 9 — трубка резиновая изоляционная; 10 — проволока вязальная, 11 — цемеитно-алебастровый раствор'
Рис. 2.7.7. Способы ввода провода через стены зданий
в — через кирпичную (железобетонную) стену, б — через деревянную, рубленую стену, в — через деревянную, брусчатую стену; 8 — через каркасно засыпную стену; б — через глинобитную стену
1 — воронка, 2 — втулка 3 — кабельная мастика; 4 — трубка резиновая полутвердая,5, 6 — болт и гайка, а — толщина стены
2.7. Ответвления к вводам, и вводы 0,4 кВ в здания
Зажим ответвительный прессуемый от проводов А-16 ... Д-50 к алюминиевым дррее^ам m 4.Q...10 ммг типа QAQ.-1
Зажим ответвительный типа ОАС-2 прессуемый от стальных проводов ПСО-3, ПСО-4 или к алюминиевым проводам 2 сеч. 4,0... 10 мм
Монтаж ответвительных прессуемых зажимов типа ОАС производится клещами МИ-2 шестигранными матрицами S-15,6 мм для ОАС-1 и S-13 мм для ОАС-2
В случае выполнения ответвления к вводу проводами марки ПСО-3, ПСО-4 зажимом ОАС-2 трубостойка заземляется присоединением свободного конца нулевого провода. При этом ответвительный зажим для заземляющего проводника не требуется
г
2.7.2. Конструкция в здания.
Вводы выполняют, как зволяет высота здания, или ше или стене здания, есл1 показаны на рис. 2.7.1.
Изоляторы закрепляю' бетонные и кирпичные здг створа в заранее выполнеь 2,5 диаметра крюка. Перед стальной отожженной про ти заделки поверхность г» го раствора может быть и створ, но при его примен пятна. Металлические час рые вмазывают в стену.
В деревянные стены j нее высверленное гнездо l 60...70 мм. В каркасно-зась усиливают при помощи де ми. Длина брусков выбщ
Вводы в здания выпо; торых в стене пробивают дов и установки крюков кладывают в отдельной и; дов (изоляционных труб< фарфоровые воронки отв ставят втулки, а в сырых должен выступать из стек воронку.
Наиболее просто вып не здания устанавливает стие. Провод несущим т{ ного зажима, а все токоп ционную трубку.
В таблицах 2.7.2...2.7 ления проводов ответвл здание.
Рис. 2.7.8. Способы крепления проводов на ответвлениях к вводам
а — концевое крепление проводов А16...А50 с помощью зажима САС-] (скруткой);
б — то же, с помощью болтовых зажимов ПАБ и ПА;
в — концевое крепление проводов марки ПСО-3 и ПСО-4 с помощью зажима ОАС-2;
г — крепление проводов ABT-1 и АВТ-2 (АВП-1 и АВП-2)
1 — изолятор ввода, 2 — проволока вязальная; 3 — провод ответвления к вводу, 4 — зажим типа ОАС; 5 — провод ввода 6 — кнопка монтажная; 7 — провод АВТ (АВП);
8 — зажим типа К-296; 9 — лента монтажная; 70 — зажим ПАБ-1
2.7.2.	Конструкция ответвлений к вводам и вводов 0,4 кВ в здания.
Вводы выполняют, как правило, двухпроводными через стены, если позволяет высота здания, или с помощью трубостойки, устанавливаемой на крыше или стене здания, если его высота мала. Примеры выполнения вводов показаны на рис. 2.7.1.
Изоляторы закрепляют на крюках, вмонтированных в стену здания. В бетонные и кирпичные здания крюк вмазывают при помощи цементного раствора в заранее выполненное гнездо глубиной 100 мм и диаметром, равным 2,5 диаметра крюка. Перед вмазкой на резьбу крюка навинчивают спираль из стальной отожженной проволоки диаметром 2 мм. Для повышения прочности заделки поверхность гнезда и спираль смачивают водой. Вместо цементного раствора может быть использован быстро твердеющий алебастровый раствор, но при его применении на окраске здания могут выступить ржавые пятна. Металлические части крюка окрашивают, за исключением тех, которые вмазывают в стену.
В деревянные стены крюк ввинчивают при помощи инструмента в заранее высверленное гнездо диаметром, равным 0,6 диаметра крюка, и глубиной 60...70 мм. В каркасно-засыпных, глинобитных и глиноплетневых зданиях стены усиливают при помощи деревянных брусков, закрепленных на стене шурупами. Длина брусков выбирается в зависимости от толщины стенок здания.
Вводы в здания выполняют изолированными проводами, для прохода которых в стене пробивают отверстия. Разметка отверстий для прохода проводов и установки крюков показана на рис. 2.7.2. Каждый провод ввода прокладывают в отдельной изоляционной полутвердой трубке. На концах проводов (изоляционных трубок) с наружной стороны здания устанавливаются фарфоровые воронки отверстием вниз. Внутри здания в сухих помещениях ставят втулки, а в сырых — фарфоровые воронки. При этом конец воронки должен выступать из стены, а полутвердая трубка должна входить во втулку и воронку.
Наиболее просто выполняется ввод проводом АВТ (АВП), так как на стене здания устанавливается всего один изолятор и выполняется одно отверстие. Провод несущим тросом закрепляют к изолятору при помощи плашечного зажима, а все токопроводящие жилы вводят в здание через одну изоляционную трубку.
В таблицах 2.7.2...2.7.4 приведены сведения для выбора материалов крепления проводов ответвлений к проводам магистрали в линии и к вводу в здание.
Таблица 2.7.2. Выбор ответвительных прессуемых зажимов
Марка зажима	Детали зажима	Марка и сечение соединяемых проводов		Масса, КГ
		ответвление к вводу	ввода	
ОАС-1	Муфта	А 16...А 50	АПВ 4,0... 10 мм2	0,025
	Вкладыш			
ОАС-2	Муфта	ПСОЗ ПСО 4	АПВ 4,0...10 мм2	0,015
	вкладыш			
Таблица 2.7.3. Выбор ответвительных болтовых зажимов
Марка зажима	Марка и сечение соединяемых проводов			Масса, кг
	ответвление к вводу	ввода	заземляющий проводник	
ПАБ-1-18	А 16...А 50	АВП 16..50	—	0,2
		—	сталь 06	
Таблица 2.7.4. Выбор материалов для вязки проводов
Марка и сечение провода	Размеры проволоки на 1 вязку			
	Материал проволоки	Диаметр, ММ	Концевое крепление провода	
			Длина, м	Масса, г
А 16...А 35	алюминий	2,5...3,5	0,9	12,01..24,2
ПСОЗ...ПСО 5 ПС 35	сталь оцинкованная	20	0,9	22,5
2.7.3.	Трубостой,
Трубостойки (рис. 2. не, так как при этом обе бостойки устанавливают стене не обеспечивает со двухпроводных вводов BI трубы с условным прохо зопроводной трубы ДИЭ1 вниз во избежание попад ной на стене, должен им в ней высверливают оте метр отверстия 5 мм. На заземляющего проводим
Концы труб при изго вальцов ывают, не допуска окрашена асфальтовым j токоведушие части (трав
При установке труб глубиной 40 мм, продела в стене укрепляют шуру закрепляют двумя оттяи ром 5 мм; оттяжки прик{ пуская их через специа. трубе хомутом и устанаЕ кулярна оси ответвленш ки устанавливают пласты ки в стене, заключают в надевают еще одну плас ной.
При установке трубо> ное кольцо, которым опи] виде «копыта», предохр; установки трубостойки.
Трубостойка на здаЕ местах на конструктив™ точно надежным и жеста дует обращать на заделк
Вариант крепления о зан на рис. 2.7.116. Д, круглой стали диаметро» ка, зацепляемого при уст зана резьба. Между гайк с отверстием для крепле чти до резьбы, чтобы мо; ния оттяжки.
При установке труб подкладки: скошенные г
2.7.3. Трубостойки
Трубостойки (рис. 2.7.9...2.7.18 ) предпочтительно устанавливать на стене, так как при этом обеспечивается наиболее надежная эксплуатация. Трубостойки устанавливаются на крыше в том случае, когда их установка на стене не обеспечивает соблюдение нормируемых габаритов. Трубостойки для двухпроводных вводов выполняют обычно из отрезка стальной тонкостенной трубы с условным проходом 15 мм (наружный диаметр 21,3 мм) или водогазопроводной трубы диаметром 1/2". Трубу изгибают на 180° отверстием вниз во избежание попадания в нее влаги. Нижний конец трубы, установленной на стене, должен иметь уклон 5° в сторону улицы. В месте изгиба трубы в ней высверливают отверстие для выхода конденсирующейся влаги. Диаметр отверстия 5 мм. На трубостойку приваривают болт диаметром 6 мм для заземляющего проводника и присоединяют его к нулевому проводу.
Концы труб при изготовлении трубостойки очищают от заусенцев и развальцовывают, не допуская трещин. Трубостойка должна быть снаружи и внутри окрашена асфальтовым лаком, причем окрашиваются все металлические не-токоведушие части (траверса, хомут и т. д.).
При установке трубостойки нижний конец трубы вводят в отверстие глубиной 40 мм, проделанное в стене, и замазывают. Кронштейн трубостойки в стене укрепляют шурупами или гвоздями 3x100 мм. Верхний конец трубы закрепляют двумя оттяжками длиной по 2 м из стальной проволоки диаметром 5 мм; оттяжки прикрепляют к крыше сквозными болтами М10х200, пропуская их через специальные лапки. Траверса с изоляторами крепится на трубе хомутом и устанавливается таким образом, чтобы она была перпендикулярна оси ответвления от воздушной линии. На нижнем конце трубостойки устанавливают пластмассовую втулку, а провода, выходящие из трубостойки в стене, заключают в изоляционную трубку; на нее при выходе из стены надевают еще одну пластмассовую втулку, замазываемую заподлицо со стеной.
При установке трубостойки на крыше здания на трубу приваривают опорное кольцо, которым опирают трубостойку на промежуточную конструкцию в виде «копыта», предохраняющего здание от проникновения влаги в месте установки трубостойки.
Трубостойка на здании должна быть закреплена не менее чем в двух местах на конструктивных элементах. Само крепление должно быть достаточно надежным и жестким. При монтаже трубостоек особое внимание следует обращать на заделку мест крепления и прохода трубостоек.
Вариант крепления оттяжек к крыше, покрытой железной кровлей, показан на рис. 2.7.116. Для натягивания оттяжек применяют струбцины из круглой стали диаметром 10 мм. Один конец струбцины загнут в виде крюка, зацепляемого при установке за специальную лапку, на другом конце нарезана резьба. Между гайкой и крюком приваривают хомут из листовой стали с отверстием для крепления оттяжки. При монтаже гайку отворачивают почти до резьбы, чтобы можно было увеличить предел регулирования натяжения оттяжки.
При установке трубостойки на крыше на стропильные балки кладут подкладки: скошенные по уклону этернита; ровные под железную кровлю;
набранные из досок под черепичную кровлю. Под «копыто», укладываемое на крышу, подкладывают войлок, пропитанный суриком. Опорное кольцо изготовляют из мягкой стали толщиной 10 мм, «копыто» — из стали толщиной 2 мм. Резьбовые части гайки, болта и стальные плашечные зажимы покрывают слоем технического вазелина для защиты резьбовых соединений от атмосферных осадков.
Штыревые изоляторы закрепляют на крюках с помощью специально предназначенных для этого полиэтиленовых колпачков либо навертывают на крюки с паклей, пропитанной суриком с олифой или закрепляют, армируя раствором из 40 % портландцемента марки не ниже М400 и 60 % речного тщательно промытого песка. При армировании нельзя применять добавки для ускорения схватывания раствора. Конец крюка при армировании покрывают тонким слоем битума.
T-VII/2
T-III/2
Рис .2.7 9
T-IW2 = 2200 мм
R100
Таблица 2.7.5. Трубост
Тип трубостоек	1
Т-1/2	
Т-П/2	
Т-Ш/2	1
T-IV/2	
T-V/2	М-3; М
T-VI/2	М-3
Т- VII/2	
Трубостойки с двумя изоляторами
опыто», укладываемое 1ком. Опорное кольцо ыто» — из стали тол-je плашечные зажимы ы резьбовых соедине-
ощью специально пред-навертывают на крюки ют, армируя раствором % речного тщательно добавки для ускорения жрывают тонким слоем
T-II/2 = 2060 мм
рами
Примечание.
Все трубостойки для двухпроводных вводов изготавливаются из труб Ду-15.
Рис. 2.7.9. Продолжение
Таблица 2.7.5. Трубостойки с двумя изоляторами
Тип трубостоек	Марки металлических конструкций	Масса, кг
T-I/2	М-1; М-2; М-3; М-4; М-5	6,65
Т-II/2	М-3; М-4; М-5; М-6; М-8	4,61
T-III/2	М-3; М-4; М-5; М-7; М-8; М-9	4,54
T-IV/2	М-3; М-4; М-5; М-9; М-10	5,42
T-V/2	М-3; М-4; М-5; М~8; М-9; М-11; М-12; М-13	8,0
T-VI/2	М-3; М-4; М-5; М-9; М-12; М-13; М-14	8,36
T-VII/2	М-4; М-9; М-15	1,75
Рис. 2.7.10 Трубостойки с четырьмя изоляторами
Таблица 2.7.6. Tpy6t
Тип трубостоек	Мар
Т-VIII/4	М-2;
T-IX/4	М-4; I
Т-Х/4	М-3; М-
T-XI/4	М-4; 1
Т-ХП/4	
1-ра. =5250 мм
Рис. 2.7.10. Продолжение
Таблица 2.7.6. Трубостойки с четырьмя изоляторами
Тип трубостоек	Марки металлических конструкций	Масса, кг		
		Ду20	Ду25	Ду32
T-VIII/4	М-2; М-4; М-5; М-17; М-18; М-19	9,3	10,9	12,4
T-IX/4	М-4; М-5; М-12; М-18; М-19; М-19; М-20; М-21	8,5	10,0	11,4
Т-Х/4	М-3; М-4; М-5; М-12; М-19; М-21; М-22	8,7	10,6	12,1
T-XI/4	М-4; М-5; М-12; М-13; М-18; М-19; М-23; М-24	12,0	15,6	19,1
Т-ХП/4	М-13; М-19; М-24; М-25	12,0	15,9	19,7
Рис. 2.7.11а.Трубостойка T-I/2
7— провод неизолированный; 2 — провод изолированный; 3 — трубостойка; 4 — лапка;
5 и 6 — крюк и колпачок; 7 — изолятор; 8 — зажим ответвительный;
9 — зажим ПАБ или прессуемый овальный соединитель; 10 — втулка; 11 — болт заземления;
12 — отттяжка; 13 и 14 — узел крепления оттяжки к крыше здания;
15 — болт крепления оттяжки к крыше здания; 76 — петля крепления неизолированного провода к изолятору; 77 — втулка и трубка резиновая, полутвердая
150
А-А
Рис 2.7.116. Варианты крепления оттяжек на крышах с кровлей: а — железной; б — черепичной;
в — этернитовой; г — асбофанерной
1 — стропильная балка; 2 — стоячий фальц;
3 — кровельное железо; 4 — лапка; 5— стубцина, 6 — оттяжка; 7 — дощатая подкладка,
8 — лежащий фальц, 9 — черепица, 10 — этернит;
11 — волнистая асбофанера; 12 — деревянная подкладка
Рис. 2.7.12.
Узлы для изготовления трубостойки типа Т—1/2
7 — труба Ду 15, I = 2230 мм; 2 —круг0 10, / = 600 мм;
3 — полоса 5 х 25, I = 200 мм, 2 шт.; 4 — полоса 5 х 25, I = 360 мм;
5 — полоса 5 х 25, I = 430 мм, 2 шт.; 6 — круг 0 10, Z = 120 мм;
7 — круг 0 12, Z = 500 мм; 8 —полоса 5 х 25, Z = 250 мм;
9 — гайка Ml0, 2 шт.; 10 — шайба 10, 2 шт.;
11 — шайба пружинная 10,2 шт.; 12 — заземляющий болт;
13 — гайка М20, 2 шт.; 14 — шайба 10, 2 шт.;
15 — шайба пружинная 10; 16 — электрод
1 — провод неизолированный, 2 — зажим ответвительный; 3 — провод изолированный, 4 — трубостойка, 5 — скоба; 6 — траверса, 7 — хомут 0 10; 8 — изолятор. 9 — проволока вязальная, 10 _ заземляющий болт; 11 — гайка М10. 12 — шайба 10;
13 — заземляющий проводник, 14 — оттяжка, 15 — лапка, 16 — шуруп 10x50; 17 — втулка, 78 — трубка резиновая, полутвердая
2.7. Ответвления к вводам, и вводы 0,4 кВ в здания
Таблица 2.7.7. Выбор установочных материалов на устройство ввода
Марка провода неизолир.	Длина провода, м	Марка изолятора	Марка колпачка	Пакля, г	Сурик с алифой, г	Асфальтовый лак, г
ПСО-3	>,	НС18	К5	7,0	7,0	6,0
ПСО-4	о О S	НС18	К5	7,0	7,0	6,0
А-16	о Е	НС18	К5	7,0	7,0	6,0
Рис. 2.7.14. Трубостойка Т-Ш/2
1 — провод неизолированный; 2 — зажим ответвительный; 3 — провод изолированный;
4 — трубостойка; 5 — патрубок, I = 70 мм; 6 — скоба; 7 — воронка Т-образная; 8 — траверса;
9 — хомут 0 Ю; 10 — изолятор; 11 — проволока вязальная; 12 — заземляющий болт;
13 — гайка М10; 14 — шайба 10; 15 — заземляющий проводник нулевого провода; 16 — оттяжка;
17 — лапка; 18 — шуруп 10x60; 19 — втулка; 20 — трубка резиновая, полутвердая
15
При монтаже в тру1 волоку диаметром 3...4 ответвления привязыва проволокой, а алюмини
Каждый провод вво, ответвления.
Нельзя непосредст! воду ответвления, так 1 соединения, обрыв и па вления.
в
Сурик с алифой, г	Асфальтовый лак, г
7,0	6,0
7,0	6,0
7,0	6,0
Рис. 2.7.15. Трубостойка Т—IV/2
1 — провод неизолированный; 2 — зажим ответвительный;
3 — провод изолированный;
4 — трубостойка; 5 — скоба; 6 — траверса;
7 — хомут 0 I0; 8 — изолятор;
9 — проволока вязальная; 10 — заземляющий болт;
11 — гайка М10; 12 — шайба 10;
13 — заземляющий проводник; 14 — оттяжка; 15 — лапка;
16 — шуруп 10x50; 17 — втулка;
18 — трубка резиновая, полутвердая
провод изолированный;
Т-образная; 8 — траверса; — заземляющий болт; юго провода; 76 — оттяжка; 1ииовая, полутвердая
При монтаже в трубу трубостойки закладывают стальную упругую проволоку диаметром 3...4 мм для затяжки в нее проводов. Стальные провода ответвления привязывают к штыревым изоляторам стальной оцинкованной проволокой, а алюминиевые — алюминиевой диаметром 2...2,5 мм.
Каждый провод ввода соединяют зажимом со свободным концом провода ответвления.
Нельзя непосредственно присоединять провода ввода к натянутому проводу ответвления, так как при перегрузках возможны перегрев контактного соединения, обрыв и падение находящегося под напряжением провода ответвления.
«О
Рис. 2.7.16. Трубостойка T-VIII/4
1 ~ провод неизолированный; 2 — провод изолированный; 3 — трубостойка; 4 — кронштейн; 5 — траверса; 6 — заземляющий болт;
7 — изолятор; 8 — зажим ответвительный; 9 — заземляющий проводник; 10 — втулка; 11 — заземляющий болт; 12 — оттяжка / = 2000 мм
13 — лапка; 14 — болт с гайкой и двумя шайбами; 15 — струбцина; 16 — гвозди строительные; 17 — проволока вязальная;
1& - трубка резиновая, полутвердая
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
О ы S к
00
I
Таблица 2.7.8. Трубостойка T—VIII
Наименование		З-х проводный ввод				4-х проводный ввод		
Провод изолированный, марки АПВ, сечение мм2		4..6	10	16	25	6	10...16	25
Труба стальная	Ду. мм	20	20	25	32	20	25	32
	масса, кг	3,7	3,7	5,3	6,8	3,7	5,3	6,8
Рис. 2.7.17. Общий ввд устройства 4-х проводного ввода в здание через трубостойку Т—IV / 4
1 — провод неизолированный; 2 — провод изолированный; 3 — трубостойка;
4 — струбцина; 5 — кронштейн; 6 — втулка; 7 — болт М 10x50; 8 — шуруп 10x100;
9 — трубка резиновая, полутвердая; 10 — заземляющий болт; 11 — гайка М10; 12 — шайба 10;
13 — шайба пружинная Ю; 14 — заземляющий проводник; 15 — втулка; 16 — траверса;
17 — хомут; 18 - изолятор; 19 — зажим ответвительный; 20 —проволока вязальная;
21 — оттяжка; 22 — лапка; 23 — болт МЮх200
Наиболее надёжным I через стену. Он обеспечи ги, менее пожароопасен, рис. 2.7.13 конструктив! крыши.
Для вводов в здани рис 2.7.9 и 2.7.10, котор! ты здания, материала к{ ответвления. Для сниже! бостойки зануляют.
Дополнительные све,
2.7.4. Схемы xpei ответвлений ВЛ 0,4 в здания.
Рис 2 7.18 Общий вид устройства 4-х проводного ввода в здание через трубостойку Т-Х/4
1 — провод неизолированный; 2 — провод изолированный; 3 — трубостойка;
4 — струбцина; 5 — кронштейн; 6 — кольцо опорное; 7 — болт М10х60; 8 — шуруп 10x100;
9 — трубка резиновая,полутвердая; 10 — заземляющий болт; 11 — гайка МЮ; 12 — шайба 10;
13 — шайба пружинная 10; 14 — заземляющий проводник; 15 — втулка; 16 — траверса;
17 — хомут; 18 — изолятор; 19 — зажим ответвительный; 20 —проволока вязальная;
21 — оттяжка; 22 — лапка; 23 — болт Ml0x200
Схема 7
Рис. 2.7.19. Схемы
Наиболее надёжным в эксплуатации следует считать двухпроводный ввод через стену. Он обеспечивает сохранность помещения от проникновения влаги, менее пожароопасен, прост в исполнении и в работе. Ввод через крышу рис. 2.7.13 конструктивно более сложен, так как нарушается целостность крыши.
Для вводов в здания применяют несколько типоразмеров трубостоек рис. 2.7.9 и 2.7.10, которые выбирают в зависимости от числа проводов, высоты здания, материала кровли и стен, а также с учётом тяжения проводов ответвления. Для снижения опасности поражения электрическим током трубостойки зануляют.
Дополнительные сведения о трубостойках приведены в табл. 2.7.5..2.7.8.
2.7.4. Схемы креплений неизолированных проводов ответвлений ВЛ 0,4 кВ на железобетонных опорах к вводам в здания.
Схема 2
Схема 6
Схема 8
Примечания:
1.	Ответвления к вводам в здания предусмотрены от всех видов опор, в том числе — от промежуточных П1.
2.	Расстояние /0 между опорным зданием должно быть не более 25 м.
3.	ПВ — проводное вещание.
Рис. 2.7.19. Схемы крепления проводов ответвлений к вводам в здания (Серия 3.407.1-136)
Двухпроводное от двух и трехпроводной ВЛ
Двухпроводное от пяти и четырвхпроводной ВЛ
Трехпроводное от пяти и четырехпроводной ВЛ
В
Четырехпрово* пятипроводн
О
Рис.2.7.20. Схемы крепления проводов ответвления к вводам в здания в две разные стороны от оси ВЛ (серия 3.407.1-136.00.00)
Трехпроводное от трехпроводной ВЛ
Рис.2.7.21. Схема крепл для двух
Рис.2.7.21. Схема крепления неизолированных проводов ответвления к зданиям для двухпроводных вводов от двухпроводной ВЛ
Рис. 2.7.22.
Схема крепления неизолированных проводов ответвления к зданиям для 2-х двухпроводных вводов от пятипроводной ВЛ
Рис. 2.7.23.
Схема крепления неизолированных проводов 4-х ответвлений к зданиям для двухпроводных вводов от двухпроводной ВЛ
ТН6 — траверса; 3 — зажим;
А, В, С и 0 — обозначения фаз линии и нулевого провода
Рис. 2.7.24- Схема крепления неизолированных проводов четырех ответвлений к зданиям для двухпроводных вводов на обе стороны от пятипроводной ВЛ
ТН6 — траверса; 3 — зажим; А, В, С и 0 — обозначение фазы и нулевого провода
Рис. 2.7.25. Схема крепления неизолированных проводов ответвления к зданиям для двухпроводных вводов (по два на каждую сторону от оси ВЛ) ТН6 — траверса; 3 — зажим; А, 0 — обозначение фазы и нулевого провода
2.7.5. Ответвления к вводам и вводы 0,4 кВ в здания, выполненные изолированными проводами марки АВТ (АВП).
Рис. 2.7.26. Крепление изолированных проводов марки АВТ-1 или АВТ—2 (АВП-1 или АВП—2) ответвления к зданию на опоре ВЛ 0,4 кВ
Рис. 1.7.27. Способь в зависимости от матер б — ввод в здание с д засыпными стен;
•/ — тросовый провод; 2 — зг 7 — трубка резиновая, полу* 10 — шуруп 8x10
Рис 1.7.27 Способы выполнения ввода в здание проводом АВТ (АВП) в зависимости от материала стен: а — ввод в здание с кирпичными стенами; б — ввод в здание с деревянными стенами; в — ввод в здание с каркаснозасыпными стенами; г — ввод вздание с глинобитными стенами
1 — тросовый провод; 2 — зажим тросовый; 3 — изолятор; 4 — крюк; 5 — воронка; б — втулка; 7 — трубка резиновая, полутвердая; в — цементно-алебастровый жесткий раствор; 9 — брусок;
70 — шуруп 8x100; 77 — шпилька М8х200; 72 и 73 — гайка М8 и шайба 8
Зажим К-299
Прижим (материал Cm3)
Скоба (материал Cm3)
Рис. 2.7 28. Крепление несущего троса изолированного провода марки АВТ (АВП) на опоре ВЛ или на стене здания а — общий вид; б — крепление троса «морским» узлом (показана технология выполнения узла); в — зажим К-299
1 — трос, 2 — бандаж; 3 — зижим К-299
Рис. 2.7.29. Общий вид устройства ввода в здание проводом АВТ-1 (АВП-1) через трубостойки Т—I/2, Т-П/2 и T-IV/2
1 — провод; 2 — крюк; 3 — скоба; 4 — изолятор;
5 — зажим ответвительный; 6 — зажим тросовый;
7 — заземляющий проводник от нулевого провода;
8 — заземляющий болт; 9 — оттяжка; 10 — лапка; 11 — втулка;
12 — кнопка; 13 — лента монтажная; 16 —трубостойка; 17 — муфта
Рис. 2 7.30. Узел ввода в здание проводом АВТ-2 (АВП-2) через трубостойки и крепление несущего троса
1 — несущий трос, 2 — крюк; 3 — скоба; 4 — изолятор; 5 — зажим ответвительный;
6 — зажим тросовый; 7 — заземляющий проводник от нулевого провода; 8 — заземляющий болт;
9 — оттяжка; 10 — кнопка; 11 — лента монтажная
Шейка	Вид А
Рис.2.7.31. Крепление провода ответвления от ВЛ 0,4 кВ с проводом (кабелем) ввода в здание; а — общий вид; б — зажим соединения провода ответвления с проводом ввода у стены здания
1 — накладка; 2 — промежуточная пластина; 3 — основание; 4 — болт М6х25; 5 — шайба пружинная; 6 — провод ответвления; 7 — провод ввода в здание; 8 — колпачек пластмассовый
Рис. 2.7.31. Продолжение
Технология монтажа зажима для соединения провода ответвления ВЛ 0,4 кВ с проводом (кабелем) ввода в здание (Конструкция Мосэнерго, инж. Бирюкова Н.Г.)
Конец ответвительного провода ВЛ 0,4 кВ у изолятора ввода в здание после его концевой заделки (глушки) с помощью неизолированной вязальной проволоки (наиболее удобны 2 жилы провода марки А-25) отводится в сторону провода (кабеля) ввода. Длина отведенного в сторону ответвления должна быть 100... 150 мм, если это позволяют длины концов проводов (жил кабеля) ввода. Сняв изоляцию с концов проводов ответвления (если провода изолированы), производят установку зажима в следующей последовательности:
1. Взять в левую руку основание зажима (пластина с резьбовыми отверстиями).
2.	В верхнюю часть этой пластины ввернуть временный стержень 0,7 мм с резьбой Мб на конце (может быть использован болт с отпиленной головкой, длиной 25...30 мм).
3.	Защищенный и смазанный тонким слоем смазки ЦИАТИМ—201, провод ввода укладывается вдоль основания зажима и вокруг временного стержня загибается V-образно, как показано на рис. 2.7.316).
4	Этот провод ввода накрыть промежуточной пластиной (рис 2.7.31, поз. 2), надев ее верхней частью на временный стержень.
5.	Провод ответвления в той же последовательности, как и провод ввода уложить V-образно на промежуточную пластину (поз. 2).
6.	Уложить провод ответвления, накрыть контактной накладкой (рис. 2.7.31, поз. 1), надев ее верхней частью на временный стержень.
7.	Не допуская выпадания проводов ответвления и ввода из-под контактной накладки, с помощью болта Мб притянуть ее к основанию, не затягивая до конца
8.	Вывернуть временный стержень и на его место ввернуть постоянный болт Мб
2.7.6. Кабельные вводы 0,4 кВ в здания.
Способы ввода кабеля в здания приведены на рис. 2.7.32...2.7.35.
Рис. 2.7.32. Виды кабельных вводов в здание: а — через стену с прокладкой по наружной стене; б — через стену снаружи в нижней части стены; в — через фундамент
ения провода ) ввода в здание
за Н.Г.)
тятора ввода в здание иодированной в я зал ь-1ки А-25) отводится в j сторону ответвления концов проводов (жил етвления (если прово-ующей последователь-
ia с резьбовыми отвер-
нный стержень 0,7 мм : отпиленной головкой,
и ЦИАТИМ-201, про-руг временного стерж-
(Ластиной (рис 2.7.31, сень.
ти. как и провод ввода . 2).
[накладкой (рис. 2.7.31, сень.
I ввода из-под контакт-нованию, не затягивая
) ввернуть постоянный
Исполнение 2
Исполнение 1 — при отсутствии просадок грунта.
Исполнение 2 — при ожидании просадок грунта.
Рис. 2.7.33. Ввод кабелей из траншеи в здание (вариант I)
1— кабель силовой 1 кВ; 2 — труба; 3 — уплотнение трубы; 4 — гидроизоляция; 5 — песок без примеси глины и камней; 6 — засыпка грунтом с временным возвышением над планировочной отметкой; 7 — мягкий грунт или песок; 8 — плиты или кирпич; 9 — бетон Ml00
. 2.7.32...2 7.35.
здание:
ой стене;
— через фундамент
Глубина траншеи для прокладки кабеля допускается не менее 0,6 м. Кабельный ввод в здание выполняют, помещая кабель в трубы. Трубы должны быть уложены с уклоном от здания не менее 0,2% для исключения проникновения влаги. Концы трубы после прокладки в ней кабеля уплотняют намоткой на кабель несколько слоёв смоляной ленты или кабельной пряжи (джут) с последующей её подбивкой.
Если кабель перед I защищать от механичес бу или закрывая его уг ниже на 0,3 м.
Если кабель вводя! опоре также защищают и 0,3 м — в земле).
Рис.2.7.34. Ввод кабелей из траншеи в здание (вариант II)
1— кабель силовой 1 кВ; 2 — труба; 3 — уплотнение трубы; 4 — гидроизоляция;
5 — плита железобетонная; 6 — плиты или кирпич; 7 — мягкий грунт или песок; 8 — бетон М100
Рис.2.7.35. Bi
1 — кабель силовой I
5 — плита железобетонная; 6
Если кабель перед вводом в здание проходит по стене, то его необходимо защищать от механических повреждений, помещая его в металлическую трубу или закрывая его уголком на высоте до 2 м от земли или пола и в земле ниже на 0,3 м.
Если кабель вводят в здание с ближайшей опоры ВЛ 0,4 кВ, то его на опоре также защищают от механических повреждений (2 м от уровня земли и 0,3 м — в земле).
Рис.2.7.35. Ввод кабелей из траншеи в здание (вариант II)
1 — кабель силовой 1 кВ; 2 — труба; 3 — уплотнение трубы; 4 — гидроизоляция, 5 — плита железобетонная; 6 — плиты или кирпич; 7 — мягкий грунт или песок; 8 — бетон Ml00
2.7.7. Электротехнические требования к воздушным линиям электропередачи напряжением 0,4—35 кВ с неизолированными проводами
При эксплуатации воздушных линий электропередачи (ВЛ) должны производиться техническое обслуживание и ремонт, направленные на обеспечение их надежной работы.
При выдаче задания на проектирование ВЛ, сооружаемых и подлежащих техническому перевооружению, реконструкции и модернизации, AO-энерго и организации, эксплуатирующие электрические сети, должны предоставлять проектным организациям имеющиеся данные о фактических условиях в зоне проектируемой ВЛ (фактические данные по гололеду и ветру, по загрязнениям атмосферы на трассе ВЛ, по отказам ВЛ и их элементов, и другие данные, характеризующие местные условия) и требовать их учета в проектной документации. Перед монтажей ВЛ ее проект согласовывает владелец.
При сооружении, техническом перевооружении, реконструкции и модернизации ВЛ, выполняемых подрядной организацией и подлежащих сдаче в эксплуатацию организации, эксплуатирующей электрические сети, последней должны быть организованы технический надзор за производством работ, проверка выполненных работ на соответствие утвержденной технической документации.
Приемка в эксплуатацию ВЛ организацией, эксплуатирующей электрические сети (AO-энерго), должна производиться в соответствии со СНиП 3.01.04—87 и действующими правилами приемки в эксплуатацию законченных строительством линий электропередачи.
При техническом обслуживании должны производиться работы по предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа путем устранения повреждений и неисправностей, выявленных при осмотрах, проверках и измерениях.
При капитальном ремонте ВЛ должен быть выполнен комплекс мероприятий, направленных на поддержание или восстановление первоначальных эксплуатационных характеристик ВЛ в целом или отдельных ее элементов путем ремонта деталей и элементов или замены их новыми, повышающими их надежность и улучшающими эксплуатационные характеристики линии.
Перечень работ, которые должны выполняться на ВЛ при техническом обслуживании, ремонте и техническом перевооружении, приведен в типовых инструкциях по эксплуатации ВЛ.
Техническое обслуживание и ремонтные работы должны быть организованы, как правило, комплексно путем проведения всех необходимых работ с максимально возможным сокращением продолжительности отключения ВЛ. Они могут производиться с отключением линии, одной фазы (пофазный ремонт) и без снятия напряжения.
Техническое обслуживание и ремонт ВЛ должны выполняться с использованием специальных машин, механизмов, транспортных средств, такелажа, оснастки, инструмента и приспособлений.
Средства механизащ нормами и размещены ю ятий и их подразделений
Бригады, выполняю!! ми связи с РПБ и диспе1
При эксплуатации В. трических сетей и контр
Организация, экспл) вать предприятия и орга требованиях указанных
Антикоррозионное г таллических деталей же сов и оттяжек опор floj распоряжению техничес
Трасса ВЛ должна 1 ев и содержаться в без поддерживаться устаноь вьев.
Отдельные деревья, провода или опоры ВЛ, нием об этом организац млением лесорубочных
На участках ВЛ, по меняться специальная I няться чистка (обмывка
В зонах интенсивнь вых гнездований должн ющие возможность пер щие их жизни.
При эксплуатации другими ВЛ и ЛИНИЯМ! ВЛ соединители не дог
Организации, эксп. в исправном состояни • сигнальные знак: или сплавной рек согласно «Уставу бассейновым упр • устройства свето ствии с требован ных препятствий
• постоянные знак том ВЛ и требов
Организация, эксп исправностью дорожи! пересечениях ВЛ с авт
Средства механизации должны быть укомплектованы в соответствии с нормами и размещены на ремонтно-производственных базах (РПБ) предприятий и их подразделений.
Бригады, выполняющие работы на ВЛ, должны быть оснащены средствами связи с РПБ и диспетчерскими пунктами.
При эксплуатации ВЛ должны строго соблюдаться правила охраны электрических сетей и контролироваться их выполнение.
Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна информировать предприятия и организации, находящиеся в районе прохождения ВЛ, о требованиях указанных правил.
Антикоррозионное покрытие неоцинкованных металлических опор и металлических деталей железобетонных и деревянных, а также стальных тросов и оттяжек опор должно восстанавливаться по мере необходимости по распоряжению технического руководства энергообъекта.
Трасса ВЛ должна периодически расчищаться от кустарников и деревьев и содержаться в безопасном в пожарном отношении состоянии; должна поддерживаться установленная ширина просек и производиться обрезка деревьев.
Отдельные деревья, растущие вне просеки и угрожающие падением на провода или опоры ВЛ, должны быть вырублены с последующим уведомлением об этом организации, в ведении которой находятся насаждения, и оформлением лесорубочных билетов (ордеров).
На участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению, должна применяться специальная или усиленная изоляция и при необходимости выполняться чистка (обмывка) изоляции, замена загрязненных изоляторов.
В зонах интенсивных загрязнений изоляции птицами и местах их массовых гнездований должны устанавливаться специальные устройства, исключающие возможность перекрытий, а также отпугивающие птиц и не угрожающие их жизни.
При эксплуатации ВЛ в пролетах пересечения действующей линии с другими ВЛ и линиями связи на каждом проводе или тросе пересекающей ВЛ соединители не допускается.
Организации, эксплуатирующие электрические сети, должны содержать в исправном состоянии:
•	сигнальные знаки на берегах в местах пересечения ВЛ с судоходной или сплавной рекой, озером, водохранилищем, каналом, установленные согласно «Уставу внутреннего водного транспорта» по согласованию с бассейновым управлением водного пути (управлением каналов);
•	устройства светоограждения, установленные на опорах ВЛ в соответствии с требованиями «Правил маркировки и светоограждения высотных препятствий»;
•	постоянные знаки, установленные на опорах в соответствии с проектом ВЛ и требованиями нормативно-технических документов.
Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна следить за исправностью дорожных знаков ограничения габаритов, устанавливаемых на пересечениях ВЛ с автомобильными дорогами; дорожных знаков, устанавли
ваемых на пересечениях ВЛ 330 кВ и выше с автомобильными дорогами и запрещающих остановку транспорта в охранных зонах этих ВЛ.
По представлению организаций, эксплуатирующих электрические сети, в ведении которых находятся ВЛ, установка и обслуживание указанных знаков производятся организациями, в ведении которых находятся автомобильные дороги
При эксплуатации ВЛ должны быть организованы их периодические и внеочередные осмотры. График периодических осмотров должен быть утвержден техническим руководителем организации, эксплуатирующей электрические сети.
Периодичность осмотров каждой ВЛ по всей длине должна быть не реже 1 раза в год1. Кроме того, не реже 1 раза в год инженерно-техническим персоналом должны производиться выборочные осмотры отдельных ВЛ (или их участков), а все ВЛ (участки), подлежащие капитальному ремонту, должны быть осмотрены полностью.
Верховые осмотры с выборочной проверкой проводов и тросов в зажимах и в дистанционных распорках на ВЛ напряжением 35 кВ и выше или их участках, имеющих срок службы 20 лет и более или проходящих в зонах интенсивного загрязнения, а также по открытой местности, должны производиться не реже 1 раза в 6 лет; на остальных ВЛ 35 кВ и выше (участках) — не реже 1 раза в 12 лет.
На ВЛ 0,38-20 кВ верховые осмотры должны производиться при необходимости
Внеочередные осмотры ВЛ или их участков должны производиться
•	при образовании на проводах и тросах гололеда, при пляске проводов, во время ледохода, разлива рек, при лесных и степных пожарах, а также после стихийных бедствий;
•	после автоматического отключения ВЛ релейной защитой.
На ВЛ должны выполняться следующие проверки и измерения:
•	проверка состояния трассы ВЛ — при проведении осмотров и измерения габаритов от проводов до поросли — при необходимости,
•	проверка загнивания деталей деревянных опор — через 3...6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее — не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей;
•	проверка визуально состояния изоляторов и линейной арматуры при осмотрах, а также проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов первый раз на 1 ...2-м, второй раз на 6... 10-м годах после ввода ВЛ в эксплуатацию и далее с периодичностью, приведенной в «Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35—800 кВ» в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов на ВЛ;
•	проверка состояния опор, проводов, тросов при проведении осмотров;
[В данном и последующих пунктах слова «не реже» означают, что конкретные сроки выполнения данного мероприятия в пределах, установленных настоящими Правилами, должны быть определены техническим руководителем энергообъекта.
• проверка состоян! 35 кВ и выше пут болтовые соедини подвергаются bckj
• проверка и подтях болтов —не реже
•	выборочная прове оттяжках со вскр
•	проверка состояи в 6 лет;
• проверка состоян и траверс, металл ным вскрытием г)
• проверка тяжени: • измерения сопрот ний нулевого про
• измерения сопрот В при приемке в новых потребител сопротивления;
• проверка состоян поверхности земл — при осмотрах
Неисправности, об1 и измерений, должны ( зависимости от их хар дении технического об<
Капитальный ремо! руководителя организа железобетонными и ме ВЛ с деревянными опс
Конструктивные и: закрепления опор в гр ческой документации j ции, эксплуатирующей
Плановый ремонт, низация ВЛ, проходяц водиться по согласова! когда эти угодья не за возможно обеспечение
Работы по предот1 следствий таких нару согласования с земле! работах.
После выполнения трические сети, долж!
Сильными дорогами и х этих ВЛ.
электрические сети, в эние указанных знаков □дятся автомобильные
ы их периодические и ов должен быть утвер-1уатирующей электри-
! должна быть не реже 1женернО'Техническим ры отдельных ВЛ (или иому ремонту, должны одов и тросов в зажи-I 35 кВ и выше или их i проходящих в зонах ости, должны произво-и выше (участках) — вводиться при необхо-
:ны производиться: ри пляске проводов, во ных пожарах, а также
[ защитой.
и измерения:
ди осмотров и измере-еобходимости;
- через 3. .6 лет после )аза в 3 года, а также
нейной арматуры при чности подвесных та-1 1...2-М, второй раз на далее с периодичнос-плуатации воздушных В» в зависимости от в на ВЛ;
роведении осмотров;
ют, что конкретные сроки оящими Правилами, долж-
•	проверка состояния болтовых соединений проводов ВЛ напряжением 35 кВ и выше путем электрических измерений не реже 1 раза в 6 лет; болтовые соединения, находящиеся в неудовлетворительном состоянии, подвергаются вскрытию, а затем ремонтируются или заменяются;
•	проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений и гаек анкерных болтов —не реже 1 раза в 6 лет;
•	выборочная проверка состояния фундаментов и U-образных болтов на оттяжках со вскрытием грунта — не реже 1 раза в 6 лет;
•	проверка состояния железобетонных опор и приставок не реже 1 раза в 6 лет;
•	проверка состояния антикоррозионного покрытия металлических опор и траверс, металлических подножников и анкеров оттяжек с выборочным вскрытием грунта — не реже 1 раза в 6 лет;
•	проверка тяжения в оттяжках опор — не реже 1 раза в 6 лет;
•	измерения сопротивления заземления опор, а также повторных заземлений нулевого провода;
•	измерения сопротивления петли фаза-нуль на ВЛ напряжением до 1000 В при приемке в эксплуатацию, в дальнейшем — при подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменение этого сопротивления;
•	проверка состояния опор, проводов, тросов, расстояний от проводов до поверхности земли различных объектов, до пересекаемых сооружений — при осмотрах ВЛ.
Неисправности, обнаруженные при осмотре ВЛ и производстве проверок и измерений, должны быть отмечены в эксплуатационной документации и в зависимости от их характера устранены в кратчайший срок или при проведении технического обслуживания, или капитального ремонта ВЛ.
Капитальный ремонт ВЛ должен выполняться по решению технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети, на ВЛ с железобетонными и металлическими опорами — не реже 1 раза в 12 лет, на ВЛ с деревянными опорами — не реже 1 раза в 6 лет
Конструктивные изменения опор и других элементов, а также способа закрепления опор в грунте должны выполняться только при наличии технической документации и с разрешения технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.
Плановый ремонт, техническое перевооружение, реконструкция и модернизация ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, должны производиться по согласованию с землепользователями и, как правило, в период, когда эти угодья не заняты сельскохозяйственными культурами или когда возможно обеспечение сохранности этих культур.
Работы по предотвращению нарушений в работе ВЛ и ликвидации последствий таких нарушений могут производиться в любое время года без согласования с землепользователями, но с уведомлением их о проводимых работах.
После выполнения указанных работ организация, эксплуатирующая электрические сети, должна привести земельные угодья в состояние, пригодное
для их использования по целевому назначению, а также возместить землепользователям убытки, примененные при производстве работ.
Организации, эксплуатирующие ВЛ с совместной подвеской проводов, должны производить плановый ремонт в согласованные сроки. В аварийных случаях ремонтные работы должны производиться с предварительным уведомлением другой стороны (владельца линии или проводов).
На ВЛ напряжением выше 1000 В, подверженных интенсивному гололедообразованию, должна осуществляться плавка гололеда электрическим током.
Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна контролировать процесс гололедообразования на ВЛ и обеспечивать своевременное включение схем плавки гололеда; ВЛ, на которых производится плавка гололеда, должны быть, как правило, оснащены устройствами автоматического контроля и сигнализации гололедообразования и процесса плавки, а также закорачивающими коммутационными аппаратами.
Для дистанционного определения мест междуфазовых замыканий на ВЛ 6—35 кВ должны быть установлены специальные приборы. На ВЛ напряжением 6—35 кВ с отпайками (ответвлениями) должны быть установлены указатели поврежденного участка.
Организации, эксплуатирующие электрические сети, должны быть оснащены переносными приборами для определения мест замыкания на землю ВЛ 6-35 кВ.
В целях своевременной ликвидации аварийных повреждений на ВЛ в организациях, эксплуатирующих электрические сети (в AO-энерго), должен храниться аварийный запас материалов и деталей согласно установленным нормам.
Дополнительные требования по эксплуатации (техническое обслуживание и капитальный плановый ремонт) ВЛ 110-1150 кВ изложены в [15].
2.8. Воздушн] изол
2.8.1. Назначена марки «АМКА» для
Основные сведенй изолированными провода сти отключения этих BJ неизолированных прово; проводов при мокром с отгорание контактов на повреждения проводов 1 и др. — 5%.
Чтобы снизить npoi тельных сетях ВЛ 0,4 к провода (СИП), обеспе занных сетей. Особеннс для энергоснабжения к ных усадеб, рабочих пос ческих комплексов, зер местности.
Конструкция ИЗОЛИ] пучок из 3 изолирован образом, чтобы механи малась только несущим скрученных алюминиев применяются традицио плотности или сшитый высокой нагревостойко
Несущий трос круг, алюминиевого сплава, I тажа изолированных п стой конструкции. Осв полнения вводов в до» жен без удаления изол
В настоящее время рованными фазными и «АМКА-Т» (Финлянди ми и неизолированным ляндия), а также отече<
кже возместить земле-е работ.
й подвеской проводов, ле сроки. В аварийных предварительным уве->водов).
. интенсивному гололе-[еда электрическим то-
ги, должна контролиро-ъ своевременное включится плавка гололеда, [тематического контро-1вки, а также закорачи-
)вых замыканий на ВЛ 5оры. На ВЛ напряже-5ыть установлены ука-
ти, должны быть осна-' замыкания на землю
ювреждений на ВЛ в (в AO-энерго), должен гласно установленным
хническое обслужива-:В изложены в [15].
2.8. Воздушные линии 0,4 кВ с самонесущими изолированными проводами
2.8.1. Назначение и конструкции изолированных проводов марки «АМКА* для ВЛ 0,4 кВ (ВЛИ до 1 кВ)
Основные сведения. По результатам эксплуатации ВЛ 0,4—10 кВ с неизолированными проводами было установлено, что ежегодно в сельской местности отключения этих ВЛ происходят по следующим причинам: схлестывания неизолированных проводов — 50%, окисление контактов — 15%, обрывы проводов при мокром снеге и в результате образования гололеда — 10%, отгорание контактов на вводах в ТП 6—10/0,4 кВ — 10% и механические повреждения проводов ВЛ крупногабаритным автотранспортом, комбайнами и др. — 5%.
Чтобы снизить процент отключения, в мировой практике в распределительных сетях ВЛ 0,4 кВ широко применяются самонесущие изолированные провода (СИП), обеспечивающие высокую надежность и безопасность указанных сетей. Особенно актуально их применение в сетях, предназначенных для энергоснабжения крупных населенных пунктов (райцентров, центральных усадеб, рабочих поселков, станиц), а также животноводческих и птицеводческих комплексов, зернотоков и других объектов, находящихся в сельской местности.
Конструкция изолированных самонесущих проводов представляет собой пучок из 3 изолированных жил, скрученных вокруг несущего троса таким образом, чтобы механическая нагрузка смонтированного провода воспринималась только несущим тросом. Жилы выполнены из одной или нескольких скрученных алюминиевых проволок круглого сечения. В качестве изоляции применяются традиционный светостабилизированный полиэтилен высокой плотности или сшитый полиэтилен черного цвета, который обладает более высокой нагревостойкостью и поэтому более перспективен.
Несущий трос круглого сечения скручен из 7 проволок, изготовленных из алюминиевого сплава, и может использоваться как нулевой провод. Для монтажа изолированных проводов разработаны различные типы зажимов простой конструкции. Освоено производство ответвительных зажимов для выполнения вводов в дома сельских жителей. Монтаж этих зажимов возможен без удаления изоляции с магистрального и ответвительного проводов.
В настоящее время в РФ применяют две системы СИП 0,4 кВ: с изолированными фазными и изолированным несущим нулевым проводами марки «АМКА-Т» (Финляндия) и «Торсада» (Франция), с изолированными фазными и неизолированным несущим нулевым проводами марки «АМКА» (Финляндия), а также отечественные провода (Севкабель, Иркутсккабель и др.).
Конструктивное исполнение СИП «АМКА и «АМКА—Т». СИП «АМКА» независимо от назначения, количества и сечения фазных проводов изготавливают с несущим нулевым проводом.
СИП «АМКА» (рис. 2.8.1) состоит из неизолированного несущего нулевого провода, вокруг которого скручены три изолированных фазных провода, и, при необходимости, изолированные провода наружного освещения, а также контрольные провода для управления электроустановками и аппаратами.
Токопроводящие (фазные) провода — жилы сечением 16 мм2 — однопроволочные алюминиевые круглой формы, а сечением 25...120 мм2— многопроволочные (7... 19 алюминиевых проволок) уплотненные круглой формы, предел прочности которых составляет не менее 294 Н/мм2.
Все провода, за искл1 ющую оболочку из атмо с включением газовой с ции.
Жилы фазных провс вого провода — из алюм СИП «АМКА» предь передачи напряжением j зданий и сооружений.
СИП «АМКА» ycnei ру и гололеду при темпе СИП «АМКА» такж веской проводов вещан
Обозначения фазны но идущими гребнями, 1
Рис. 2 8.1 Конструктивное исполнение самонесущего изолированного провода «АМКА» («АМКА-Т»)
Внешний вид провода «АМКА» с тросом, равным сечению провода фазы — для питания нессиметричной нагрузки: а — провод марки «АМКА»; б — провод марки «АМКА-Т»
Рис. 2.8.2. Маркировка «АМКА» и нулевой
Изолированный нес обозначен одним Bbiflaj СИП «АМКА» хар — стойкостью — стойкостью — сопротивля — сохранение ров при те! — влагонепро
к и «АМКА-Т». СИП чения фазных проводов
ванного несущего нуле-занных фазных провода, -того освещения, а также вками и аппаратами.
зением 16 мм2 — одно-:м 25... 120 мм2— много-зенные круглой формы, Н/мм2.
Все провода, за исключением несущего нулевого провода, имеют изолирующую оболочку из атмосферостойкого полиэтилена с поперечными связями с включением газовой сажи для обеспечения длительного срока эксплуатации.
Жилы фазных проводов выполнены из алюминия, жила несущего нулевого провода — из алюминиевого сплава (альмелек).
СИП «АМКА» предназначен для сооружения воздушных линий электропередачи напряжением до 1 кВ с подвеской проводов на опорах или фасадах зданий и сооружений.
СИП «АМКА» успешно работает во всех климатических районах по ветру и гололеду при температуре окружающей среды от —45 °C до +50 °C
СИП «АМКА» также используют при сооружении ВЛ с совместной подвеской проводов вещания и телефонных линий.
Обозначения фазных проводов выполнено 2-мя, 3-мя или 4-мя параллельно идущими гребнями, выдавленными на поверхности изоляции (рис. 2.8 2)
(его изолированного
ода фазы — для питания ювод марки «АМКА-Т»
Рис. 2.8.2. Маркировка изолированных фазных проводов (А, В, С) в конструкции «АМКА» и нулевого несущего провода (О) в конструкции «АМКА-Т»
Изолированный несущий нулевой провод пятижильного СИП «АМКА—Т» обозначен одним выдаленным гребнем.
СИП «АМКА» характеризуется:
—	стойкостью к ультрафиолетовому излучению;
—	стойкостью к воздействию озона;
—	сопротивляемостью погодным условиям;
—	сохранением механической прочности и электрических парамет-
ров при температуре от -45 °C до +85 °C;
—	влагонепроницаемостью.

СИП «АМКА-Т» (тропическое исполнение) в отличие от СИП «АМКА» изготовляется с изолированным нулевым несущим проводом и используется при сооружении ВЛ 0,4 кВ в зонах с высоким удельным сопротивлением грунтов (при невозможности обеспечения нормированного сопротивления заземления нулевого провода по трассе ВЛ).
Основные конструктивные параметры СИП АМКА приведены в табл.2.8.1, а основные электрические характеристики — в табл. 2.8.2, а их использование показано на рис. 2.8.3..
Фирма «Нокия» (Финляндия) выпускает пятижильные СИП, предназначенные только для сетей дорожного и уличного освещения. К 3-м токопроводящим (фазным) жилам с номенклатурой их сечений присоединяются светильники наружного (уличного) освещения; четвертая жила является несущей нулевой; пятая жила сечением 16 или 25 мм2 является фазной и предназначается для цепи управления уличным освещением. Изоляция этой жилы не имеет на своей поверхности выдавленного гребня.
Эти пятипроводные СИП могут быть использованы на ВЛИ, по которым осуществляется электроснабжение коммунально-бытовых потребителей электроэнергии (три токопроводящие фазные жилы). Четвертая токопроводящая жила сечением 25 мм2 может быть использована для линии уличного освещения в том случае, когда предварительно выполненные электрические расчеты подтверждают возможность применения этих СИП, обеспечивая при этом нормируемые показатели качества уровней электроэнергии у потребителей.
Фирма ОРГРЭС разработала инструкцию по применению в наших условиях самонесущих изолированных проводов «АМКА» и «Торсада» [Л2] с комплектующей линейной и контактно-соединительной арматурой, в которой приведены характеристики конструкций, область их применения и граничные условия. При подготовке этой информации использованы данные стандарта SFS 2200 (Финляндия), результаты отраслевой экспертизы проводов «АМКА» и «Торсада», а также арматуры, поставляемой фирмами «НОКИЯ», «ЭЛКО», «ЭЛСИКА», выполненной ОРГРЭС в 1994 г., действующие в России стандарты и другие нормативно-технические документы.
ОРГРЭС определил название ВЛ 0,4 кВ с изолированными проводами как —воздушная линия с изолированными проводами (ВЛИ «АМКА»), а ВЛ 0,4 кВ с неизолированными проводами — ВЛН. ОРГРЭС рекомендует применять в наших условиях вышеперечисленные СИП.
Самонесущие изолированные провода и арматуру выпускают также российские производители: «Иркутсккабель» выпускает провода марок САПт, САСПт, САПс и др. по ТУ 26.К71- 120—91; Севкабель (Санкт-Петербург) — провода марок СИП-1 и СИП-1А, СИП-2 и СИП-2А (по ТУ 16.К71-268-97).
Фирма «ЭЛКО» (Великие Луки) изготавливает линейную арматуру для СИП до 1 кВ по ТУ 16.К71-268-97.
Все данные по проводам фирмы «Севкабель» приведены в табл. 2.8.3 и 2.8.4.
«в о
«О о со о а. в
н 3 ж в Q СО о в. 3
3
3 3 S к
Е U 3 о к
о в
в 3 в
•Г)
Со
со о ж
00 сч св я X ч ко св
Нормальная поставка	Барабан, №
	Строительная длина, м
Комплектный кабель	Радиус изгиба минимум, мм
	Компл. масса, кг/км
	Эффект, диаметр на ветру, мм
Подвесной трос; нулевая жила	Разрушающая нагрузка при растяжении минимум, кН
	Алюминиевый сплав, масса, кг/км
	О - -ко и а П U 5 ' (У к; г X
Токопроводящие жилы	Алюминий, масса, кг/км
	D, неизолированной жилы,
Марка провода	

3
Таблица 2.8.1. Основные сведения по конструкции изолированных проводов *АМКА»
Марка провода	Токопроводящие жилы		Подвесной трос; нулевая жила			Комплектный кабель			Нормальная поставка	
	D, неизолированной жилы, не более, мм	Алюминий, масса, кг/ км	D, не более, мм	Алюминиевый сплав, масса, кг/ км	Разрушающая нагрузка при растяжении минимум, кН	Эффект, диаметр на ветру, мм	Компл. масса, кг/км	Радиус изгиба минимум, мм	Строительная длина, м	Барабан, №
1x16+25	4,45	41	6,10	65	7,40	11	135	200	1000	11 G
3x16+25	4,45	123	6,10	65	7,40	20	270	240	1000	13 G
4x16+25	4,45	164	6,10	65	7,40	22	330	240	1000	13 G
3x25+35	6,10	200	7,10	92	10,3	23	390	280	1000	13 G
4x25+35	6,10	267	7,10	92	10,3	25	490	280	1000	15 G
3x35+50	7,10	280	8,35	125	14,2	27	530	320	1000	15 G
3x50+70	8,35	375	9,95	183	20,6	31	700	370	1000	16 L
3x70+95	9,95	545	11,70	250	27,9	36	1000	400	500	15 G
3x120+95	13,1	960	11,70	250	27,9	42	1500	500	500	16 L
Примечание.
Условное обозначение провода «АМКА», состоящего из 3-х жил фазных проводов сечением 16 мм2 и одного несущего нулевого провода сечением 25 мм2: 3 х 16 + 25
Марка провода	Токопроводящие жилы				Нулевая жила			Ток установившегося режима при t=25 °C, А	Ток термической стойкости (односекундный) при t=70°C, кА	Общее реактивное сопротивление СИП, Ом/км
	Сопротивление постоянному току		Реактивное сопротивление прямой последовательности, Ом/ км	Реактивное сопротивление нулевой последовательности, Ом/ км	Сопротивление постоянному току		Реактивное сопротивление нулевой последовательности, Ом/ км			
	+20 °C, Ом/ км	+70 °C, Ом/ км			+20 °C, Ом/ км	+70 °C, Ом/ км				
1x16+25	1,91	2,30	0,090	—	1,38	1,62	0,074	75	1,03	0,095
3x16+25	1,91	2,30	0,108	0,055	1,62	1,62	0,074	70	1,03	0,099
4x16+25	1,21	2,30	0,108	0,030	0,380	0,974	0,074	70	1,03	0,074
3x25+35	1,20	1,44	0,106	0,045	0,986	1,16	0,0,73	90	1,60	0,091
4x25+35	1,20	1,44	0,106	0,025	0,966	0,973	0,074	90	1,60	0,073
3x35+50	0,868	1,04	0,104	0,045	0,720	0,846	0,073	115	2,25	0,091
3x50+70	0,641	0,770	0,101	0,045	0,493	0,579	0,071	140	3,22	0,091
3x70+95	0,443	0,532	0,097	0,045	0,363	0,427	0,070	180	4,50	0,092
3x120+95	0,253	0,304	0,092	0,030	0,363	0,427	0,078	250	5,90	0,088
a
I
I
I
Рис. 2.8 3. Одноцепная ВЛИ «АМКА»: а — на открытой местности; б — в лесном массиве
Таблица 2.8.3. Технические характеристики проводов фирмы «Севкабель» (Санкт-Петербург)
Марка провода	Количество, сечение проводников и несущего троса шт х мм2	Эл. сопротивление постоянному току, Ом, не более		Разрывная прочность троса, кН, не менее	Максимальный наружный диаметр провода, мм
		проводников	несущего троса		
СИП-1	1x16 + 1x25	1,91	1,38	7,4	15
СИП-1А	3x16 + 1x25	1,91	1,38	7,4	22
СИП-2	3x25 + 1x35	1,20	0,986	10,3	26
СИП-2А	3x35 + 1x50	0,868	0,720	14,2	30
	3x50 + 1x70	0,641	0,493	20,6	35
	3x70 + 1x95	0,443	0,363	27,9	41
	3x120 + 1x95	0,253	0,363	27,9	47
	4x16 + 1x25	0,91	1,38	7,4	22
	4x25 + 1x35	1,20	0,986	10,3	26
Ри<
Таблица 2.8.4. Эксплуатационные характеристики проводов фирмы «Севкабель» (Санкт-Петербург)
Режим эксплуатации	Допустимая температура нагрева токопроводящих жил проводов, °C	
	СИП-1, СИП-1А	СИП-2, СИП-2А
Нормальный режим	70	90
Режим перегрузки продолжительность до 8 часов в сутки	80	130
Короткое замыкание с протеканием тока К.З. в течение до 5 секунд	135	250
О барабанах для проводов и кабелей фирмы «НОКИЯ»
Провода и кабели поставляются на барабанах. Повреждение кабельного барабана может привести к повреждению кабеля В худшем случае дефектность кабеля выявляется только после законченного монтажа и ее устранение может потребовать исключительно крупных расходов.
Таблица 2.8.5. Xapi
Тип барабана	
	А
4А	400
5А	500
5С	500
6А	600
6С	600
7Е	700
8Е	800
9F	900
9FV	900
11G	1100
11GV	1100
13G	1300
15G	1500
16L	1600
18М	1800
20Р	2000
22Р	2200
22Р5	2200
26U	2600
26U8	2600
28W	2800
28WO	2800
30Y	3000
32Z	3200
гроводов
грбург)	
мая проч-э троса, ie менее	Максимальный наружный диаметр провода, мм
7,4	15
7,4	22
0,3	26
4,2	30
0,6	35
7,9	41
7,9	47
',4	22
0,3	26
Рис. 2.8.4. Габариты и масса барабанов
гики проводов рбург)
атура нагрева то 1л проводов, °C
ЗИП-2, СИП-2А
90
130
250
умы «НОКИЯ»
вреждение кабельного удшем случае дефект-лонтажа и ее устране-дов.
Таблица 2.8.5. Характеристики барабанов (к рис.2.8.4)
Тип барабана	Габариты					Масса кг/шт
	А	В	С	D	Е	
4А	400	400	175	300	55	7
5А	500	400	200	300	55	8
5С	500	500	250	400	55	10
6А	600	400	250	300	55	10
6С	600	500	250	400	55	16
7Е	700	610	325	500	55	20
8Е	800	610	375	500	55	26
9F	900	660	425	550	82	40
9FV	900	675	425	550	82	50
11G	1100	725	500	600	82	70
11GV	1100	755	500	600	82	85
13G	1300	760	600	600	82	105
15G	1500	760	700	600	82	150
16L	1600	970	800	800	82	185
18М	1800	1025	1100	850	82	260
20Р	2000	1155	1100	960	82	350
22Р	2200	1155	1200	960	82	445
22Р5	2200	1155	1500	960	82	460
26U	2600	1455	1500	1200	123	805
26U8	2600	1455	1800	1200	123	830
28W	2800	1610	1500	1300	123	1050
28WO	2800	1610	2000	1300	123	1100
30Y	3000	1810	2200	1500	123	1300
32Z	3200	1970	2400	1600	132	1900
Исходя из этого ясно, что надлежащее и аккуратное обращение с барабанами имеет исключительно важное значение.
Поэтому:
—	никогда не опрокидывайте барабан;
—	перекатывать барабан можно только в направлении, указанном стрелкой;
—	поднимать барабан осторожно;
—	подпирать барабаны надлежащим образом, избегая их штабелирования;
—	не ронять барабаны;
—	прибивать обшивку только к ребрам щек.
Рис. 2.8.5. Барабаны для гибких ремонтных кабелей
Таблица 2.8.6. Характеристики барабанов для ремонтных кабелей(к рис.2.8.5)
Барабан	Полная длина кабеля, м		Диаметр щеки, а/мм	Диаметр шейки, Ь/мм
	35 мм2	70 мм2		
13G	550	470	1300	600
13Х	300	250	1300	600
15G	740	620	1500	700
15Х	400	330	1500	700
16L	1100	900	1600	800
16Х	700	560	1600	800
2.8.2.	Изолированные провода «Торсада» для ВЛИ 0,4 кВ
Эти провода изготовляются французкой фирмой «Cableries de lens» и совместным российско-французским предприятием «Элсика».
В электросетевом строительстве применяются два вида проводов «Торсада»: один — для магистральных участков линий электропередачи, проложенных в сельской местности или в районах с малой плотностью потребления электроэнергии (рис. 2.8.6 и 2.8.7), другой — для ответвлений, отходящих от магистральных участков и подключаемых к абонентам электросети (рис. 2.8.8). Провод «Торсада», используемый для магистральных участков электросети, состоит из несущего нулевого провода, вокруг которого скручены в жгут три фазных алюминиевых провода и (при необходимости) контрольные провода и провода наружного освещения. Провод «Торсада», применяемый для ответвлений и прокладки по фасадам зданий, состоит из фазных прово-
Рис. 2.8.6. Изолированные провода «Торсада»
Рис.2.8.7. Конструкция провода «Торсада» для магистрали
1 — несущий нулевой провод; 2 — провода фазные и наружного освещения
Рис. 2.8.8. Конструкция провода «Торсада» для ответвлений:
1 — фазные провода; 2 — провода управления; 3 — нулевой провод
дов и (при необходимости) проводов управления, скрученных в жгут. Каждый из проводов, включая несущий, защищен изоляционной оболочкой из сшитого экструзионного полиэтилена черного цвета.
Изоляция проводов «Торсада» устойчива к воздействию ультрафиолетового излучения и озона в течение всего срока их службы, составляющего не менее 25 лет, а также в различных климатических условиях. Провода обладают механической и электрической стойкостью в диапазоне температур от —45 °C до +85 °C, влагонепроницаемостью, не поддерживают горение. Провода «Торсада» подвешиваются на опорах воздушных линий электропередачи и прокладываюся по фасадам зданий.
Фазные провода «Торсада» изготовляются из алюминиевых жил; несущий нулевой провод — из сплава «альмелек», по прочности не уступающего стали (разрывное усилие 324 Н/мм2). В целях оптимизации количества соединительной арматуры сечение нулевого провода принято 54,6 мм2 для фазных проводов всех сечений. В последние годы начали выпускать фазные алюминиевые провода сечением 150 мм2. Кроме того, разработана конструкция несущего провода сечением 70 мм2 для подвески фазных проводов сечением 150 мм2, а также однофазных ответвлений на токи до 90 А (с учетом их развития).
Основные технические параметры проводов «Торсада», прокладываемых на магистральных участках трассы (три фазных провода, несущий нулевой провод, провода наружного освещения), приведены в табл. 2.8.7.
Основные технические параметры проводов «Торсада», прокладываемых на ответвлениях (фазные провода и, при необходимости, провод управления), приведены в табл. 2.8.8.
Для проводов «Торсада» испытательное напряжение переменного тока составляет 4 кВ, испытательное напряжение ударной волны 1,2 / 50 мкс по-
гветвлений'
1улевой провод
,енных в жгут. Каж-онной оболочкой из
:твию ультрафиоле-кбы, составляющего
условиях. Провода диапазоне темпера-держивают горение, линий электропере-
иниевых жил; несу-сти не уступающего ации количества сото 54,6 мм2 для фаз-выпускать фазные зработана конструк-зных проводов сече-io 90 А (с учетом их
а», прокладываемых з, несущий нулевой л. 2.8.7.
з», прокладываемых зровод управления),
з переменного тока пны 1,2/50 мкс по-
Таблица 2.8.7. Технические характеристики изолированных проводов 0,4 кВ «Тор сада» (сечение проводов от 25 до 70 мм2)	Масса проводников, кг/км		НО	00 СМ	00 СМ	218		218		218	218		00 см	218	00 см		00 см	00 см	218
			Фаза	104	О	104		142		142	142		185	185	185		259	259	259
	Сила тока в пост.режиме, А		НО	1	74	74		1		74	74		1	74	74		1		
			Фаза	&	&			811 ।		118	118		141	141	141		180	180	180
	Макс, линейное сопротив. жилы при 20 °C/Ом/км		НО	1	о о	1,910		1		1,910	1,910		1	016*1	1,910		1	016*1	016*1
			Фазы	1200	8 СМ	1200		898‘0		898*0	898*0		0,641	0,641	0,641 			।		0,443	0,443	0,443
	Общая масса СИП, кг/ км			531	о о ю	670		ч ч (С		713	781		773	841	066		994	1063^	11431
	Диаметр, мм	«Тор-сада»		СМ	ю СМ	26,5		24,6		25,5	27,5		см	28,5	о со		30	32,2	СО со
		проводника	НО	1	г-"			1					1		I*Z		1		
			Фаза	8,6	СО CQ	8,6		10,2		10,2	10,2		см	г‘п	11,2		13,3	13,3	13,3
		мин. жилы	НО	1	СО	4,6		1		4,6	4,6		1	4,6	4,6 ,		1	4,6	4,6
			Фаза	5,8	со Ю	5,8		8*9		6,8	QO Ю		о	О	05		2*6	сгГ	2*6
	Сечение жилы			3x25 + 54,6	СО + СО + ю СМ X со	3x25 + 54,6 + 2x16		С£ LT + ОС >< с<	)	3x35 + 54,6 + 16	3x35 + 54,6 + 2x16		3x50 + 54,6	3x50 + 54,6 + 16	3x50 + 54,6 + 2x16		3x70 + 54,6	3x70 + 54,6 + 16	3x70 + 54,6 + 2x16
Сл
ГО
Таблица 2.8.8. Технические характеристики изолированных проводов 0,4 кВ ^Торсада (сечение проводов от 70 до 150 мм2)
Сечение жилы 3x70x70			Диаметр, мм					Общая масса СИП, кг/км	Макс линейное сопротив жилы		Сила тока в пост режиме,		Масса проводников.	
	мин. жилы		проводника		«Тор-сада»							
	Фаза 9,7	НО	Фаза 1.3 ч	НО			при zu ч Фазы	->/ Ом/ км но	Фаза	А НО	кг, Фаза	ХКМ НО
3x70x70 + 16	9,7	4,6	13,3	7,1	0Z 33	1034 1103	0,443 0,443	1,910	213 213	74	259 259	260 260
3x70x70 + 2x16	9,7	4,6	13,3	7,1	34	1172	0,443	1,910	213	74	259	260
3x150x70	Г 13,9	—	17,3	—	40	1684	0,206	—	335	—	489	260
0X1DUXZU + 16	13,9	4,6	17,3	7,1	41	1753	0,206	1,910	335	74	489	260
3x150x70 + 2x16	13,9	4,6	17,3	7,1	42	1822	0,206	1,910 _J		335	74	489	260
					—							
2 ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Примечание.
Условное обозначение провода «Торсада», состоящего из 3-х жил фазных проводов сечением 150 мм2, одного несущего нулевого провода сечением 70 мм2 и двух проводов управления сечением 16 мм2:
3 х 150 х 70 + 2 х 16
о д о о
Со X
to X Ж л> о X
X
Sa со X X со
X со о *< Е го а
X со
Д О 2 О Е сг 3
X CD
х Е со
Е х
X i-j CD g 2 Ле
* 5 .3
?! О to
X а X ГО Е X CD 2
X П
ьэ
Со
X X X
X о о
Е
X CD
X
* X
О О to
X CD
X * X tr
ГО
X “О 3 X X
W
о Хс
г
-I CD ё О Sc .J
О a о хз co
X to ы 13 to X X X
X Sa X
а 5 о X to X
<*» X to S
сг X £ х
W о 3я
си
X о ё (Ъ Т5 * X а CD 3 Е CD X
О
X
£
а о о а о о. R
N5
in ° а
А
Еа со to Е г
s
?!

X X
а
о о СП о ё
го О\ о СИ to X X х
X X
2 о
X
to
X CD
X
a
CD
2 О
X
Co
а> 13 X X л> X X X
X
CO to
X X E ro
со д
О
X
х s®
о со о
<т> 13 ГС X X
ГО }з ГО X
to X to Sa X ы
X
Е ГО X to X X X го о х X X
Л)
X
X ы
О
X to to ro s
со Еа X <т> S Е X
to
to
to
<n
to
X
cd
2 to
х
s О
а Е х
си
X ж со -с
X
Б
X а о ё си
X со
о
о а Ь х п>
2 о
х=
а X
г Ё
1з
о а Еа со х
X о S со
о ГО о
X
о п W Л) Е о X X X
§ со Sa X со to со
3 n га X
X ы О Еа X г X X
S4 X из
CD 5
о S3
о о
to
X
£ CD -О X X о о а X
Еа О
К X
со Еа ег X О
S'
X
си
S
§
Ко со
Ё
ложительной и отрицательной полярностей — 20 кВ.
Маркировка проводов «Торсада» выполняется следующим образом: на изоляции фазных проводов по всей их длине с интервалом в 1 м выдавливаются и заливаются белой краской цифры 1, 2 или 3 ; на проводе наружного освещения выдавливается «Ер1» или «Ер2», на нулевом — RETILENS 286 и номер французского стандарта NEC 33—209, в соответствии с которым изготовлен провод.
Провода «Торсада», поставляемые в Россию, комплектуются арматурой, изготовляемой фирмой «Simel» (Франция) и СП «Элсика». Комплект включает анкерную и поддерживающую арматуру, соединительную арматуру для магистральных проводов, зажимы для проводов ответвлений.
В 1994 г. фирма ОРГРЭС провела техническую экспертизу изделий, поставляемых в Россию фирмами «Cableries de lens» и «Simel» (Франция) и изготавливаемых СП «Элсика». В процессе экспертизы выполнен комплекс механических, электрических и тепловых испытаний типовых образцов изделий, проведен анализ нормативно-технической документации, а также результатов проведенных испытаний. Экспертизой было установлено, что изолированные провода «Торсада», комплектующая арматура для их подвески и соединения на опорах и прокладки по фасадам зданий, а также инструмент для их монтажа и ремонта, по всем техническим параметрам соответствуют отраслевым требованиям, касающимся эффективной, надежной и безопасной эксплуатации проводов при температуре окружающей среды от -45 °C до +50 °C.
2.8.3.	Линейная арматура для ВЛ И 0,4 кВ с проводами «АМКА»
СИП «АМКА» комплектуется арматурой, в которую входят: анкерная и поддерживающая арматура, соединительная арматура для проводов магистральных участков, зажимы ответвлений и др.
Анкерная (натяжная) арматура, закрепляемая непосредственно на опоре, на здании или сооружении.
К этой арматуре относятся: анкерные натяжные крюки (рис. 2.8 9.2.8.12), натяжные крюки с гайкой (рис. 2.8.13), натяжные угловые крюки для крепления несущего троса и всего СИП АМКА к внешнему углу угловой опоры (рис. 2.8.14), натяжные угловые крюки с гайкой для крепления несущего троса к внешнему углу угловой опоры (рис. 2.8.15.. 2.8.17), анкерные установочные штифты (шпильки) для крепления натяжных нормальных крюков и крюков с гайками (рис. 2.8.18).
С помощью натяжных зажимов выполняется анкерное (концевое) крепление несущего нулевого провода СИП магистрали ВЛИ непосредственно на опорах анкерного типа, а также концевое крепление СИП ответвления от
магистрали ВЛИ к вводу в здания как на опоре ВЛИ, на которой производится ответвление, так и на вводе.
Для крепления несущего троса на концевых опорах, на которых провода крепят в начальный момент монтажа, где усилия максимальны, подойдут из всех приведенных выше, более всего следующие крюки: SOT 15.00 и SOT 8.00 (рис. 2.8.9 и 2.8.12), РД 2.2 и РД 2.3 (рис. 2.8.13), крюк SOT 21.00 (рис. 2.8.11). Как видно из таблиц, приведенных к этим рисункам, крюки имеют допускаемые усилия по оси X от 2,67 до 13,6 кН.
Анкерные зажимы, непосредственно воспринимающие тяжения от проводов анкерного пролета, выбирают в зависимости от диаметра или поперечного сечения несущего троса, т.к. «зажимной узел» этих зажимов надежно зажимает несущий трос только определенного указанного в характеристике зажима диаметра троса. При этом коэффициент запаса прочности заделки в поддерживающих и натяжных зажимах должен быть не менее 2, т.е. если усилие на опоре от действия массы проводов и других действующих сил например равен 5 кН, то крюк или зажим необходимо подбирать с двойным показателем —10 кН.
Анкерные натяжные крюки.
Натяжные крюки предназначены для крепления натяжных и подвесных зажимов к стойкам опоры на прямых участках линии и при внутренних углах поворота линии. Крепление крюков выполняется через сквозные отверстия в стойке опоры.
На рис. 2.8.9 и табл. 2.8.9 показаны натяжные крюки типа SOT 15, SOT 8, SOT 88, SOT 89 и SOT 90.
На рис. 2.8.10 показаны конструкции отечественных крюков типа КП и КГ2.
На рис. 2.8.11а, табл. 2.8.10 показаны натяжные крюки типа SOT 21, на рис. 2.8.116 показаны крюки с фасонной шайбой, позволяющей удобнее крепить крюк на опоре.
Рис. 2.8.9. Анкерные крюки типа SOT для крепления проводов на деревянных концевых, анкерных угловых, ответвительных опорах ВЛИ 0,4 кВ
	Масса, vr		0,420	0,460	2 □с с
	<L> Т"				
	ЗаЭ		CD	<0	се
	2 . S S	Um			сГ
Оо	н 2 О СО				
с4	С &	X	CD	CD	с*
и 3	3 <8 •=( я		Сч‘	сч	ь
					
Ж					
		О)	1		
					
О					
00		СП	CD СО	CD СО	CJ С
о					
					
					
3					
Е		•ас	О CD	О CD	С Cj
со Q	, мм				
Ж					
S	3 Q_,		о о	О	С С
			см	04	с
	S				
					
и	СО				
2	IX		о	о	<
ж		CQ	04	04	(
					
					
Ж			04	04	<
Q а		Тз	Ml	Ml	а
					
а					
Е			04	04	
		Q			
а					
ва					
Е		j □			
ж		ft			
Q сх	ь	§			
о					
и	СЗ				
	X	S			
а	о	X			
ж	чо	Д’			
V	о				
					
					
а					
ж	л				
3	X я	CU			
	о	S			
	ч	о			
а	СО	X			
О	03				
со	bd				
еч			04	04	
св		СО	ОО	О	
у	с		lb	io	
S Ч	S н	2 си	ь	ь	
КО			о	о	
св			СО	СО	
<оторой производит-
на которых провода лальны, подойдут из [: SOT 15.00 и SOT эюк SOT 21.00 (рис. нкам, крюки имеют е тяжения от прово-етра или поперечно-t зажимов надежно ’о в характеристике точности заделки в ! менее 2, т.е. если к действующих сил одбирать с двойным
яжных и подвесных и при внутренних через сквозные от-
гипа SOT 15, SOT 8, с крюков типа КП и жи типа SOT 21, на яющей удобнее кре-
юдов на деревянных х ВЛИ 0,4 кВ
Масса,		0,420	0,460	0,800	0,860	0,990		1,150	1,350	1,750		1,960		0,400	0,450		0,780	0,990		1,000	1,300	1,700
Допустимые нагрузки, кН	Fx Fy	2,67	1,67	2,67	1,67	7,3	3,3	СО 00	7,33,3		13,5	6,0	13,5	6,0	13,5	6,0		30,0	5,9		2,67	1,67	2,67	1,67		СО 00 СО"	7,3	3,3		13,5	6,0	13,5	6,0	13,5	6,0
Размеры, мм	О)	1		00	□0	00		20	20	20		27		20	20		20	20		20	20	20
	га	36	36	36	36 J	36		36	36	36		32		24	24		24	24		24	24	24
	•ж	09	09	09	Г 09	09		08	80	80		80		09	09		09	09		09	09	09
		200	240	200	240	320		200	240	320		297		200	240		200	i 240		200	240	320
	щ	120	120	120	120	120		120	120	120		123		120	120		120	120		120	120	120
	О	М12	1 М12	9IW	М16	М16		М20	М20	М20		М24		М12	М12		М16	М16		М20	М20	М20
	Q	СМ	СМ					20	20	20		24		СМ	СМ		«ч			20	20	20
С. с. а £				СМ	см	СМ		СО	СО	СО		СО					см	СМ		СО	СО	СО
Обозначение														1	PU4K		1	1		8 О) сл Qd	RKKS240	RKKS320
Каталожный номер														50 249 31-7	50 249 32-5		50 249 35-8	50 249 36-6		°? о о U0 см о ю	50 250 11-7	50 250 12-5
Тип крюка		SOT 15.82	SOT 15.92	SOT 15.8	SOT 15.9	SOT 15.10		SOT 8.21	SOT 8.22	SOT 8.23		SOT 67		Г 88 1OS	SOT 88.2		SOT 89 1	SOT 89.2		Г 06 1OS	SOT 90.2	SOT 90 3
СИ о
CD
Я “О 3 ж S
Таблица 2.8.10. Технические характеристики анкерных крюков типа S0T21
Тип крюка	Каталожный номер	Тип шайбы	Класс	Размеры, мм				Допустимые нагрузки, кН		Масса, кг
				d	к	в	L	Fx	Fy	
SOT 21.16	50 249 21-8	круглая	2	М16	80	120	200	11,7	2,4	0,78
SOT 21.116	50 249 22-6	— «—	2	М16	80	120	240	11,7	2,4	0,84
	-------		Л	лл 1 с	ел	1 on	Я90	11.7	2,4	0,97
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ	I	2.8. ВЛ 0
Таблица 2.8.10. Технические характеристики анкерных крюков типа SOT21
Тип крюка	Каталожный номер	Тип шайбы	Класс	Размеры, мм				Допустимые нагрузки, кН		Масса, КГ
				d	К	В	L	Fx	Fy	
SOT 21 16	50 249 21-8	круглая	2	М16	80	120	200	11,7	2,4	0,78
SOT 21.116	50 249 22-6	— <<—	2	М16	80	120	240	11,7	2,4	0,84
SOT 21.216	50 249 23-4	— <<—	2	М16	80	120	320	Н,7	2,4	0,97
										
SOT 94		— <<—	2	М12	65	НО	238	12,0	3,0	0,60
										
SOT 21	50 250 41-4	— <<—	3	М20	80	120	200	19,0	6,7	1,22
SOT 21.1	50 250 42-2	— <<—	3	М20	80	120	240	19,0	6,7	1,32
SOT 21.2	50 250 43-0	— <<—	3	М20	80	120	320	19,0	6,7	1,51
SOT 21.3	50 249 28-3	— «—	3	М20	80	120	350	19,0	6,7	1,58
										
SOT 21.0	50 249 16-8	фасонная	3	М20	80	120	200	19,0	6,7	1,22
SOT 21.01	50 249 17-6	— «—	3	М20	80	120	240	19,0	6,7	1,32
SOT 21.02	50 249 18-4	— «—	3	М20	80	120	320	19,0	6,7	1,51
SOT 21.03	50 249 19-2	— <<—	3	М20	80	120	350	19,0	6,7	1,58
Примечание. На рис. 2.8.116 показан новый тип крюка, заменяющий крюки М20 на рис. 2.8.11а В новом крюке вместо маленькой круглой шайбы сделан четырехугольный изогнутый упор большего размера, который приварен к стержню. Благодаря ,_ изогнутой конструкции упора, крюк свободно устанавливается в нужное положение на деревянной опоре и в дальнейшем удержива-
сл ется в правильном положении достаточно хорошо
2.8. ВЛ 0,4 кВ с самонесущими изолированными проводами
На рис. 2.8.12 показаны анкерные крюки типа SOT 101.
Тип крюка	Класс	(
PD 2.3	2	М
PD 2.2	3	М
Тип крюка	Класс	Размеры, мм			Допустимая нагрузка, кН			Для опор 0, ММ	Масса, кг
		d	В	L	Fx	Fy	Fz		
SOT 101.1	3	М.20	110	250	14,0	4,0	4,5	145..225	1,70
SOT 101.2	3	М20	но	250	14,0	4,0	4,5	175...255	1,80
Рис. 2.8.12. Анкерные крюки типа SOT101
Натяжные нормальные гайки.
Натяжные нормальные гайки предназначены для крепления несущего троса СИП к внутреннему углу угловых промежуточных опор (рис. 2.8.13). Нормальную гайку монтируют на опоре с помощью установочного штифта (рис. 2.8.18).
Натяжные угловые крюки.
Эти крюки (рис. 2.8.14) предназначены для крепления несущего троса СИП «АМКА» на внешнем углу угловой опоры. Крюки имеют увеличенную длину по консоли и крепятся через сквозные отверстия в стойке опоры
Натяжные угло!
Эти гайки преднг углу угловой опоры.
Крюки, показании бандажной лентой, а 1 гаек выпускает отече'
Отечественные i
Крюки типа КБЗ помощью бандажной при внешнем угле по
Отечественные
Крюки типа КХ1 крепления натяжных на прямых участках i
Тип крюка	Класс	Размеры, мм			Допустимая нагрузка, кН		Масса, КГ
		d	D	L	Fx	Fy	
PD 2.3	2	М16	16	76	7,3	3,3	0,440
PD 2.2	3	М20	20	76	13,5	6,0	0,550
Рис. 2.8.13. Натяжная гайка типа PD2
Натяжные угловые крюки-гайки.
Эти гайки предназначены для крепления несущего троса к внешнему углу угловой опоры.
Крюки, показанные на рис. 2.8.15 крепят к опоре болтом, на рис. 2.8.16 — бандажной лентой, а на рис. 2.8.17 — хомутом. Последние два типа крюков-гаек выпускает отечественное производство.
Отечественные крюки с бандажным креплением.
Крюки типа КБЗ и КБ3.1 (рис.2.8.16) предназначены для крепления с помощью бандажной ленты натяжных и подвесных зажимов к стойке опоры при внешнем угле поворота линии.
Отечественные крюки с креплением хомутом.
Крюки типа КХ1 и КХ31.1 (рис.2.8.17, табл. 2.8.11) предназначены для крепления натяжных и подвесных зажимов к стойке железобетонной опоры на прямых участках и при внутренних углах поворота линии.
6 Справочник по электр сетям том 2
Тип крюка	Каталожный номер	Обозначение	Класс	Размеры, мм				Допустимые нагрузки, кН		Масса, КГ
				d	D	L	к	Fx	Fy	
SOT 91.1	50 249 61-4	Pu5K	1	М12	12	228	156	2,67	1,67	0,790
SOT 92.1	50 249 62-2		2	М16	16	228	156	7,3	3,3	1,100
SOT 93.1	50 249 63-0	RKKU210	3	М20	20	204	206	13,5	6,0	2,210
SOT 93.2	50 249 64-8	RKKU250	3	М20	20	244	206	13,5	6,0	2,310
SOT 93.3	50 249 65-5	RKKU330	3	М20	20	324	206	13,5	6,0	2,510
КГЗ	—	—	3	М20	20	240	150	13,5	6,0	2,190
КГ361	—	—	3	М20	20	299	200	13,5	6,0	2,430
Рис. 2.8.14 Натяжные угловые крюки типа SOT 91, SOT 92, SOT 93 и КГЗ
ж
(D
О
о 45
CD X
X
Q
45 PD
СлЛ
оо
09
№ X
ю £ со п
50+1	,	165
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ	I	2.8. ВЛ О,
Примечание.
К опорам натяжные гайки с крюками крепятся болтом (см. размер d).
Тип крюка	Каталожный номер	Класс	Размеры, мм			Допустимая нагрузка, кН		Масса, КГ
			d	D	L	Fx	Fy	
PD 3.3	50 250 38-0	2	М16	16	200	з,з	1,5	1,50
PD 3.2	50 250 40-6	3	М20	20	200	6,0	1,9	1,90
SOT 74	50 250 53-9	3	М24	25	290	—	25,0	3,40
Рис.2.8.15. Натяжные крюки-гайки типа PD3 и SOT 74
Анкерные установочные штифты (шпильки).
На рис. 2.8.18 показаны резьбовые шпильки типа SOT 4, которые используют для крепления несущего троса к внешнему углу угловых опор. Шпильки крепят на опорах через сквозные отверстия в стойке опоры.
6 Справочник по злектр сетям гом 2
161
Примечание.
Крепление гайки к круглой желзобетонной опоре выполняют бандажной лентой.
Таблица 2.8.11. Техни (к рис.
Тип крюка
КХ1
КХ1.1
Тип крюка	А, ММ	Допустимая нагрузка, кН		Масса, КГ
		Fx	Fy	
КБЗ	150	13,5	6,0	1,54
КБ3.1	200	13,5	6,0	1,78
Рис. 2.8.16. Отечественные натяжные гайки с крюками типа КБ 3 для внешнего угла поворота линии
Рис. 2.8.17. Отечественные крюки типа КХ1 для натяжных (концевые опоры) и подвесных зажимов
Тип штифта	Каталожный номер
SOT 4.8	50 250 58-8
SOT 4.9	50 250 59-6
SOT 4.10	50 250 60-4
SOT 4.5	50 250 47-1
SOT 4.6	50 250 48-9
SOT 4.7	50 250 49-7
SOT 78	50 250 51-3
Рис. 2.8.18. Анке
Таблица 2.8.11. Технические характеристики крюков типа КХ1 (к рис. 2.8.17)
Тип крюка	Допустимая нагрузка, кН		Масса, кг
	Fx	Fy	
КХ1	13,5	6,0	2,5
КХ1.1	13,5	6,0	4,0
Тип штифта	Каталожный номер	Обозн.	Класс	Размеры, мм						Масса, КГ
				d	В	С	L	R	Е	
SOT 4.8	50 250 58-8	—	2	М16	120	25	240	100	60	0,500
SOT 4.9	50 250 59-6	—	2	М16	120	25	280	100	60	0,610
SOT 4.10	50 250 60-4	—	2	М16	120	25	360	100	60	0,690
SOT 4.5	50 250 47-1	—	3	М20	120	25	240	100	60	0,600
SOT 4.6	50 250 48-9	—	3	М20	120	25	280	100	60	0,725
SOT 4.7	50 250 49-7	—	3	М20	120	25	360	100	60	0,875
SOT 78	50 250 51-3	—	3	М24	100	100	360	100	80	1,500
Рис. 2.8.18. Анкерный установочный штифт типа SOT 4 и SOT 78
Натяжные цанговые зажимы для несущего троса СИП «АМКА».
Эти зажимы предназначены для оконцевания несущего троса скрученного подвесного провода «АМКА» на столбе или стене дома. Трос вкладывается в гильзу и пластмассовая гайка затягивается вручную таким образом, что коническая втулка полностью обжимает трос. Трос следует отогнуть под углом за втулку так, как указано на рис. 2.8.20. Этим обеспечивается достаточный коэффициент трения между тросом и втулкой уже с самого начала натягивания троса.
Фазные жилы загибают вниз, как указано на рисунке, так чтобы они не касались концевой опоры.
Остов и коническая втулка зажима выполнены из коррозиеустойчивого алюминиевого сплава. Хомут для подвески выполнен из горячеоцинкованной специальной стали. Концевая арматура выдерживает более 90% значения прочности троса на растяжение.

Тип зажима	№ заказа	Сечение жилы не-сущегонулевого провода, мм2	Цвет	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
SO 3.25	SO 251 43-8	25	оранжевый	99	50
SO 3.35	SO 251 44-6	35	красный	98	50
SO 3.50	SO 251 45-3	50	желтый	96	50
SO 4.70	SO 251 46-2	70	белый	228	50
SO 4.95	SO 251 47-9	95	черный	225	50
Рис. 2.8.19. Анкерный цанговый зажим типа SO 3 и SO 4 для несущего троса СИП «АМКА»
Анкерные натяи «АМКА».
С помощью натяж! ление несущего нулево типа, а также концево вводу в здания как на с и на вводе.
Для крепления СИ ные болтовые зажим! (рис.2.8.19 и 2.8.20) и
Для анкерных kohi анкерное крепление с устанавливаются на к[
Зажимы с конусоо 2.8.20) для каждого се краски, нанесенной на
Болтовые зажимы опоре применяют след чением до 50 мм2, типа!
Рис. 2.8.20. Прим<
2 — анкерный зажи
3 — р
роса СИП «АМКА».
цего троса скрученно-ма. Трос вкладывается ю таким образом, что едует отогнуть под уг-спечивается достаточ-с самого начала натя-
нке, так чтобы они не
। коррозиеустойчивого 13 горячеоцинкованной более 90% значения
Анкерные натяжные болтовые зажимы несущего троса СИП «АМКА».
С помощью натяжных зажимов выполняется анкерное (концевое) крепление несущего нулевого провода СИП магистрали ВЛИ на опорах анкерного типа, а также концевое крепление СИП ответвления от магистрали ВЛИ к вводу в здания как на опоре ВЛИ, на которой производится ответвление, так и на вводе.
Для крепления СИП «АМКА» на концевых опорах используются разъемные болтовые зажимы (рис. 2.8.21....2.8.23) или неразъемные цанговые (рис.2.8.19 и 2.8.20) и клиновые зажимы (рис. 2.8.24).
Для анкерных концевых, ответвительных и угловых опор предусмотрено анкерное крепление с применением разъемных болтовых зажимов. Зажимы устанавливаются на крюке или кронштейне опоры.
Зажимы с конусообразным элементом, цанговые зажимы, (рис. 2.8.19 и 2.8.20) для каждого сечения несущего нулевого провода отличаются цветом краски, нанесенной на конусообразный элемент.
Болтовые зажимы для крепления нулевого несущего троса на концевой опоре применяют следующие: типа SO 28 (рис. 2.8.21) — для проводов сечением до 50 мм2, типа SO 113 (рис. 2.8.22) — для проводов сечением до 95 мм2.
т	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
:ВЫЙ	99	50
ый	98	50
ый	96	50
1Й	228	50
>1Й	225	50
О 3 и SO 4
Рис. 2.8.20. Пример крепления проводов «АМКА» на концевой опоре.
1 — анкерный крюк типа SOT 67;
2 — анкерный зажим типа SO (SO 3.25...SO 3.30 или SO 4.10...SO 4.95);
3 — разделанные фазные провода; 4 — бандаж
При изолированном несущем нулевом проводе поддерживающие и натяжные болтовые зажимы должны иметь вкладыши или корпуса из изолирующих материалов, препятствующих истиранию изоляции нулевого провода.
Анкерные зажимы SO 28, К—НМ—1—2 (рис. 2.8.21) предназначены для анкерного (концевого) крепления неизолированного несущего троса магистрали на опорах анкерного типа, а также концевого крепления неизолированной несущей жилы провода ответвления на опоре и вводе в здание.
Несущий трос СИП сечением 25...50 мм2 при монтаже и ремонте не нужно обрезать, его закладывают в зажим при открытом положении непосредственно в лодочку (канавку).
Анкерный заж> несущего провода СР чему в него легко вс1
Тип	№
зажима	заказа
SOI 13	50 251 27-1
Рис. 2.8.
Тип зажима	№ заказа	Сечение несущего троса, мм2	Масса, г	Количество в упаковке, шт
SO 28	50 251 25-5	25...50	225	50
К-НМ-1-2	—	35...50	230	—
Рис. 2.8.21. Анкерные болтовые зажимы типа SO 28 и К—НМ-1-2 (отечественный)
Анкерный болто для крепления несуще
Анкерные клине производства) для н< из рисунка клин вста! Для усиления констру
(ддерживающие и на-I корпуса из изолиру-ии нулевого провода. .8.21) предназначены •о несущего троса ма-крепления неизолиро-и вводе в здание.
же и ремонте не нуж-положении непосред-
Анкерный зажим SO ИЗ (рис. 2.8.22) предназначен для крепления несущего провода СИП сечением 25...95 мм2. Зажим разборный, благодаря чему в него легко вставлять несущий провод
Тип зажима	№ заказа	Для проводов «АМКА»	Момент натяжки, Нм	Масса, г	Количество в упаковке, шт
SOI 13	50 251 27-1	1х16+25—Зх120+95	25	370	25
Рис. 2.8.22. Анкерный болтовой зажим типа SO 113
Анкерный болтовой зажим типа SO 65 (рис. 2.8.23) предназначен для крепления несущего троса сечением 25...70 мм2.
1 SO 28 и
Анкерные клиновые зажимы SO 95 и К—НО—1 (отечественного производства) для несущего троса СИП показаны на рис. 2.8.24. Как видно из рисунка клин вставляют в зажим со стороны тяжения несущего троса. Для усиления конструкции зажим имеет поперечные ребра.
190
99
	Сечение несущего троса, мм2	Момент натяжки, Нм	Масса, г	Количество в упаковке, шт
SO 28	25... 70	25	230	50
Рис. 2.8.23. Анкерный болтовой зажим типа SO 65
120
165
Тип зажима	Сечение несущего троса, мм2	Допустимая нагрузка, кН	Масса, г	Количество в упаковке, шт
SO 95	11..19	2,5	110	50
К-НО-1	10...25	3,0	100	—
Рис. 2.8.24 Анкерные клиновые зажимы типа SO 95 и К-НО-1 (отечественный):
1 — несущий трос; 2 — клин
Концевые болтов
Эти зажимы (рис. 2 го неизолированного пр при устройстве вводов, коррозии и облегчает ; зийностойкого сплава
Зажим типа SN 3.3 как имеет на 50% боль
На рис. 2.8.27 прив
Тип зажима	№ заказа
SN 2.2	50 432 20-2
Рис. 2.8.2
Тип зажима	№ заказа
SN 3.3	50 432 21-0
Рис. 2.8.2
Концевые болтовые плашечные зажимы SN 2.2 и SN 3.3.
Эти зажимы (рис. 2.8.25 и 2.8.26) применяются для оконцевания несущего неизолированного провода (троса) СИП на опорах ВЛИ и на стенах зданий при устройстве вводов. Основание зажима защищает крепежные винты от коррозии и облегчает закручивание винтов. Зажимы выполнены из коррозийностойкого сплава. Места выхода проводов из зажима скруглены.
Зажим типа SN 3.3 рассчитан на большее тяжение несущего троса, так как имеет на 50% больше площадь взаимодействия с тросом.
На рис. 2.8.27 приведен пример использования зажима на линии.
Количество в упаковке, шт
50
42
SO 65
Тип зажима	№ заказа	Сечение провода, мм2	Момент натяж., Нм	Масса, г	Количество в упаковке, шт
SN 2.2	50 432 20-2	16..50	20	91	100
Рис. 2.8.25. Концевой плашечный зажим типа SN 2.2
а, Количество в упаковке, шт
50
Тип зажима	№ заказа	Сечение провода, мм2	Момент натяж., Нм	Масса, г	Количество в упаковке, шт
SN 3.3	50 432 21-0	50..70	20	176	50
Рис. 2.8.26. Концевой плашечный зажим типа SN 3 3
10-1 (отечественный):
I
2. Обычные крюки редачи с поворотом Т]
3. Тяжелые подде| вий и для углов более
На прямых участк крепления подвески п]
На поворотах лига чем в таких случаях п SOT 91 (рис. 2.8.14).
Поддерживающий щего троса сечением р
Поддерживающ! арматуры на круглых к
Рис. 2.8.27. Концевое крепление несущего троса СИП на опоре ВЛИ с помощью плашечного зажима SN 2.2 и SN 3.3:
а — плашечный зажим SN 2.2; б — плашечный зажим SN 3.3
2.8.4.	Поддерживающая линейная арматура для СИП «АМКА»
Поддерживающая арматура воспринимает усилия тяжения проводов в вертикальной плоскости или же под углом к оси X или Y при повороте трассы ВЛ. Поэтому здесь необходимо выбирать арматуру в зависимости от конкретных условий прохождения трассы ВЛИ.
Поддерживающие крюки применяются на воздушных линиях электропередачи с изолированными проводами. С помощью этих крюков легко строятся параллельные линии на одинарных опорах ВЛИ. Крюки изготовляются из термообработанной и горячеоцинкованной стали в целях достижения высокой коррозионной стойкости.
В соответствии с эксплуатационным назначением крюки можно разделить на три класса:
1.	Легкие поддерживающие крюки — для воздушных кабелей, телефонных кабелей и линий на прямых (без поворотов) участках ВЛИ.
Тип крюка		
	D	
SOT 16.11	12	
SOT 16.13	12	
SOT 16.21	12	
SOT 16.1	16	
SOT 16.12	12	
SOT 16.10	16	
KBI*	10	
* Крюк отечественно!
Рис. 2.1
2.	Обычные крюки — для монтажа обычных воздушных линий электропередачи с поворотом трассы в пределах до 90°.
3.	Тяжелые поддерживающие крюки — для самых ответственных условий и для углов более 90°.
На прямых участках линии и при небольших углах поворота трассы для крепления подвески применяются подвесные крюки типа SOT 16 (рис. 2.8.28).
На поворотах линий провод нормально подвешивается внутри угла, причем в таких случаях применяются подвесные крюки типа PD (рис. 2.8.15) и SOT 91 (рис. 2.8.14).
Поддерживающий зажим типа SO 14.1 применяется для подвески несущего троса сечением до 95 мм2 на промежуточных и угловых (до 90°) опорах.
Поддерживающие ленты (бандажи) предназначены для крепления арматуры на круглых металлических или железобетонных опорах (рис. 2.8.29).
Тип крюка	Размеры, мм					Допустимые нагрузки, кН		Масса, кг
	D	L	d.	a	g	Fx	Fy	
SOT 16.11	12	165	13,5	38	18	1,7	1,3	0,24
SOT 16.13	12	260	13,5	38	18	1,7	1,3	0,33
SOT 16.21	12	165	13,5	38	18	1,4	0,85	0,24
SOT 16.1	16	165	18,0	36	18	2,5	2,8	0,44
SOT 16.12	12	165	13,5	38	18	1,4	0,85	0,24
SOT 16.10	16	170	18,0	40	18	1,7	1,9	0,46
KB1*	10	130	10,0	36	18	0,5	0,3	0,15
* Крюк отечественного производства
Рис. 2.8.28. Поддерживающие крюки типа SOT 16 с резьбовым окончанием на конце
Достаточно большая длина бандажных лент позволяет использовать их на отечественных прямоугольных железобетонных опорах.
На рис. 2.8.30 показано устройство типа ST 58 для натягивания бандажных лент. Технология крепления зажима бандажной лентой следующая. Линейная арматура имеет прямоугольные отверстия для продевания крепежной ленты. В отверстия зажима, установленного на опоре, вставляют бандажную ленту, предварительно натянув ее в замке, а затем подтягивают ее устройством ST 58.
Рис. 2.8.30. Устро
Тип ленты	Размеры ленты, мм	Масса	Количество в упаковке
SOT 46	0,7 х 20 х 2000	260 г	100 шт
SOT 46.1	0,5 х 20 х 2000	170 г	100 шт.
SOT 36	0,7 х 20 х 2000	115 г	200 шт
SOT 37	0,7 х 20 х 5000	115 г/м	50 м
SOT 37.1	0,4 х 20 х 5000	70 г/м	50 м
Рис. 2.8.29. Бандажная крепежная лента типа SOT 46, SOT 36 и SOT 37 для крепления арматуры на опорах ВЛИ
Пластинчатый поддерживающий крюк (рис. 2.8.31.. 2.8.35) крепится с помощью перфорированной ленты (см. рис. 2.8.29), натягиваемой на опоре с помощью устройства, изображенного на рис. 2.8.30.
Поддерживающие пластинчатые крюки приведенные на рис. 2.8.31...2.8.35, различаются только размерами крюка крепления сопрягаемой арматуры и допускаемой нагрузкой.
Крепление крюка осуществляется с помощью двух бандажей (см. рис. 2.8.29) из нержавеющей стальной ленты, затягиваемых на стойке опоры с помощью специального приспособления и запираемых от расцепления замками из нержавеющей стали. В комплект поставки крюков входят 2 бандажа и 2 замка.
Тип крюка	Каталожн номер
SOT 60.10	50 249 5(
Рис. 2.8
Крюк крепят при лезобетонной опоре.
использовать их на
гягивания бандажных ледующая. Линейная 1 крепежной ленты. В ндажную ленту, пред-устройством ST 58.
SOT 36 и SOT 37
И
8.31...2.8.35) крепит-19), натягиваемой на
3.30.
на рис. 2.8.31..2.8.35, 'ягаемой арматуры и
L бандажей (см. рис. х на стойке опоры с т расцепления замка-в входят 2 бандажа и
Рис. 2.8.30. Устройство типа ST 58 для натягивания крепежной ленты (масса — 2 кг)
Тип крюка	Каталожный номер	Размеры, мм					Допустимая нагрузка, кН		Масса, КГ
		D	К	А	н	Е	Fx	Fy	
SOT 60.10	50 249 56-4	16	41	60	180	90	11	5,0	0,89
Рис. 2.8.31. Пластинчатый поддерживающий крюк
Крюк крепят при помощи хомутика к цилиндрической стальной или железобетонной опоре.
Поддерживающие пластинчатые крюки (рис. 2.8.32 и 2.8.33) крепятся на опоре с помощью болта или шпильки (установочного штифта).
Поддерживают
Эти крюки (рис. i ВЛИ, на стенах строи шурупов.
Крюки пластин1
Крюки, показаннь стенкам строительны комплект крюка вход: 6x160 мм, а также дю
На рис. 2.8.36 и 2 с помощью таких крк
Крюк крепится к деревянной опоре посредством крепежного болта М24 траверсы
Тип крюка	Каталожный номер	Размеры,				ММ		Допустимая нагрузка, кН		Масса, кг
		D	К	А	Н	Е	F	Fx	Fy	
SOT 60.20	50 249 57-2	20	57	80	180	85	80	И	5,0	1,14
Рис. 2.8.32. Поддерживающий крюк типа SOT 60.20
Крюк крепится к деревянной опоре установочным штифтом 24
Тип крюка	Каталожный номер	Размеры, мм						Допустимая нагрузка, кН		Масса, кг
		D	К	А	Н	Е	F	Fx	Fy	
SOT 60.30	50 249 58-0	20	57	80	180	85	80	11	5,0	1,34
Рис. 2.8.33. Поддерживающий крюк типа SOT 60.30
Тип крюка	Каталожные номер
SOT 14.1	50 249 80-4
SOT 14.11	50 249 81-2
SOT 14.12	50 249 82-0
SOT 14.13	50 249 83-8
Рис. !
2.8.32 и 2.8.33) кре-очного штифта).
Поддерживающие пластинчатые крюки СИП «АМКА».
Эти крюки (рис. 2.8.34...2.8.37) предназначены для крепления на опорах ВЛИ, на стенах строительных конструкций, сооружений при помощи крупных шурупов.
Крюки пластинчатые типа SOT 14, SOT 28 и КП 1 (отечественный).
Крюки, показанные на рис. 2.8.35, 2.8.36, предназначены для крепления к стенкам строительных конструкций, сооружений при помощи шурупов. В комплект крюка входят 4...6 шурупов с шестигранной головкой 6x50 мм или 6x160 мм, а также дюбели к ним.
На рис. 2.8.36 и 2.8.37 приведены примеры крепления проводов «АМКА» с помощью таких крюков.
болта М24 траверсы.
Допустимая нагрузка, кН		Масса, КГ
Fx	Fy	
11	5,0	1,14
Г 60.20
штифтом 24
Допустимая нагрузка, кН		Масса, КГ
Fx	Fy	
11	5,0	1,34
Г 60.30
Тип крюка	Каталожный номер	Класс	Размеры, мм					Допустимая нагрузка, кН		Масса, КГ
			D	L	СхН	a	9	Fx	Fy	
SOT 14.1	50 249 80-4	1	10	65	100x200	26	15	2,67	1,67	0,960
SOT 14.11	50 249 81-2	1	10	65	100x200	26	15	2,67	1,67	1,080
SOT 14.12	50 249 82-0	1	10	65	100x200	26	15	2,67	1,67	1,015
SOT 14.13	50 249 83-8	1	10	65	100x200	26	15	2,67	1,67	0,990
I	Рис. 2.8.34. Пластинчатый крюк типа SOT 14
Примечание.
Крюк SOT 28 поставляется без крепежных принадлежностей Остальные крюки поставляются с крепежем следующим образом:
SOT 28.1 — винт для дерева 6,7 х 160, 6 шт.;
SOT 28.2 — болт с шестигранной головкой Мб х 50, 6 шт., а также пластмассовая пробка, 6 шт.;
SOT 28.3 — болт с шестигранной головкой Мб х 50, 6 шт.
Тип крюка	Каталожный номер	Класс	Размеры, мм					Допустимая нагрузка, кН		Масса, КГ
			D	L	СхН	а	9	Fx	Fy	
SOT 28	50 249 85-3	2	16	65	95x200	29	18	7,3	3,3	0,690
SOT 28.1	50 249 86-1	2	16	65	95x200	29	18	7,3	3,3	0,740
SOT 28.2	50 249 87-9	2	16	65	95x200	29	18	7,3	3,3	0,720
SOT 28.3	50 249 88-7	2	16	65	95x200	29	18	7,3	3,3	0,710
КП1	—	1	10	65	95x200	26	15	7,3	3,3	0,880
Рис. 2.8.35. Пластинчатый крюк типа SOT 28 и КП1 (отечественный)
Рис. 2.8.36. Анкерное крепление СИП с помощью пластинчатого крюка SOT 28 на стене дома или сооружения
1 — пластинчатый крюк SOT 28 или КП1; 2 — цанговый зажим SO 3;
3 — фиксатор; 4 — фазные провода
Рис. 2.8.37. Поддерживающее крепление СИП двух проводов ВЛИ с помощью пластинчатых крюков типа SOT 28 на стене дома или сооружения
1 — пластинчатый крюк SOT 28; 2 — фиксаторы;
3 — поддерживающий зажим SO 14
Отечественные крюки с бандажным креплением КБ1 и КБ2.
Крюки (рис. 2.8.38) предназначены для крепления натяжных и подвесных зажимов к круглым железобетонным или металлическим стойкам опор.
Тип крюка	Каталожный номер	Класс	Размеры, мм				Допустимая нагрузка, кН		Масса, КГ
			D	К	С	Н	Fx	Fy	
SOT 38	50 249 90-3	1	12	65	45	120	2,67	1,67	0,30
SOT 29	50 249 91-1	2	16	85	45	150	7,3	3,3	0,61
SOT 39	50 249 92-9	3	20	90	45	150	13,5	6,0	0,68
SOT 76		2	16	68	96	200	7,3	3,3	0,85
SOT 76.1		2	16	68	96	200	7,3	3,3	0,90
SOT 76.2		2	16	68	96	200	7,3	3,2	0,88
КБ1		2	16	93	100	150	7,3	3,3	0,61
КБ2		2	20	98	110	250	13,5	6,0	0,68
Рис. 2.8.38. Натяжные или поддерживающие крюки типа SOT с бандажным креплением на опорах ВЛИ
м КБ1 и КБ2
яжных и подвесных стойкам опор.
.опустимая агрузка, кН		Масса, кг
Fx	Fy	
,67	1,67	0,30
',3	3,3	0,61
3,5	6,0	0,68
',3	3,3	0,85
’,3	3,3	0,90
’,3	3,2	0,88
,3	3,3	0,61
J.5	6,0	0,68
типа SOT

Поддерживающие зажимы (подвески) несущего троса СИП.
Зажимы (рис. 2.8.39) предназначены для крепления неизолированного несущего троса сечением 25...95 мм2 на промежуточных и угловых (до 90°) опорах. Зажимы поставляются с прижимной планкой в поднятом положении, что позволяет легко вставлять узкую кромку основания зажима между несущей и фазными жилами провода и устанавливать несущую жилу в желоб зажима. Для исключения повреждения изоляции фазных жил провода на зажим снизу устанавливается пластмассовая накладка.
Тип зажима	Сечение несущего троса, мм2	Размеры, мм					Допустимая нагрузка, кН		Масса, Г
		Н	С	К	L	R	Fx	Fy	
SO 57.2	50	120	105	42	100	12,5	12...15	о,з	150
SO 69	25... 70	100	80	56	103	11,0	7	14,5	250
К-ПМ-2* (ИКЗ)	35...50	128	92	48	105	12,5	12...15	0,3	160
ПН1* (ВЗВ)	25... 95	120	100	45	100	12,5	12	2,0	240
SO 14.1 (кат. номер 50 250 14-9)	25... 95	120	100	45	100	12,5	12	2,0	240
* Зажимы отечественного производства.
Рис. 2.8.39. Поддерживающий зажим:
а — общий вид; б — допускаемый угол поворота трассы ВЛИ
При прокладке проводов более крупного сечения необходимо для обеспечения укладки несущего провода в проводной паз, применять отделительный клин.
Для связи с подвеской возможно также применение спиральной вязки из нейлона для закрепления провода. Подвески изготовлены из коррозионностойкого алюминиевого сплава, а болт — из стали горячей оцинковки.
Подвеска выдерживает в продольном направлении линии растягивающие усилия значением 4,35 кН, а перпендикулярно книзу — 25 кН. Допустимое значение нагрузки равно 14 кН.
На рис. 2.8.40. и 2.8.41 приведены примеры крепления проводов «АМКА» на опорах с помощью отечественных поддерживающих зажимов и зажимов типа SO.
Рис.2.8.40. Внешний вид закрепления проводов «АМКА» магистральной части ВЛ на промежуточной опоре: 1 — промежуточный крюк подвесной типа SOT 16;
2 — подвеска типа SO 69 или SO 14
Рис.2.8.41. Внешний вид закрепления проводов «АМКА» на опоре ВЛ 1 — крюк типа SOT 16; 2 — подвеска типа SO 14 1;
3 — фиксаторы; 4 — оттяжка
2.8.5.	Контактная соединительная и ответвительная арматура СИП «АМКА»
Контактные зажимы предназначены для непосредственного соединения проводов. Они разделяются на соединительные и ответвительные.
Соединительные зажимы предназначены для соединения проводов одного сечения и поэтому чаще всего их применяют для соединения проводов магистральной части линии, которую, как известно, выполняют проводом одного сечения по всей ее длине.
Ответвительные зажимы позволяют соединить провода разных сечений, что характерно для ответвления к нескольким потребителям, на ответвлении к вводу в здание или сооружение, для включения светильников уличного освещения и др.
Если ответвление имеет провода одинакового сечения с проводами магистральной части линии, то соединительные зажимы используют в качестве ответвительных зажимов.
Контактные соединительные и ответвительные болтовые зажимы бывают двух видов: это зажим, накладываемый на провода без снятия изоляции (надежное электрическое соединение обеспечивают зубчатые контакты плашек болтовых зажимов, прокалывающих изоляцию фазных проводов СИП при затягивании болтов), и болтовой зажим, накладываемый на провода со снятием изоляции.
Контактные зажимы, выполненные в виде обжимных гильз, применяют чаще всего для соединения несущего троса (нулевого провода) СИП. Их изолируют при необходимости, например, при соединении изолированного несущего троса проводов «АМКА—Т», с помощью изолирующей обоймы, выполненной из термоусаживаемых материалов..
Для каждого из болтовых зажимов предусмотрены изолирующие предохранительные футляры.
При соблюдении требований правил техники безопасности допускается выполнять соединение болтовыми зажимами, накладываемыми через изоляцию, в условиях, когда СИП магистрали ВЛИ находится под напряжением.
Зажимы состоят из зубчатых плашек, соединяемых болтами. Их изготавливают из антикоррозионного сплава. А для соединения медных проводов контактные части зажимов покрывают слоем олова.
Зажимы, монтируемые опрессованием, используют для соединения проводов, не требующих последующего разъединения. Они имеют ряд модификаций:
соединительные зажимы для соединения проводов фаз или наружного освещения, когда они испытывают растягивающие усилия не более 70% прочности провода;
соединительные зажимы для соединения неизолированного несущего нулевого провода, когда они должны иметь прочность не менее 90% прочности несущего провода.
Соединительные прессуемые зажимы монтируют с помощью ручного пресса, оснащенного матрицами. Зажимы покрыты изолирующим материалом с диэлектрическими характеристиками, аналогичными изоляции фазных проводов.
Зажимы автоматические (цанговые и клиновые) не требуют опрессова-ния. Они используются для соединения неизолированного нулевого несущего провода.
При выборе арматуры необходимо учитывать возникающие усилия, действующие на провода, и соизмерять их с действительными и указанными в таблицах.
Соединительные изоляции.
Зажимы SL 11.1 начены для соединени КА», где сечение фазг покрыты оловом, мож
Зажим не имеет с роводящие половинки ке механически. Пок| вода больше допусти! ный контакт, несмотр:
46
Тип зажима	№ заказа
SL 11.1	50 432 92
SL 11-11	—
ОИ7-1 		—
Рис. 2.8.42. Зажим •
Соединительные зажимы, накладываемые на провода без снятия изоляции.
Зажимы SL 11.11 и 0И7—1 (отечественный)(рис. 2.8.42) предназначены для соединения несущего троса сечением до 95 мм2 на проводах«АМ-КА», где сечение фазного провода 70 мм2. Так как основные детали зажима покрыты оловом, можно на отпайке применять и медный провод.
Зажим не имеет специального открываемого защитного колпачка. Токопроводящие половинки зажима зажимают провод на довольно длинном отрезке механически. Покрытые оловом алюминиевые зубы не повреждают провода больше допустимого, нержавеющие стальные тросы сохраняют надежный контакт, несмотря на колебания температуры.
Тип зажима	№ заказа	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
		ОСНОВНОЙ провод	соединяемый провод			
SL 11.1	50 432 92-1	16...95-А1, 2,5...50-Си	16...95-А1, 2,5...50-Си	20	115	50
SL 11.11	—	10...95-А1, 1,5... 70-Си	10...95-А1, 1,5...50-Си	20	115	50
ОИ7-1	—	16...95-А1, 2,5...50-Си	16...95-А1, 2,5..50-Си	20	115	50
Рис. 2.8.42. Зажим типа SL 11 и ОИ7-1 (отечественный) для соединения через изоляцию фазных проводов СИП
Зажим ОИ7—1 не требует удаление изоляции с конца провода ответвления и с участка провода магистрали в месте установки зажима. Монтаж зажима можно выполнять под напряжением линии. Зажим поставляется в предохранительном футляре.
Применяются также зажимы SL 25.2
SL 16 (рис. 2.8.43, 2.8.44)
и
Тип зажима	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
	ОСНОВНОЙ провод	соединяемый провод			
SL 25.2	50...150-А1	50...150-А1	40	250	25
Рис. 2.8. 43. Зажим типа SL 25.2 для соединения через изоляцию фазных проводов СИП
Тип зажима	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
	основной провод	соединяемый провод			
SL 16.2	50...150-А1 10.95-Си	50... 150- А1 10...95-Си	20	270	50
SL 16.2942	50...150-А1 10.95-Си	50...150-А1 10...95-Си	20	285	50
Рис. 2.8.44. Зажим типа SL 16 для соединения через изоляцию фазных проводов СИП
Соединительны ем изоляции (рис.
Тип зажима	ОС п
SL 28.1	35. 35.
SL 28.11	-
SL 28.12	
К-СФ-1	-
Рис. 2.8.45. Зажив
Ответвительн SL 19 и SP 25 (рш водства ОНЗ—2 ответвления без сня
Они выполнены шек, что позволяет ответвления разного
Для удобства м< имеются пружины и открытом положенш
Соединительные зажимы, накладываемые на провода со снятием изоляции (рис. 2.8.45...2.8.49).
Тип зажима	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
	ОСНОВНОЙ провод	соединяемый провод			
SL 28.1	35...95-А1, 35.. 70-Си	35...95-А1, 35..70-Си	16	150	50
SL 28.11	—»—	—»—	16	150	50
SL 28.12	—»—	—»—	16	150	50
К-СФ-1	—»—	—»—	14	150	60
Рис. 2.8.45. Зажимы типа SL 28 и К—СФ—1 (отечественного производства) для соединения фазных проводов СИП
Ответвительны зажимы SL 4 (рис. 2.8.47), а также зажимы SL 8, SL 19 и SP 25 (рис. 2.8.48 и 2.8.49) и зажим отечественного производства ОНЗ—2 предназначены для соединения алюминиевых проводов ответвления без снятия изоляции с алюминиевым проводом магистрали.
Они выполнены в виде одной нижней и двух верхних прижимных плашек, что позволяет соединить в зажиме провод магистрали и два провода ответвления разного сечения.
Для удобства монтажа в зажиме между нижней и верхними плашками имеются пружины из нержавеющей проволоки, поддерживающие зажим в открытом положении до его установки на провода.
оо
Тип зажима	Каталож. номер	№ заказа	Сечение, мм2		Размеры, мм		Коли-чество болтов	Момент натяжения, Нм	Тип защитного футляр	Масса, кг	Кол. в упаковке, шт
			магистр провод	ответв провод	А	В					
SL 2.0	ТК 17100		16..95	16...95	55	50	2хМ10	17..20	SP14	0,05	50
SL 2.1	ТК 17101	5043272-3	16...50	16..40	31	26	1хМ8	17..20	SP14	0,05	200
SL 4.2	ТК 17103	5043277-2	16...120	16...120	42	42	2хМ8	17..20	SP8	0,12	50
SL 8.2	ТК 17104	5043280-6	50..236	50...185	57	45	2хМ10	30...40	SP8	0,28	20
SL 2.11	ТК 17111	5043265-7	16...50	16...40	31	26	1хМ8	17...20	SP14	0,05	200
SL 4.21	ТК 17113	5043267-3	16...120	16..120	42	42	2хМ8	17..20	SP8	0,12	50
SL 8.21	ТК 17114	5043269-9	50...236	50...185	57	45	2хМ10	34... 40	SP8	0,28	25
ОН2-1*			16...50	16...50	32	28	1хМ10	15...18		0,05	
* Отечественный зажим.
Рис. 2.8.46. Соединительные зажимы типа SL 2, SL 4, SL 8 и ОН2—1 для соединения фазных проводов СИП «АМКА»
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ	[	2-8. BJi
16.,,50 [ 32 [ 28	1хМ10	15... 18	|ые зажимы типа SL 2, SL 4, SL 8 и ОН2~1 для соединения фазных проводов СИП «АМКА»
43
Примечание.
Благодаря верхней разрезной плашке можно соединить в зажимы SL 4.21 или SL 4.25 главный провод и два ответвительных провода разного сечения. Зажимы очищены и смазаны. Поставка осуществляется в полиэтиленовом мешочке. Для облегчения монтажа в зажиме SL 4.25 имеются между нижней и верхней плашками пружины из нержавеющей проволоки, что удерживает зажим в открытом виде до окончания монтажа проводов.
Тип зажима	№ заказа	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
		главный провод	ответвительный провод			
SL 4.21	50 432 67-3	16...120	16...120	20	125	50
SL 4.25	50 432 68-1	16...120	16.120	20	125	50
ОНЗ-2		16..120	16...120	20	125	
*
сч
I О
Д Л <у S Д S 5 О О о S S	QO * rt rt О S 3	Пи X X
о
Рис. 2.8.47. Зажимы типа SL 4 и ОНЗ—2 (отечественный) для соединения фазных проводов СИП
45
Тип зажима	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
	основной провод	соединяемый провод			
SL 8.2	50...240	50...240	44	280	25
SL 28.11	50...240	50...240	44	280	25
Рис. 2.8.48. Зажимы типа SL 8
Тип зажима	Сечение провода, мм2		Масса, Г	Кол-во в упаковке, шт
	ОСНОВНОЙ провод, шт	соединяемый провод, шт.		
SL 19.4	1 X (16...120	3 X (16...120) 6 х (16.. 50)	250	25
SP 25			40	10/50
Рис. 2.8.49. Зажимы SL 19.4 (а) и SP 25 (б) для соединения фазных проводов СИП.
Соединение фазных проводов и несущего троса СИП «АМКА»
Соединение несущего троса (нулевого провода) СИП.
На рис. 2.8.50 изображен автоматический соединительный зажим, с помощью которого осуществляется соединение неизолированного несущего нулевого провода магистрали и ответвления ВЛИ. Концы проводов вставляют в гильзу, где они автоматически надежно соединяются.
Соединение неизолированного и изолированного несущего нулевого провода магистрали и ответвления ВЛИ может быть ыполнено также с помощью соединительных прессуемых зажимов (рис. 2.8.51). В петлях опор анкерного типа допускаются соединения с помощью плашечных зажимов.
Рис. 2.8 50. Автоматический соединительный зажим для неизолированного нулевого несущего провода
а — зажим с проводом в разрезе; б — зажим без троса; в — зажим в состоянии монтажа троса

Тип гильзы	Каталож. номер	№ заказа	Диаметр провода (0), мм	Размеры, мм		Цвет гильзы	Масса, кг	Кол в упаковке, шт
				А	В			
GL 1325А	ТК 16592	5024004-3	15,32...18,39	527,0	44,5	—	0,68	25
GL 402	ТК 16575	5024004-3	5,72 .6,86	292,1	22,2	оранж.	0,16	
GL 404	ТК 16576	5024005-0	7,11...8,38	348,0	25,4	красный	0,26	
GL 406	ТК 16577	5024006-8	9,14 .10,29	437,0	29 4	желтый	0,44	
GL 408	ТК 16578	5024009-2	11,43..13,46	521,0	37,0	черный	0,76	
GL 409	ТК 16579	502401 Ь8	12,83 .14,99	589,3	44,8	розовый	0,99	
Рис.2 8.51. Соединительная гильза типа GL для соединения несущего троса СИП
Сращивание скрученных подвесных проводов происходит в двух стадиях, а именно: несущий трос сращивается соединением, противостоящим усилиям растяжения, а изолированные фазные жилы — контактными зажимами SL или соединительными гильзами Insulik
На рис. 2.8.52 приведен пример соединения несущего троса обжимной гильзой ТКВ
б
Примечание.
Аналогично соединяют изолированные провода SAX на ВЛ 6-10 кВ, приведены в разделе 2.9
сведения о которых
Тип гильзы	Сечение фазовой жилы, мм1 2
ТКВ 45	16
ТКВ 49	25
ТКВ 54	35
ТКВ 59	50. 70
ТКВ 59 В	95
ТКВ 59 Е	120
Рис. 2 8.52. Соединение троса проводов «АМКА-Т» обжимной гильзой типа GL или ТКВ:
а — детали соединения; б— вид соединения троса и фазных проводов
1 — гильза обжимная; 2 — «зачищенный» трос, подготовленный к соединению;
3 — изолирующая гильза из термоусаживаемого материала;
4 — вид троса на магистральной части ВЛ
Отечественные соединительные зажимы СН25, СН35, СН50, СН70 и СН95 (рис. 2.8.53) предназначены для соединения несущей неизолированной жилы провода магистрали или ответвления опрессованием. В комплект зажима для соединения сталеалюминиевых жил входят две гильзы и термоусаживаемая трубка. Внутренняя стальная гильза служит для соединения стальной проволоки. Внешняя алюминиевая гильза охватывает жилу полностью и опрессовывается при помощи ручного гидравлического пресса, оснащенного матрицами. Для исключения повреждения изоляции соседних фазных жил провода зажим изолируется при помощи термоусаживаемой трубки.
В комплект зажима для соединения алюминиевых жил стальная гильза не
входит.
_________
_________7/77777777
Внутренняя гильза
Тип гильзы	Сечение соединяемых проводов, мм2	Размеры, мм		
		L	D	Lh
СН25	25	70	22	140
СН35	35	80	25	160
СН50	50	80	27	160
СН70	70	80	32	160
СН95	120	80	36	160
Рис. 2.8.53. Соединительные гильзы типа СН отечественного производства для соединения несущего троса СИП
192
Опрессовочный инструмент	Для алюминиевой части	Количество обжатий	2x9		2x11	2x11	2 х 12	X сч	
		Матрица	U-BG(U2YLCMT)		U-C(U2YCMT)	U-660(U25RLYRT)	U-249(U28RYFT)	U-25KU30RYFT)	
		Тип инструмента	ТК 35441		ТК 35442	ТК 35426	ТК 35405	ТК 35406	
	Для стальной части	Количество обжатий	2 х 22 или 2x9		2 х 32 или 2 х 16	2 х 21	2 х 25		
		Матрица	BG или W 687		WC или W702	W660	W249		
		Тип инструмента	ТК 35227		ТК 35231 ТК 35229	ТК 35226	ТК 35204		
Сечение првода, мм2	Al/Fe		21/4	34/6	60/12	1	85/14		
	Al		25	40	62	1	66	132	
	Сплав Al		25	35...50	62...70	95	95		
Тип гильзы			ТК 10210	ТК 10211	ТК 10212	ТК 10215	ТК 10213	ТК 10214	
Рис. 2.8.55 а — рабочи!
Несущие тросы ( мов соединительных с С их помощью выпол пролете магистрали Е
Марка г
LO 00 сч
СОАС
СОАС
СОАС
СОАС
СОАС
Зажимы сведи СФ 16, СФ 25, СФ 3
Зажимы предназн водов магистрали или гильза и термоусажив мых проводов опрессо оснащенного матрица ся при помощи термо
На рис. 2.8.57 по для последующего их рис. 2.8.58 — пример
7 Справочник по элекгр. сетям toi
Рис. 2.8.55. Соединение проводов опрессованием зажима, а — рабочий момент; б — опрессованный зажим на проводе
Несущие тросы СИП можно соединять между собой с помощью зажимов соединительных овальных типа СОАС (рис. 2.4.143, табл. 2.4.35, том I). С их помощью выполняется соединение несущего нулевого провода СИП в пролете магистрали ВЛИ.
Марка зажима	ТУ	Сечение несущего нулевого провода, мм2
СОАС - 25	34-27-10876-84	25
СОАС - 35		35
СОАС - 50		50
СОАС - 70		70
СОАС - 95		95
Зажимы соединительные отечественные (для фазных жил) СФ 16, СФ 25, СФ 35, СФ 50, СФ 70 и СФ 120 (рис. 2.8.56).
Зажимы предназначены для соединения прессованием фазных жил проводов магистрали или ответвления. В комплект зажима входит алюминиевая гильза и термоусаживаемая трубка. Гильза после установки в нее соединяемых проводов опрессовывается при помощи ручного гидравлического пресса, оснащенного матрицами. Оголенные участки проводов и зажим изолируются при помощи термоусаживаемой трубки.
На рис. 2.8.57 показан порядок подготовки фазных проводов «АМКА» для последующего их соединения с помощью соединительных зажимов, а на рис. 2.8.58 — пример соединения несущего троса цанговым зажимом.
Тип гильзы	Сечение соединяемых проводов, мм2	Размеры, мм		
		L	D	LH
СФ 16	16	45	5	100
СФ 25	25	65	7	120
СФ 35	35	80	8	140
СФ 50	50	100	9	160
СФ 70	70	120	11	180
СФ 120	120	140	14	200
Рис. 2.8.56. Отечественный соединительный прессуемый зажим типа СФ для соединения фазных проводов СИП или несущего троса проводов «АМКА-Т»
[, мм
100
120
140
160
180
200
зажим типа СФ для [поводов «АМКА-Т»
1	_ 100
Рис. 2.8.57. Разделка фазных проводов СИП «АМКА»:
1 — соединительный зажим несущего троса;
2 — подготовленные для соединения концы фазных проводов
Рис. 2.8.58. Крепление СИП магистральной части ВЛИ на каменной стене здания с помощью зажима типа SOT 28 : а — вид крепления; б — технология соединения несущего троса
1 — зажим типа SOT 28; 2 — поддерживающий зажим типа SO; 3 — соединение несущего троса; 4 — соединение фазных проводов (зажимы закрыты футлярами);
5 и б — технология соединения несущего троса (3); 7 — фиксатор пучка проводов
2.8.6.	Ответвительная арматура СИП «АМКА»
С помощью ответвительных зажимов выполняют:
♦	ответвления от фазных проводов магистрали ВЛИ;
•	ответвления от несущего нулевого провода магистрали ВЛИ;
♦	присоединение заземляющих проводников к несущему нулевому проводу магистрали ВЛИ;
•	присоединение нулевого провода светильника уличного освещения к несущему нулевому проводу магистрали ВЛИ и зануления корпуса светильника;
♦	присоединение фазного провода светильника уличного освещения к проводу уличного освещения ВЛИ;
♦	присоединения приборов контроля напряжения и переносного (инвентарного) заземляющего устройства.
Изготавливаются зажимы двух видов: 1 — устанавливается без удаления изоляции, электрический контакт обеспечивается прокалыванием изолирующего покрытия провода; 2 — перед установкой удаляется изолирующее покрытие на определенном участке провода, после чего контакт осуществляется болтовым зажимом.
Ответвительные зажимы не должны подвергаться механическим усилиям от тяжения проводов. Применяются также зажимы для соединения алюминиевых и медных проводов.
Момент затяжки болтов строго нормирован. Основные параметры зажимов приводятся ниже. Ответвительные зажимы, устанавливаемые без снятия изоляции, защищают специальными предохранительными футлярами.
Ответвительные зажимы, устанавливаемые без снятия изоляции (рис. 2.8.59...2.8.64) применяют для присоединения кабелей или проводов к самонесущим изолированным проводам, когда изоляционный покров с проводов главной линии не снимается. При соблюдении требований правил техники безопасности можно делать соединение в условиях, когда провода главной линии находятся под напряжением.
Зажимы изготовлены из антикоррозийного алюминиевого сплава, разрывное усилие — 300 Н/ мм2.
Зажим SL 21.1 предназначен для алюминиевых и медных проводов с сечением 1,5...25 мм2. Годен для работы под напряжением.
Тип	№
зажима	заказа
SL 21.1	50 432 73-
Рис. 2.8.59. Зажим 1
Тип зажима	№ заказа
SM 7.1	50 433 24
ОК4-1	
К-ОФФ-1	
46
Тип зажима	№ заказа	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
		главный провод	ответвительный провод			
SL 21.1	50 432 73-1	Al/Cu 1,5...25	Al/Cu 1,5...25	20	60	100
Рис. 2.8.59. Зажим типа SL 21.1 для соединения ответвления через изоляцию
Тип зажима	№ заказа	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
		главный провод	ответвительный провод			
SM 7.1	50 433 24-2	15...50 А1	2,5...10	20	63	50
ОК4-1		16..50	2,5...10 М	20	63	50
К-ОФФ-1		16...25	1,5...10	20	63	50
Рис. 2.8.60. Зажим типа SM 7.1 и отечественные зажимы типа ОК4—1 и К-ОФФ-1
Тип зажима	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
	главный провод	ответвительный провод			
SM 6.2	16...95 А1	6.. 35 Си	20	160	50
SM 6.21	16 ..95 А1	6. .35 Си	20	160	50
Тип зажима	№ заказа
SL 9.2	50 432 89-
SL 9.21	50 432 90-
OKI-2	—
Рис. 2.8.6,
Рис. 2.8.61. Зажим типа SM 6 для ответвлений через изоляцию
Тип зажима	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм		Масса, Г	Кол-во в упаковке, шт
	главный провод	ответвительный провод	главный провод	ответв. провод		
SL 18.2	25...95 А1	2,5...54 А1	14	9	105	50
SL 18.3	25...95 А1	2х(2,5...25) А1	14	9	120	50
SM 19.2	25...95 А1	2,5.. 25 Си	14	9	НО	50
SM 19.3	25...95 А1	2х(2,5...25) Си	14	9	125	50
Рис. 2.8.62. Зажим типа SL 18 и SL 19
Тип зажима	гл п
SL 24	10.. 16.
SL 24.942	10.. 16.
сса, г	Кол-во в упаковке, шт
60	50
60	50
ез изоляцию
Тип зажима	№ заказа	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
		главный провод	ответвительный провод			
SL 9.2	50 432 89-7	16...120 А1	16...95 А1	20	150	50
SL 9.21	50 432 90-5	16...120 А1	16...95 А1	20	150	50
OKI-2	—	16...120	16..95	20	150	50
Рис. 2.8.63. Зажимы типа SL 9 и OKI-2 (отечественный)
58
Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
105	50
120	50
НО	50
125	50
)
Тип зажима	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
	главный провод	ответвительный провод			
SL 24	10. ..150 А1 16 ..35 Си	10...54,6 А1 16 ..35 Си	20	135	50
SL 24.942	10. . .150 А1 16 ..35 Си	10. ..54,6 А1 16...35 Си	20	150	50
Рис. 2.8.64. Зажимы типа SL 24
Тип зажима	№ заказа	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
		главный провод	ответвительный провод			
SM 2.11	50 43326-79	16.70 А1	4...25 Си	20	57	100
SM 1.11	50 43325-9	10...50 А1	2,5...40 Си	20	65	200
ОН5-1	—	16...70 А1	4...25 Си	20	125	—
Рис. 2.8.65. Зажимы типа SM 2.11, SM 1.11 (размеры в скобках) и ОН5-1 (отечественный)
Тип	№
зажима	заказа
SM 4.21	50 43 29
Ответвительные зажимы, устанавливаемые со снятием изоляции (рис. 2.8.65...2.8.69).
Ответвительные зажимы SM 2.11, SM 1.11 и зажим 0Н5-1 отечественного изготовления предназначены для подсоединения медных проводов ответвления к алюминиевой жиле провода магистрали.
Зажимы выполнены в виде одной нижней и двух верхних прижимных плашек, что позволяет соединять в зажиме провод магистрали и два провода ответвления разного сечения.
Для удобства монтажа в зажиме между нижней и верхними плашками имеются пружины из нержавеющей проволоки, поддерживающие зажим в открытом положении до его установки.
Тип зажима	№ заказа
SM 2.21	50 433 27-
SM 2.25	50 433 28-
SM 2.2	—
ОН6-2	—
К-ОНМ-1	—
К-ОФ-1	—
Ри. отечествен
Тип зажима	№ заказа	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
		главный провод	ответвительный провод			
SM 4.21	50 43 29-1	50...240 AI	10 ..95 Си	40	320	25
Рис.2.8.66. Зажим типа SM 4 21
Тип зажима	№ заказа	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
		главный провод	ответвительный провод			
SM 2.21	50 433 27-5	16...120 AI	6...35 Си	20	130	50
SM 2.25	50 433 28-3	16...120 AI	6...35 Си	20	130	50
SM 2.2	—	16...120 AI	6...35 Си	20	130	50
ОН6-2	—	16. ..180 А1	6 . .35 Си	20	130	50
К-ОНМ-1	—	16. ..120 А1	6 . .35 Си	20	130	50
К-ОФ-1	—	16...120 А1	6...35 Си	20	130	50
Рис. 2.8.67. Зажимы типа SM 2 и зажимы отечественного изготовления ОН6—2, К—ОНМ-1, К—ОФ-1
На рис. 2.8.69...1 магистральной части
В табл. 2.8.11 щ ответвительных зажи табл. 2.8.12 — cf ответвительных заж]
Тип зажима	Сечение, мм2		Момент натяжения, Нм		Масса, Г	Кол-во в упаковке, шт
	главный провод	ответвительный провод	главный провод	ответв. провод		
SL 13.2	25...157А1	25...132 А1	44	20	365	25
Рис. 2.8.68. Зажим типа SL 13.2: а — зажим;
б — использование зажимов на проводах
1 — зажим типа SOT 15; 2 — анкерный зажим типа SO 14.1;
3 — ответвительный зажим типа SL 13.2;
4 — анкерный зажим типа SO 3.25; 5 — фиксатор SO 66
Тип зажима
SL 2.1
SL 3.2
SL 4.2
SL 5.2
SL 8.2
Рис. 2.8.69. Вне выполненного а — общий в
На рис. 2.8.69...2.8.74 приведены примеры выполнения ответвлений от магистральной части ВЛИ до 1 кВ проводом «АМКА».
В табл. 2.8.11 приведены сведения об отечественных соединительных и ответвительных зажимах, изготовляемых на Иркутском кабельном заводе, а в табл. 2.8.12 — сравнительные характеристики соединительных и ответвительных зажимов отечественного и финского производства.
	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
	365	25
Тип зажима	Сечение, мм2		Масса, Г	Защитный кожух
	жила корпуса	жила вилки		
SL 2.1	16...50	16...40	49	SP 3
SL 3.2	16...99	16 .99	99	SP 4
SL 4.2	16...120	16 ...99	124	SP 8
SL 5.2	62...240	62...132	270	SP 5
SL 8.2	70...150	70... 150	255	SP 8
ia SL 13.2:
ов на проводах
ый зажим типа SO 14.1;
типа SL 13.2;
5 — фиксатор SO 66
Рис. 2.8.69. Внешний вид ответвления от магистральной части линии, выполненного проводами «АМКА» на деревянной опоре ВЛ 0,4 кВ: а — общий вид; б — зажим ответвительный типа SL 2.1...SL 8.2
Рис. 2.8.70. Ответвление от магистральной части линии, выполненное на стене здания:
7 — поддерживающий крюк типа SOT 28;
2 — анкерный зажим типа SO 14.1;
3 — соединительный зажим типа SL 4.2;
4 — анкерный зажим типа SO 3.25; 5 — фиксатор SO 66
Рис. 2.8.71. Ответвление от магистральной части ВЛ кабелем, выполненное на стене здания:
7 — зажимы линейные с защитными футлярами; 2 — кабель ввода;
3 — защитная труба; 4 — хомут крепления кабеля к стене здания
3
4 —
Рис. 2.8.72. Подключение фонаря уличного освещения:
1 — концевой крюк типа ОТ76;
2 — подвеска типа SO 3.25; — ответвительный зажим; фиксаторы проводов «АМКА»;
5 — фонарь
Рис. 2.8.73. Ответвление, выполненное кабелем:
1 — концевой крюк типа ОТ76;
2	— подвеска типа SO 3.25;
3	— ответвительные зажимы;
4	— кабель; 5 — крепление кабеля (хомут); б — фиксаторы
Таблица 2.8.11. Линейная арматура и зажимы отечественного производства (Иркутсккабель)
Марка зажима		Внешний вид			Назначение
отечественного производства	производства фирмы «Нокия»				
К-НО-1	SO 3.25				Зажим цанговый для ответвлений
К-ОФН-1	SM 4.21				Зажим ответвительный от нулевого провода
К-ОНМ-1	SM 2.11				Зажим ответвительный от нулевого провода
К-СФ-1	SL 11.1				Зажим соединительный для фазного провода
К-ПМ-2	SO 14.1				Зажим поддерживающий для несущего троса
К-НМ-1	SO 3.25				Зажим натяжной для несущего троса
К-ОФ-1	SO 2.21... SO 4.25				Зажим ответвительный для фазного провода
К-ОФФ-1	SO 7.1				Зажим ответвительный для фонарного провода
Таблица 2.8.12. Те ответвит
Тип зажима		
	провод маги	
	алюминиевый	м
SL 2.11	16...50	
SL 4.21	16...120	
SL 4.25	16...120	
SL 8.21	50...240	
SL 9.2	16...120	
SL 9.21	16...120	
SL 11.1	16...95	2
SL 11.11	10...95	1
SL 21.1	1,5...25	1
SM 1.11	10...50	
SM 2.11	16...70	
SM 2.21	16...120	
SM 2.25	16...120	
SM 4.21	50...240	
SM 7.1	16...50	
Изолирующие контактных з
В целях предо! частям ВЛИ и защ зажимы надевают п
Футляры следу< щий нулевой npoBoj дал изоляционный 1
Футляры устанз
Таблица 2.8.12. Технические характеристики соединительных и ответвительных зажимов типа SL и SM
Тип зажима	Сечение, мм2				Момент натя-жения, Нм	Футляр предохранительный	
	провод магистрали		провод ответвления				
						Тип	Кол-во в упаковке
	алюминиевый	медный	алюминиевый	медный			
SL 2.11	16...50	—	16...40	—	20	—	—
SL 4.21	16...120	—	16...120	—	20	SP14/SP15	50/120
SL 4.25	16...120	—	16...120	—	20	SP14/SP15	50/120
SL 8.21	50...240	—	50...240	—	40	—	—
SL 9.2	16...120	—	16...95	—	20	—	—
SL 9.21	16...120	—	16...95	—	20	—	—
SL 11.1	16...95	2,5...50	16...95	2,5...50	20	—	—
SL 11.11	10...95	1,5...70	10...95	1,5...50	20	—	—
SL 21.1	1,5...25	1,5...25	1,5...25	1,5...25	20	—	—
							
SM 1.11	10...50	—	—	2,5...10	20	SP14	50
SM 2.11	16..70	—	—	4...25	20	SP14/SP15	50/120
SM 2.21	16...120	—	—	6...35	20	SP15	120
SM 2.25	16...120	—	—	6...35	20	—	—
SM 4.21	50...240	—	—	10...95	40	—	—
SM 7.1	16...50	—	—	2,5...10	20	—	—
Изолирующие предохранительные футляры для контактных зажимов фазных проводов «АМКА»
В целях предотвращения возможности прикосновения к токоведущим частям ВЛИ и защиты от коррозии на ответвительные и соединительные зажимы надевают предохранительные футляры.
Футляры следует использовать также на зажимах, соединяющих несущий нулевой провод СИП, чтобы металлический корпус зажима не повреждал изоляционный покров фазных проводов.
Футляры устанавливают отверстием для стока водяного конденсата вниз.
Футляры изготавливаются из атмосферостойкой пластмассы, устойчивой к воздействию солнечной радиации.
Изолирующие предохранительные футляры (рис. 2.8.74...2.8.77) изготовлены из изоляционного материала, стойкого к воздействию солнечного излучения. Входные отверстия футляров имеют специальные вырезки, легко удаляемые в соответствии с сечением провода. В нижней части футляров имеются отверстия для стекания конденсированной влаги. Специальные фиксирующие приспособления предотвращают самопроизвольное раскрытие футляра.
55
Тип футляра	№ заказа	Для зажимов	Провод, максимальное сечение, мм2	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
SP 14	50 433 85-3	SM 1.11; SM 2.21; SL 4.21	50	20	10/100
Рис. 2.8.74. Защитный футляр SP 14
Тип футляра	Каталожнь номер
SP 15	ТК 17121
ФП 1	—
ФП 2	—
Рис. 2.8.76. 3.
Тип футляра	Для зажима	Провод, максимальное сечение, мм2	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
SP 7	SM 5.2	50	30	10
Рис. 2.8.75. Защитный футляр SP 7
Тип футляра	Каталожн номер
SP 8	ТК 1712
Тип футляра	Каталожный номер	№ заказа	Для зажимов	Провод, максимальное сечение, мм2	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
SP 15	ТК 17121	50 433 86-1	SM 2 11; SM 2.21, SL 4 21	120	30	10/100
ФП 1	—		ОК4-1; ОН2-1; ОНЗ-2; ОН5-1; ОН6-2	50	20	—
ФП 2	—			120	30	—
Рис 2.8 76. Защитные футляры типа SP 15 и ФП (отечественные)
88
Тип футляра	Каталожный номер	№ заказа	Для зажимов	Провод, максимальное сечение, мм2	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
SP 8	ТК 17122	50 433 89-5	SL 4.21; SL 8 21	185	51	5/50
Рис. 2.8.77. Защитный футляр SP 8
2.8.7. Шинные зажимы для ответвления СИП «АМКА* от шин (рис. 2.8.78...2.8.82, табл. 2.8.13)
а>
еч
S
X
_ и e-g s В ч I n P

CO
О u я 1
£
X
<D
d>

UJ
2 2
Q
Тип зажима	№ заказа	Сечение проводов, мм2	Макс, толщина шины, мм	Винты	Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
KG 42	50 432 73-1	Al 16...70 Си 4 . .25	10	1 М8	20	150	100
Рис. 2.8.78. Одноболтовой шинный зажим KG 42
X О £ X
tn
X 2 x X X в
X X X
<u 2 co CO
о
CQ
Рис. 2.8 79. Шинные зажимы типа
KG 9, KG 6, KG 16, KG 41, KG 44, KG 36, KG 43 и KG 26
X Q. V
X rt О. rt X
4) х X и 4) ST x X x
4)
со
еч
& S Ч
КО rt
X X CQ
co я И
co
CO
5 S
co
Таблица 2.8.13. Технические характеристики шинных зажимов (к рис. 2.8.79)
Тип зажима	№ заказа	Сечение проводов, мм2	Макс, толщина шины, мм	Винты	Размеры, мм					Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
					А	В	С	D	Е			
KG 9	—	2х(16...70)	—	2хМ8	49,5	45	60	20	23	17...20	195	50
KG 6	50 440 03-1	А1 16..70	7,5	2хМ8	36	42	42	20	21	20	50	50
KG 6.1	50 440 08-1	А1 16...70	10	2хМ8	36	42	42	25	21	20	50	50
KG 16	50 440 04-9	А1 16...120	10	2хМ10	49,5	45	60	20	23	40	265	25
KG 16.1	50 440 05-6	А1 16... 120	15	2хМ10	49,5	45	60	20	23	40	275	25
KG 41	50 440 11-4	А1 16... 120	7,5	2хМ8	43,5	42	45	20	21	20	160	50
KG 44	50 440 13-0	А1 16. 120, Си 6 ..35	7,5	2хМ8	39,5	42	45	21	21	20	160	50
KG 36	50 440 23-9	А1 50...240, Си 10..95	10	2хМ10	60,3	45	67	21	23	40	360	50
KG 43	50 440 12-2	А1 50... 240	10	2хМ10	60	45	67	26	23	40	320	25
KG 26	50 440 10-6	А1 120...300	15	2хМ12	70	65	80	40	32	70	690	10
KG 26.4	50 440 22-1	4х(7О .120)	15	2хМ12	70	65	95	20	35	70	780	10
2.8. ВЛ 0,4 кВ с самонесущими изолированными
2.8. ВЛ
Шинный зажим KG 50 (рис. 2.8.80) применяют для присоединения проводов «АМКА» к сборным шинам распределительных устройств или к ошиновке коммутационных аппаратов и предохранителей С одного конца шинного зажима присоединяют провод «АМКА», а с другого — плоские шины. Зажим затягивают ключом Мб.
Тип зажима	№ заказа	Сечение А1 или Си проводов, мм2	Винты	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
KG 50	50 440 25-4	1 х 16...95 или 2 х 6. . 35	Мб	100	100
Рис. 2.8.80.Шинный зажим KG 50
Тип зажима	№ заказа
KG 23	50 440 09-8
2.8.8. Болтов\ кабелей со c6t
Тип зажима	№ заказа	Сечение проводов, мм2	Макс, толщина шины, мм	Винты	Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
KG 20	50 440 06-4	Си 16...185	7,5	2 х М8	20	148	50
Рис 2.8.81. Шинный зажим KG 20
Тип зажима	№ заказа
KG 14	52 180 40-3
KG 14.1	52 180 41-1
Рис. 2
для присоединения ix устройств или к ей. С одного конца го — плоские шины.
	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
	100	100
нт е-1м	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
	148	50
Тип зажима	№ заказа	Сечение проводов, мм2	Макс, толщина шины, мм	Винты	Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
KG 23	50 440 09-8	А1 70... 185 или А1 70... 240	10	2 М10	44	275	50
Рис. 2.8.82. Шинный зажим KG 23
2.8.8. Болтовые кабельные наконечники для соединения кабелей со сборными шинами (рис. 2.8.83...2.8.86)
Тип зажима	№ заказа	Сечение проводов, мм2	Винты	d, мм	Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
KG 14	52 180 40-3	А1 10..50	1 М8	9	20	63	100
KG 14.1	52 180 41-1	А1 10...50	1 М8	10,5	20	60	100
Рис. 2.8.83. Болтовой кабельный наконечник KG 14
ю
4^
Примечание.
Зажимы предназначены для подсоединения проводов к плоским или штыревым выводам оборудования. Алюминиевые детали изготовлены из специального профиля, выполненного из высокопрочного коррозионностойкого алюминиевого сплава, контактный вывод покрыт оловом.
Тип зажима	№ заказа	Сечение проводов, мм2	Число болтов	Размеры, мм								Момент натяжения, Нм	Масса, г	Кол-во в упа-ков-ке,
				А	В	С	D	Е	F	Н	К			
KG 9	52 180 51-0	А12х(16...70)	2хМ8	36	42	20	42	25	23	8,5	4	20	190	50
KG 15	—	16...70	2хМ8	29	65	15	40	16	21	8,5	3	20	145	50
KG 17	—	2х(35...12О)	2хМ10	49,5	60	15	45	15	23	11,5	5	30... 40	340	25
KG 18	—	50..240	2хМ10	57	65	25	45	23	23	14	5	30..40	465	20
ШН1*	—	А1 16. 120	2хМ10	50	60	15	45	15	23	11,5	5	20	360	20
* Отечественный зажим
Рис 2.8 84. Болтовые кабельные наконечники KG 9, KG 15, KG 17, KG 18 и ШН 1 (отечественный)
ст со
СО
¥ Н к ±
СП о
ст со
со
Вэ io’ со
2
£
о 2
£ Д
£ 2
Е х X ЬЭ 2
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ	I	2.8. BJ
Вид сверху
Примечание. Контактные выводы сделаны из алюминия, покрытого оловом. Момент затяжки — 10 Нм. Наконечники применяются для присоединения к алюминиевым или медным шинам, покрытым оловом.
Тип зажима	№ заказа	Сечение А1 или Си проводов, мм2	Винты	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
KG 70	50 440 31-2	А1 16...95 ; 2 х 16...35, Си 16 ..95; 2 х 6...35	МбхЗО	110	100
Рис. 2.8.85. Болтовой кабельный наконечник KG 70
Примечание. Контактные выводы сделаны из алюминия покрытого оловом. Момент затяжки — 10 Нм. Наконечники применяются для присоединения к алюминиевым или медным шинам, покрытым оловом.
Тип зажима	№ заказа	Сечение А1 или Си проводов, мм2	Винты	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
KG 69	34 501 69-2	А1 16...95 ; 2 х 16 ..35, Си 16. .95; 2 х 6 ..35	МбхЗО	100	100
Рис. 2.8.86. Болтовой кабельный наконечник KG 69
2.8.9.	Арматура для прокладки проводов «АМКА» по стенам зданий и сооружений
При вертикальной прокладке проводов «АМКА» по стенам зданий и сооружений используют гвоздь типа SO 16 (рис. 2.8.87), а по горизонтальной — фиксаторы, изображенные на рис. 2.8.89...2.8.95. При этом фиксаторы показанные на рис. 2.8.89, 2.8.91,2.8.94, закрепляют провода в процессе крепления самого фиксатора к стене, фиксатор (рис. 2.8.90) крепит провод с помощью поворотной втулки, фиксатор (рис. 2.8.92) закрепляет провод с помощью перфорированной ленты, фиксаторы (рис. 2.8.93, 2.8.95) крепят провод откидной планкой с помощью ее крепления к фиксатору болтом.
На рис. 2.8.88 и и 2.8.96 приведены примеры крепления проводов «АМКА» с помощью фиксаторов на деревянных опорах и на стенах зданий и сооружений.
Провода «АМКА» можно крепить на стенах зданий и сооружений с помощью приведенных ранее пластинчатых крюков SOT 14 и SOT 28, приведенных на рис. 2.8.34 и 2.8.35.
Рис. 2.8.88. Пример] а — на опоре б — крепление кабе.
Рис. 2.8.87. Гвоздь типа SO 16 для вертикального крепления проводов «АМКА» на стенах зданий и сооружений, на опорах ВЛИ и мачтовых трансформаторных подстанциях (МТП)
Тип	Сечение жилы «АМКА», мм2	Масса, г
SO 16	3 х 16 + 25... 3 х 70 + 95	51
SO 63.1
SO 63.2
SO 63.5
SO 63.6
Тип фиксатор
Рис. 2.8.88. Примеры крепления проводов «АМКА» с помощью гвоздей SO 16 a — на опоре МТП 10/0,4 кВ с трансформатора на выключатель, б — крепление кабеля ввода в здание; в — крепление провода на стене здания
Тип фиксатора	Диаметр провода, мм	Болт крепления	Масса, г	Количество в упаковке, шт
SO 63.1	10..20	М6х120	29	200
SO 63.2	10..20	М6х120	32	200
SO 63.5	10..20	М6х120	27	200
SO 63.6	10...20	М6х120	29	200
Рис 2 8.89. Фиксатор типа SO 63
Тип фиксатора	Диаметр провода, мм	Масса, г	Количество в упаковке, шт
SO 66	22...38	90	25/100
Рис. 2.8.90. Фиксатор типа SO 66
С
Тип зажима	Тип крепежа	Пластиковый дюбель, мм	Применение	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
SO 70.11	Гвоздь 5"		Деревянные поверхности	30	25/100
SO 70.12	Шуруп 6,7x160		Мягкие стены	45	—»—
SO 70.13	Шуруп 6x110	10x50	Твердые стены	40	— >?—
SO 70.14	Шуруп 6x110		Деревянные поверхности	37	— >?—
SO 70.17	Шуруп 6x110	10x50	Твердые стены	40	— » —
SO 71.1	Перфорированная лента			10	—>> —
Рис 2.8.91. Фиксатор типа SO 70 и SO 71
фи
S
S( р; pj
Рис. 2.8
Масса, г	Количество в упаковке, шт
90	25/100
	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
ости	30	25/100
	45	— » —
	40	— » —
ости	37	— » —
	40	— » —
	10	— » —
1
Тип фиксатора	Диаметр провода, мм	Нагрузка, кН	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
SO 90	15...45	0,12	20	50
SO 90.1	15...45	0,12	25	50
SO 90.3	15...45	0,12	40	50
SO 90.5	15...45	0,12	45	50
SO 90.6	15...45	0,12	50	50
Рис. 2.8.92. Фиксатор типа SO 90
100

Тип фиксатора	Сечение проводов, мм2	Масса, г	Количество в упаковке, шт
SO 100	4х(25...95)	190	25
SO 100.1	4х(25...95)	100	25
PSS-393	4х(25...95)	90	25
PSS-429	4х(25...95)	250	25
Рис. 2.8.93. Фиксатор типа SO 100, PSS-393 и PSS-429
Примечание.
Универсальный фиксатор SO 103 предназначен для кабелей и труб с диаметром 16...25 мм. Изготовлен из морозостойкой и устойчивой к ультрафиолетовому излучению пластмассы.
Тип фиксатора	№ заказа	Диаметр провода, мм	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
SO 103	50 250 92-9	16...25	10	100
Рис. 2.8.94. Фиксатор типа SO 103
Тип фиксатора	Сечение проводов, мм2	Масса, г	Количество в упаковке, шт
SO 106	4х(25...120)	170	10
SO 106.1	4х(25...120)	190	10
Рис. 2.8.95. Фиксатор типа SO 106
Рис. 2.8.96. Примеры крепления проводов АМКА на кирпичной стене здании: a — крепление на стене с помощью зажимов типа SO 72 (см.рис. 2.8.92) и на кронштейне с помощью зажима типа SO 106( см рис. 2.8.95);
б — на стене с помощью фиксатора SO 72, а на повороте кабеля с помощью анкерного зажима типа SO 28 (см. рис. 2.8.23);
в — крепление с помощью зажимов SO 106 (см рис 2.8.95)
2.8.10.	Арматура для стационарных защитных и рабочих заземлений СИП «АМКА» и РУ 0,4 кВ
В отличие от отечественной арматуры, используемой для соединения контактов стационарных защитных заземлений, приведенной в I томе справочника, в финской энергетике применяют набор арматуры для этих целей: зажимы для соединения заземлителя непосредственно с несущим тросом (2.8.86); заземляющие планки, позволяющие присоединить заземляющим проводник непосредственно к заземлителям (рис. 2.8.97); шины заземлений, позволяющие присоединить к одному заземляющему проводнику несколько ответвлений к заземлителю и, наконец, шинные зажимы (рис.2.8.98), обеспечивающие не только соединение заземлителей с заземляющим проводником.
но и, при необходимости, позволяют отсоединить , например, для испытаний, любой проводник заземления.
Однако, зажимы, приведенные на рис. 2.8.98, могут соединять проводники сечением только до 70 мм2. Поэтому, например, для соединения нулевого провода (троса) на ВЛИ 0,4 кВ применяют соединительный зажим SL 4.2 или SL 4.25, приведенный ранее, который позволяет соединять проводники сечением до 120 мм2. При этом зажим SL 4.25 имеет пружину, облегчающую и совершенствующую соединение проводов.
Напомним, что непосредственно на ВЛИ 0,4 кВ с проводами «АМКА» (или с другими изолированными проводами) и железобетонными опорами несущий трос (нулевой провод) соединяют с заземляющими проводниками (выпусками), выходящими из верхней части опоры (см. раздел 2.2.), а также с повторными заземлениями, расположенными на опорах через 200 м по трассе ВЛ (при числе грозовых дней в году до 40) и через 100 м (число грозовых дней в году свыше 40).
На ВЛИ 0,4 кВ с деревянными опорами заземляют несущий трос (нулевой провод) непосредственно через повторные/Заземления.
Заземляющие планки облегчают использование зажимов заземления в составе заземляющего устройства, а также с шинными зажимами (рис. 2.8.100...2.8.104), которые могут использоваться для соединения проводников не только в составе заземляющих устройств, но, например, на силовых и измерительных трансформаторах, для крепления провода на шпильке проходного изолятора, например, трансформатора, и в других случаях.
Основания для зажимов заземления типа PSS 116 (рис. 2.8.97)
Тип	№ заказа	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
PSS 116	50 440 51-0	160	25
Примечание.
Основание применяют для отвода зажима заземления от поверхности опоры, чтобы химикаты пропитки древесины не могли его повредить. Когда заземляющий спуск медный, тогда применяют переходной зажим SM 2.21; при стальном заземляющем проводе применяют соединительный зажим SL 4.21 или заземляющий зажим SM 2.24
Рис. 2.8.97. Основание PSS116 для зажима заземления
39,5
Тип фиксатора	№ заказа	Сечение провода, мм?	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
SM 2.24	50 433 37-4	А1 16...99; Си 6.. 35	180	25
Примечание.
Зажим заземления SM 2.24 применяют тогда, когда в ранее смонтированном заземляющем проводе используют место разрыва в целях создания возможности последующего измерения сопротивления заземления.
Рис. 2.8.98. Зажим заземления SM 2.24
Зажим заземляющий ПС отечественного производства (рис. 2.8.99) предназначен для подсоединения нулевой жилы провода к стальному стержню заземляющего спуска. Зажим выполнен в виде сплошной нижней и двух верхних прижимных стальных плашек, что позволяет устанавливать в зажим провода разного сечения. Масса зажима 0,28 кг.
ге
Рис. 2.8.99. Зажим заземляющий типа ПС (отечественного производства)
ND ND
4^
x n
to
co
Tl
СЛ
СЛ
(a) CD W rt> 3 b cr> X X a
PSS 309.5	Тип шины
50 440 28-8	№ заказа
400	Сечение провода, мм2
KG6.1, KG16, KG16.1, KG43, KG26, KG20, KG23, KG36, KG42.KG26.4	Для зажимов
950	Нагрузка, Н
700	Масса, г
25	Кол-во в упаковке, шт
40,0	10,0
a
X
TJ C/5 C/5
co
о
Таблица 2.8.14. Технические характеристики шин заземления PSS 10 и PSS 310 ( к рис. 2.8.100)
Тип зажима	№ заказа	Сечение проводов, мм2	Для зажимов	Размеры, мм								Нагрузка, Н	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
				А	В	С	D	Е	F	Н	К			
PSS 10	50 440 01-5	150	KG 6, KG 16,	48	40	0 14	5	23	И	32	И	400	94	100
Кэ
Оо
сл оо
8 Справочник по электр. сетям том 2
Таблица 2.8.14. Технические характеристики шин заземления PSS 10 и PSS 310 ( к рис. 2.8.100)
Тип зажима	№ заказа	Сечение проводов, мм2	Для зажимов	Размеры, мм								Нагруз-ка, Н	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
				А	В	С	D	Е	F	Н	К			
PSS 10	50 440 01-5	150	KG 6, KG 16, KG41.KG43, KG 44, KG 20	48	40	0 14	5	23	11	32	11	400	94	100
PSS 310	50 440 18-9	400	KG 26, KG 26.4	75	55	0 22	10	32	16	40	13	950	900	25
Таблица 2.8.15. Технические характеристики шин заземления PSS 127 и PSS 309 ( к рис. 2.8.101)
Тип зажима	№ заказа	Сечение проводов, мм'	Для зажимов	Размеры, мм										Наг-руз-ка, Н	Масса, г	Кол-во в упаков-ке, шт
				А	В	С	D	Е	F	К	Н	L	т			
PSS 127	50 440 14-8	150	KG6, KG 16, KG 41, KG 43, KG 44, KG 20	93	40	0 14	5	30	11	56	23	11	23	400	145	50
PSS 309	50 440 17-1	400	KG 26, KG 26.4	142	55	0 22	10	40	13	83	32	16	32	950	600	25
2.8. ВЛ 0,4 кВ с самонесущими изолированными проводами
PSS 85.5
Тип шины	№ заказа	Сечение провода, мм2	Для зажимов	Нагрузка, Н	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
PSS 85	50 440 15-5	250	KG6, KG16, KG41, KG43, KG44, KG20	600	145	50
PSS 85.5	50 440 50-2				185	
Рис. 2.8.103. Шина заземления типа PSS 85
руз- ,н	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
30	145	50
	185	
85
Примечание.
Шины подходят ко всем шинным зажимам, которые можно установить также перпендикулярно
Тип шины	№ заказа	Сечение провода, мм2	Для зажимов	Нагрузка, Н	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
PSS 242	50 440 15-3	250	KG6, KG16, KG41, KG43, KG44	600	330	25
PSS 242.5	50 440 53-6				370	
Рис. 2.8.104. Шина заземления типа PSS 242
Для работы с проводами «АМКА» применяется следующий инструмент: трубчатый торцовый ключ 8/10 мм, тип ST 5;
шарнирный ключ 13/17 мм для алюминиевых зажимов, тип ST 20;
динамометрический ключ (предел измерения усилия до 4,5 Нм), тип ST 30 и насадки к нему, тип ST 12 и ST 13;
> шестигранный ключ 8 мм, тип ST 32;
держатель зажимов (тип ST 34) и отделительные клинья для разделения проводов в жгуте, тип ST 31.
Более подробные характеристики перечисленного выше инструмента можно найти в технических инструкциях по монтажу и ремонту проводов «АМКА».
2.8.11.	Анкерная (натяжная) и поддерживающая арматура для проводов СИП «Торсада»
Анкерная арматура для крепления несущего троса СИП «Торсада» на опорах и на стенах зданий и сооружений.
Подвеска проводов «Торсада» на опорах производится с помощью анкерных, концевых и поддерживающих зажимов, захватывающих только несущий нулевой провод. При этом провода натягиваются с таким усилием, чтобы минимальная высота подвески провода над землей при температуре 40 °C без ветра составляла:
4	м — при прокладке проводов вдоль автодорог и на путях прохождения автотранспорта, но вне досягаемости транспортных средств; вдоль или поперек дорог, закрытых для движения автотранспорта; над необработанными земельными участками (горная, болотистая местность) или обрабатываемыми участками, но вне досягаемости технических средств больших размеров:
5	м — над культивируемыми землями, обрабатываемыми крупногабаритной сельскохозяйственной техникой;
6	м — над дорогами и вдоль дорог, открытых для движения автотранспорта.
Закрепление несущего нулевого провода в клиновом зажиме (рис. 2.8.105, 2.8.106) осуществляется путем защемления провода в подложках из изолирующего материала. Таким образом обеспечивается двойная изоляция жилы несущего провода и предохраняется от разрушения изоляционное покрытие жилы. В зависимости от способа прокладки и механической прочности провода для его подвески на опорах применяются зажимы РА 54-1500 (для провода сечением 54,6 мм2 на усилие 1500 даН) и РА 70-2000 (для провода сечением 70 мм2 на усилие 2000 даН). Для прокладки провода по фасадам зданий применяются зажимы РА 54-600 (для провода сечением 54,6 мм2 на усилие 600 даН) и РА 70-600 (для провода сечением 70 мм2 на усилие 600 даН). В зависимости от способа сооружения электрической сети постав
ляется следующая а
>- для подвеет ления прово,
>- для прокладг забивки кре
>- для натягивг крепления.
Для подвески пр ся двойное анкерное
В зависимости о личная арматура. Н< на, используется арм тажа и демонтажа о механическое затяп
a
Тип зажима	Се
РА 1500 (1)	3 х.
РА 1500 (1)	3 х
РА 1500 (1)	3 х
РА 1500 (1)	3 х'
РА 95-2000 (1)	3 х
РА 2000 (1)	з х:
РА 450 (2)	4
РА 495 Е (2)*	4 х
РА 495 Е (2)*	4 х
РА 495 Е (2)*	4 х
РА 4120 (2)	4 х
Рис. 2.8.105. Крепле: ми лентами 20 х 0, болтовь
ляется следующая арматура для проводов «Торсада»:
для подвески на опорах — комплекты для простого и двойного крепления проводов;
для прокладки по фасаду зданий — комплекты для завинчивания или забивки крепления в стену;
для натягивания по фасаду зданий — комплекты простого и двойного крепления.
Для подвески проводов на анкерных и угловых опорах предусматривается двойное анкерное крепление (рис. 2.8.105,в).
В зависимости от способа монтажа проводов «Торсада» применяется различная арматура. Например, в соединениях, замена которых не предусмотрена, используется арматура, монтируемая опрессованием, а для упрощения монтажа и демонтажа ответвлений применяется арматура, предназначенная под механическое затягивание.
Тип зажима	Сечение проводов, мм2	Каталожный номер	Допускаемая нагрузка, даН		Масса, Г
			максим	номин.	
РА 1500 (1)	3 х 50 А1 + 50 сплав А1	708 071-1	1500	500	410
РА 1500 (1)	3 х 70 А1 + 54 сплав А1	708 071-1	1500	500	410
РА 1500 (1)	3 х 70 А1 + 70 сплав А1	708 071-1	1500	500	410
РА 1500 (1)	3 х 95 А1 + 54 сплав А1	708 071-1	1500	500	410
РА 95-2000 (1)	3 х 95 А1 + 95 сплав А1	719 138-1	2000	700	405
РА 2000 (1)	3 х 150 А1 + 70 сплав А1	708 060-1	2000	700	410
РА 450 (2)	4 х 25 А1 до 35 А1	1-273 849-1	3700	300	1100
РА 495 Е (2)*	4 х 50 А1 + 50 сплав А1	789 401-2	4300	500	1000
РА 495 Е (2)*	4 х 70 А1+ 70 сплав А1	789 401-2	4300	500	1000
РА 495 Е (2)*	4 х 95 А1+ 95 сплав А1	789 401-2	4300	500	1000
РА 4120 (2)	4 х 120 А1+ 120 сплав А1		6000	700	1586
Рис. 2.8.105. Крепление проводов «Торсада» на концевых (а — двумя бандажными лентами 20 х 0,7 мм, б — болтами) и на угловых опорах — в, анкерными болтовыми звжимами и клиновыми зажимами типа РА
Тип зажима	Сечение провода, мм2	Каталожный номер	Допускаемая нагрузка, даН	Кол-во в упаковке, шт
PAR 25	2 х 16 до 4 х 25	708017-1	200	132
PAR 25		708061-1	200	132
РА 9-17	1 х 9 до 17	708046-1	200	135
PAS 35	1 х 18 до 25	708018-1	200	130
Рис. 2.8.106. Анкерный зажим PAR 25, РА 9-17, PAS 35
Поддерживающая арматура (рис. 2.8.107...2.8.109)
Тип крюка	Каталожный номер	Допускаемая нагрузка, даН	Масса, г
ВОС 12-55	711812-1	200	250
ВОС 12-250	711813-1	200	335
ВОС 12-300	711814-1	200	375
ТОС 12-150	711810-1	200	250
Рис. 2.8.107. Поддерживающие крюки типа ВОС 12 (1) и ТОС 12-150 (2) для крепления поддерживающей арматуры на деревянных опорах
каемая ка, даН	Кол-во в упаковке, шт
10	132
10	132
)0	135
10	130
1, PAS 35
109)
Допускаемая нагрузка, даН	Масса, г
200	250
200	335
200	375
200	250
Тип зажима	Сечение 2 провода, мм	Каталожный номер	Допускаемая нагрузка, даН	Масса, г
ES 1500 (1)	3 х 50 + 50	708010-1	1200	475
ES 1500 (1)	3 х 70 + 54	708010-1	1200	475
ES 1500 (1)	3 х 70 + 70	708010-1	1200	475
ES 1500 (1)	3 х 95 + 54	708010-1	1200	475
ES 95-2000 (1)	3 х 95 + 95	по заказу	1600	475
ES 2000 (1)	3 х 150 + 70	по заказу	1600	475
PS 435 (2)	4 х 35 +2 х 50	789396-4	750	409
PS 450 (2)	4 х 50 + 2 х 95	789396-1	750	375
PS 470 (2)	4 х 70	789396-2	750	355
PS 495 (2)	4 х 95	789396-3	750	350
PS 4120 (2)	4 х 120	по заказу	750	440
ТОС 12-150 (2) для ных опорах
Рис. 2.8. 108. Поддерживающий крюк типа ES (1) и поддерживающий фиксатор типа PS (2)
Рис. 2.8.109. Крепление проводов «Торсада» на угловых опорах с помощью поддерживающих крюков типа ES:
а — внешний угол крепления; б — внутренний угол крепления (внизу — допускаемый угол поворота линии)
Защитная арматура (рис. 2.8.110 и 2.8.111)
Тип	Каталожный номер	Масса, г
GPT3O-3O, L2600	1-229354-1	550
GPT35-35, L275O	1-229355-1	1200
GPT60-60, L275O	1-229355-2	1900
GPT9O-9O, L275O	1-229355-3	2600
Тип
END САР 07,5...018,5 (1)
END САР 07.5...018.5 (2)
Рис.2.8.ПО. Защитная арматура типа GPT кабелей ответвления от СИП «Торсада»
Рис. 2.8.111. Капа ш (для проводов сеч
Тип	Сечение провода, мм2	Каталожный номер	Цвет	Допускаемая нагрузка, даН	Кол-во в упаковке, шт
END САР 07,5...018,5 (1)	16...25	739523-2	черный	>1,5	7
	35...70			>3,5	
END САР 07,5...018,5 (2)	70...95	739523-1	черный	>4	7
	120...150			>6	
Рис. 2.8.111. Капа для предохранения концов проводов от увлажнения END САР (для проводов сечением до 70 мм2 изготавливается без провода заземления)
Арматура для крепления проводов «Торсада» на стенах зданий и сооружений.
Провода «Торсада», прокладываемые по фасадам сооружений, крепятся к стенам зданий с помощью арматуры, устанавливаемой через каждые 0,7 м при горизонтальной прокладке и через каждый 1 м — при вертикальной. Крепежная арматура обеспечивает зазор между стеной и проводом от 1 до 6 см.(Рис. 2.8.112, 2.8.113).
При протягивании проводов между фасадами и по фасадам домов несущий нулевой провод натягивается горизонтально с помощью анкерных клиновых зажимов. Провода «Торсада» крепят к стене через каждые 5...6 м специальными приспособлениями, создающими зазор между стеной и жгутом не превышающий 10 см. Несущий провод «Торсада», протягиваемый через улицу или незастроенное пространство, крепится к анкерным зажимам, зацементированным или ввинченным в стены здания.
Тип фиксатора	Сечение провода, мм2	Каталожный номер	D, мм	Масса, г
BRPF 7O-15O-1F	50... 56	708036-1	10	48
BRPF 7O-15O-6F	50...56	708036-2	60	82
BRPF 70-150-6F	50...56	708054-1	60	80
BRPF 70-150-10	56	708021-1	100	140
BRPF 70-150-17	56	708053-1	170	170
Рис. 2.8.112. Фиксаторы типа BRPF для крепления проводов «Торсада» на стенах зданий и сооружений
Рис. 2.8.113. Крепл а — крепление про
Рис. 2 8 113 Крепление проводов «Торсада» на стенах зданий и сооружений: а — крепление проводов на стене здания (технология крепления фиксатора); б — расстояние между фиксаторами
2.8.12.	Контактная соединительная и ответвительная арматура для проводов «Торсада»
Соединительные болтовые зажимы (рис. 2.8.114, 2.8.115).
Соединение проводов арматурой — механическое затягивание — осуществляется зажимами с болтами, снабженными калиброванной головкой, ограничивающей усилие затягивания. Зажимы имеют водонепроницаемую конструкцию, что обеспечивает надежную изоляцию любой из токопроводящих жил.
Арматура для выполнения временного ответвления от магистральных проводов «Торсада» используется в тех случаях, когда необходимо заземлить сеть. Такой зажим может использоваться при контроле напряжения и для временных подключений проводов к сети. Особенность зажима заключается в том, что электрический контакт обеспечивается независимым друг от друга затягиванием зажимов (болтов с калиброванной головкой) проводов магистрали и проводов ответвления. Использовать такие зажимы можно и при разъединении участков провода (рис. 2.8.115).
Тип зажима	Сечение 2 провода, мм	Каталожный номер	Число болтов	Допускаемая нагрузка, Nm	Масса, г
RDP 25/CN	16...25	709130-1	1	12	135
CDR/CN-1S95UK	25...95	708030-1	2	16	265
Рис. 2.8.114. Соединительный зажим RDP 25/CN и CDR/CN-1S95UK для соединения проводов «Торсада» с неизолированными проводами:
пветвителъная
114, 2.8.115).
i затягивание — осу-эованной головкой, ог-Юнепроницаемую конга из токопроводящих ия от магистральных необходимо заземлить ле напряжения и для > зажима заключается гасимым друг от друга [) проводов магистрали можно и при разъеди-
Рис. 2.8.115. Соединение проводов «Торсада» с неизолированными проводами
Допускаемая [агрузка, Nm	Масса, г
12	135
16	265
CN-1S95UK для соеди проводами
Тип фиксатора	Сечение провода, мм2	Каталожный номер	А, мм	Масса, г
JZ 2Т-95	16 .95	708032-1	55	202
JZ 2Т-95	50..150	708050-1	82	276
Рис.2.8.116. Заземляющие зажимы нулевого провода типа JZ 2Т—95
Ответвительные болтовые зажимы.
В процессе эксплуатации ВЛ возникает необходимость выполнения ответвления от магистрали для проведения ремонтов, а также осуществления других работ под напряжением. При работах под напряжением при токах выше 60 А место соединения или разъединения проводов предварительно шунтируется. Если шунт отсутствует, следует отключить источник напряжения на время выполнения операции отсоединения или снизить силу тока до 60 А. При этом могут быть применены также временные зажимы ответвления.
На рис. 2.8.117 приведена технология соединения проводов болтовым зажимом.
Рис. 2.8.117. Технология соединения проводов «Торсада» болтовым зажимом с зубьями для прокалывания изоляции
Соединительные прессуемые гильзы.
Соединительные гильзы (рис. 2.8.118) имеют различные запасы прочности. Так гильзы, применяемые для соединения воздушных проводов с подземным кабелем, обеспечивают лишь электрический контакт; гильзы для соединения фазных проводов или проводов наружного освещения имеют средний запас прочности (90% прочности фазного провода), а гильзы для соединения несущего нулевого провода — полный запас прочности (не менее 90% проч
ности несущего провода). Соединители с помощью ручных прессов прессуются шестигранными матрицами, изоляция соединений может выполняться как на заводе-изготовителе арматуры, так и непосредственно при сооружении ВЛИ.
Тип гильзы	Сечение проводов, мм2	Каталожный номер	Цвет	Масса, г
MJPT 50	3 x 50 Al + 50 сплав Al	708007-3	желтый	50
MJPT 54		709347-2	черный	80
MJPT 70	3 x 70 Al + 54 сплав Al	708007-7	белый	45
MJPT 54		709347-2	черный	80
MJPT 70	3 x 70 Al + 70 сплав Al	708007-7	белый	45
MJPT 70 N		709347-4	белый	80
MJPT 95	3 x 95 Al + 95 сплав Al	709357-3	серый	40
MJPT 95 N			серый	80
MJPT 150	3 x 150 Al + 70 сплав Al	708022-1	фиолетовый	80
MJPT 70 N		709347-4	белый	80
MJPT 35 Alus	4 x 35 Al	709185-5	красный	55
MJPT 50 Alus	4 x 50 Al	709185-4	желтый	50
MJPT 70 Alus	4 x 70 Al	709185-6	белый	45
MJPT 95Alus	4 x 95 Al	709186-1	серый	75
MJPT 120 Alus	4 x 120 Al	229528-1	розовый	70
EJPT 50-54,6	3 x 50 A1+ 50 сплав Al	716508-1	желто-черный	240
EJPT 70-54,6	3 x 70 A1+ 54 сплав Al	716509-1	бело-черный	230
EJPT 70-70 N	3 x 70 A1+ 70 сплав Al	709979-1	белый	215
EJPT 150-70 N	3 x 150 A1+ 70 сплав Al	711641-1	фиолетовый	320
Рис. 2.8.118. Соединительная гильза типа MJPT и EJPT
Ответвительные прессуемые гильзы (рис. 2.8.119)
Тип гильзы
Тип гильзы	Сечение провода , мм2		Каталожный номер	Цвет	Масса, г
	магистр.	ответв.			
MJPB 4	4	4	709348-1	слоновая кость	20
MJPB 6-4	6	4	709348-3	коричнево-белый	25
MJPB 10-4	10	4	709348-2	зелено-белый	25
MJPB 16-4	16	4	709348-4	бело-голубой	25
MJPB 6	6	6	709348-5	коричневый	25
MJPB 10-6	10	6	709348-6	зелено-коричн.	25
MJPB 16-6	16	6	709348-8	сине-коричневый	25
MJPB 25-6	25	6	1-709348-0	оранж.-коричн.	25
MJPB 35-6	35	6	1-709348-2	красно-коричн.	25
MJPB 10	10	10	3-709348-1	зеленый	25
MJPB 16 - 10	16	10	1-709348-4	сине-зеленый	25
MJPB 25-10	25	10	1-709348-6	оранж.-зеленый	25
MJPB 35-10	35	10	1-709348-8	красно-зеленый	25
MJPB 16	16	16	2-709348-0	СИНИЙ	25
MJPB 25-16	25	16	2-709348-2	оранж.-синий	25
MJPB 35-16	35	16	2-709348-5	красно-синий	25
MJPB 25	25	25	2-709348-8	коричневый	25
MJPB 35 - 25	35	25	3-709348-2	красно-оранж.	25
MJPB 35	35	35	3-709348-5	красный	25
MJPBAS 10-6М
MJPBAS 10-ЮМ MJPBAS 10-16М
MJPBAS 10-25М
MJPBAS 10-35М
MJPBAS 16-16M
MJPBAS 16-25M
MJPBAS 16-35M
MJPBAS 25-16M
MJPBAS 25-25M
MJPBAS 25-35M MJPBAS 35-35M
MJPBS 10M-10M
MJPBS 16M-16M
MJPBS 16M-25M
MJPBS 16M-35M MJPBS 25M-25M MJPBS 25M-35M MJPBS 35M-35M
Рис. 2.8.120. C
Рис. 2.8.119. Ответвительная гильза типа MJPB для соединения проводов ответвления к вводу в здание или сооружение
119)
Цвет	Масса, г
говая кость	20
чнево-белый	25
(ено-белый	25
ю-голубой	25
ричневый	25
;но-коричн.	25
-коричневый	25
1ж.-коричн.	25
:но-коричн.	25
зеленый	25
[е-зеленый	25
ж.-зеленый	25
но-зеленый	25
синий	25
нж.-синий	25
сно-синий	25
эичневый	25
:но-оранж.	25
расный	25
ния проводов ответв-
Тип гильзы	Сечение провода, мм2		Каталожный номер	Цвет	Масса, г
	магистр.	ответв.			
MJPBAS 10-6М	10	6М	1-709143-4	зеленый/ коричн.	20
MJPBAS 10-ЮМ	10	ЮМ	1-709143-3	зеленый/ зеленый	25
MJPBAS 10-16М	10	16М	709143-1	зеленый / голубой	25
MJPBAS 10-25М	10	25М	709143-2	зеленый/ оранж.	25
MJPBAS 10-35M	10	35М	709143-3	зеленый/красный	25
MJPBAS 16-16M	16	16М	709143-5	голубой/ голубой	25
MJPBAS 16-25M	16	25М	709143-6	голубой / оранж.	25
MJPBAS 16-35M	16	35М	709143-7	голубой/ красный	25
MJPBAS 25-16M	25	16М	709143-8	оранж./ голубой	25
MJPBAS 25-25M	25	25М	709143-9	оранж./оранж.	25
MJPBAS 25-35M	25	35М	1-709143-0	оранж. / красный	25
MJPBAS 35-35M	35	35М	1-709143-1	красный/ красный	25
MJPBS 10M-10M	ЮМ	ЮМ	709145-7	зеленый/ зеленый	25
MJPBS 16M-16M	16М	16М	709145-1	голубой/ голубой	25
MJPBS 16M-25M	16М	25М	709145-2	голубой / оранж.	25
MJPBS 16M-35M	16М	35М	709145-3	голубой/ красный	25
MJPBS 25M-25M	25М	25М	709145-4	оранж./ оранж.	25
MJPBS 25M-35M	25М	35М	709145-5	оранж./ красный	25
MJPBS 35M-35M	35М	35М	709145-6	красный/ красный	25
Рис. 2.8.120. Ответвительные гильзы типа MJPBAS (У) и MJPBS (2) для соединения проводов и кабелей
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ

Тип гильзы	Сечение 2 провода, мм	Каталожный номер	Масса, г
CCFBD 6-6	6	—	150
CCFBD 10-10	10	—	130
CCFBD 16-16	16	709152-1	125
CCFBD 25-25	25	709153-1	125
Рис. 2.8.121. Ответвительная гильза типа CCFBD для проводов ответвления к вводам зданий и сооружений
Тип гильзы	Сечение проводов, мм2	Каталожный номер	Цвет	Масса, г
CPTAU 50	3 x 50 Al + 50 сплав Al	709124-4	желтый	70
CPTAU 70	3 x 70 Al + 54 сплав Al	709124-6	белый	70
CPTAU 54				
		709124-5	черный	70
CPTAU 70	3 x 70 Al + 70 сплав Al	709124-6	белый	70
CPTAU 95	3 x 95 Al + 95 сплав Al	709124-7	серый	65
CPTAU 150 D25	3 x 150 Al + 70 сплав Al	709359-1	фиолетовый	125
CPTAU 70				
		709124-6	белый	70
CPTAU 35	4 x 35 Al	709124-3	красный	70
CPTAU 50	4 x 50 Al	709124-4	желтый	70
CPTAU70	4 x 70 Al	709124-6	белый	70
CPTAU 95 D25	4 x 95 Al	709359 2	серый	130
CPTAU 120 D25	4 x 120 Al	709537-1	розовый	125
Рис. 2.8.122 Ответвительная обжимная гильза типа CPTAU для соединения проводов «Торсада» с электроаппаратами
Провода
Торсада
Кабель ------► трехжильный
1	Масса, г
	150
	130
	125
	125
водов ответвления к
Цвет	Масса, г
желтый	70
белый	70
черный	70
белый	70
серый	65
•иолетовый	125
белый	70
красный	70
желтый	70
белый	70
серый	130
розовый	125 1
U для соединения
2,1
2.3
2
2,2
Тип муфты		Ката-ЛОЖНЫЙ номер	Сечение, мм2		Индекс муфты	Втулка, 0, мм	Масса, г
			кабель	провод «Торсада»			
	JAS4 70-54 /95-50	711631-1	3x95+50	3x70+54,6	Е 173	20	1410
	JAS4 70-70N/95-50	707995-1	3x95+50	3x70+70N	Е 173	20	1415
	JAS4 70-54/150-70	711632-1	3x150+70	3x70+54,6	Е215	25	1550
	JAS4 70-70N/150-70	707996-1	3x150+70	3x70+70N	Е215	25	1550
	JAS4 150-70/150-70	711692-1	3x150+70	3X150+70N	Е215	25	1515
	JASE 70-54/95-50	710851-1	3x95+50	3x70+54,6	Е 173	20	1410
	JASE 70-70N/95-50	710853-1	3x95+50	3x70+70N	Е 173	20	1415
	JASE 70-54/150-70	710854-1	3x150+70	3x70+54,6	Е215	25	1550
	JASE 70-70N/150-70	710852-1	3x150+70	3xl50+70N	Е215	25	1550
	JASE 150-70/150-70	710855-1	3x150+70	3X150+70N	Е215	25	1515
Рис.2.8.123. Муфта для соединения проводов «Торсада» с трехжильными кабелями до 1 кВ
1 — муфта в сборе; 2 — детали муфты 2.1 — соединительные гильзы для проводов «Торсада» и жил кабеля; 2.2 — защитная изоляция фаз; 2.3 — общая изоляция соединения проводов и кабеля
Инструменты для работы с проводами «Торсада».
Работы по сооружению и ремонту ВЛИ с проводами «Торсада» производятся с применением комплекта специальных инструментов и приспособлений, который включает в себя: приспособления для протяжки (раскрутки) проводов, инструменты для обрезки и опрессовки проводов, снятия с них изоляции, набор ключей, щипцы для обрезки и натяжки стальной полосы, динамометр, инструмент для зачистки и смазки контактов проводов и арматуры.
В качестве примера на рис.2.8.124 приведена подборка клещей и прессов для соединительных зажимов.
Вид зажима			Индекс муфты	Марка матрицы	Каталожный номер	Инструмент для опрессовки
1			Е 173	4Е 173	708809-1	Клещи 55 PN: 789081-1
			Е215	5Е215	708664-1	
2			Е 173	4Е 173	708809-1	
			Е215	5Е215	708664-1	
3		5	Е 140	4Е 140 Е 83	708810-1	Пресс 55 PN: 719412-1
4			Е 173	4Е 173	708809-1	
Виды матриц
4Е 5Е
Рис. 2.8.1
Рис.2.8.124. Типы зажимов, клещи и прессы для опрессовки зажимов
Рис. 2.8.125. Технология соединения проводов с помощью обжимных гильз и клещей 55 PN
2.8.13.	Основные технические требования к ВЛИ до 1 кВ
Общая часть.
Воздушной линией напряжением до 1 кВ с самонесущими изолированными проводами (ВЛИ) называется устройство, предназначенное для передачи электроэнергии по изолированным проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи крюков, кронштейнов и другой линейной арматуры к опорам, к стенам зданий и сооружений. Участок проводов от распределительного устройства 0,4 кВ трансформаторной подстанции до первой опоры относится к данной ВЛИ.
Ответвлением от ВЛИ до 1 кВ к вводу называется участок проводов от опоры магистрали ВЛИ, на которой выполнено ответвление, до крепления этих проводов к стене здания (сооружения), в которое осуществляется ввод, или до крепления проводов к трубостойке, через которую осуществляется ввод в зание или сооружение.
Нормальным режимом ВЛИ до 1 кВ называется состояние ВЛИ при необорванном несущем тросе (нулевом проводе).
Аварийным режимом ВЛИ до 1 кВ называется состояние ВЛИ при оборванном несущем тросе.
На ВЛИ до 1 кВ применяют самонесущие изолированные провода (СИП) с изолированным или неизолированным несущим нулевым проводом с жилой из алюминиевого термоупрочненного сплава, например, СИП «АМКА» — с неизолированным нулевым проводом, а изолированным нулевым проводом — «АМКА—Т» или «Торсада». Это определяется проектом конкретной линии.
Магистраль ВЛИ, как правило, выполняют СИП одного сечения. Сечение жил фазных проводов СИП магистрали предусмотрены не менее 50 мм2.
Выбор сечения токопроводящих жил СИП «АМКА» по длительно допустимому току выполняют с учетом требований, указанных в табл. 2.8.16, которые относятся и к ВЛИ до 1 кВ с неизолированными проводами, выбор сечения проводников по нагреву, по экономической плотности тока и др.
Необходимо иметь ввиду, что неизолированные провода ВЛН 0,4 кВ охлаждаются воздухом эффективнее чем изолированные. Для сравнения приведем допускаемые длительные токи нагрузки для неизолированных проводов марок А и АС (табл. 2.8.17).
На ВЛИ все виды механических нагрузок и воздействий на СИП воспринимает несущий нулевой провод.
Допустимые механические напряжения в несущем проводе СИП «АМКА» при этих условиях приведены в табл. 2.8.18.
В механических расчетах несущего провода принимают, например, физико-механические характеристики по технической информации на СИП «АМКА», указанной в табл. 2.8.19.
!я к ВЛИ до 1 кВ
юнесущими изолиро-предназначенное для м, расположенным на юков, кронштейнов и и сооружений. Учас-<В трансформаторной 1.
тся участок проводов 'вление, до крепления осуществляется ввод, эрую осуществляется I
состояние ВЛИ при
I
состояние ВЛИ при
I
' шые провода (СИП) с дм проводом с жилой I СИП «АМКА» — с нулевым проводом — конкретной линии, ого сечения. Сечение 1 не менее 50 мм2.
по длительно допус-к в табл. 2.8.16, кото-вводами, выбор сече-:ти тока и др.
'вода ВЛИ 0,4 кВ ох-Для сравнения приллированных прово-I
йствий на СИП вое-
I
•оводе СИП «АМКА»
|Ют, например, физи-Г.ии на СИП «АМКА»,
Таблица 2.8.16. Максимально допустимый длительный ток нагрузки проводов «АМКА*
it Количество жил фазных проводов х их сечение + сечение жилы несущего нулевого провода, мм	Максимально допустимый длительный ток нагрузки, А*	Ток плавкой вставки для защиты от перегрузки,А	Время нагрева и охлаждения СИП, мин
1 х 16 + 25	75	63		7
3 х 16 + 25	70	50		10
3 х 25 + 35	90	63	12
3 х 35 + 50	115	80	14 	
3 х 50 + 70	140	100	16
3 х 70 + 95	180	125 		18	
3 х 120 + 95		250	200 	ГЧЛГТ J.7	20
* При температуре окружающего воздуха + 25 °C, температуре СИП +70 С, при отсутствии
ветра и солнца
Таблица 2.8.17. Допустимый длительный ток для неизолированных проводов по ГОСТ 839—80
Номинальное сечение проводов, мм	Ток для проводов марок, А			
	А	АС
10	—	84
16	75	111
25	106	142
35	130	175
50	165	210
70	210	365
95	255	330
120	300	390
150	355	450
Таблица 2.8.18. Допустимое механическое напряжение в несущем нулевом проводе СИП
Номинальное сечение несущего нулевого провода СИП, мм	Допустимое напряжение, % предела прочности при растяжении	
	при наибольшей внешней нагрузке и низшей температуре	при среднегодовой температуре
25...35	35	30
50...95	40	30
По условиям механической прочности в зависимости от расчетной толщины стенки гололеда на магистралях ВЛИ до 1 кВ и на ответвлениях к вводам применяют СИП с сечением жил несущего нулевого провода, не менее приведенных в табл. 2.8.20.
Таблица 2.8.19. Расчетное ветровое давление на высоте 10 м над поверхностью земли
Район по ветру	Расчетное ветровое давление, Wo, Па (скорость ветра, м/сек)	
	Местность	
	В*	А*
I	250(20)	400(25)
II	300(22)	500(29)
III	400(25)	650)32)
IV	550(29)	800(36)
V	700(33)	1000(40)
VI	850(37)	1250(45)
VII	1000(40)	1500(49)
Особый	1150 и более (43 и более)*	1750 и более (53 и более)**
* В — населенная местность; А — ненаселенная местность.
Таблица 2.8.20. Расчетная толщина стенки гололеда для высоты 10 м над поверхностью земли
Район по ветру	Расчетная толщина стенки гололеда. Ь3, мм	
	Местность	
	~	В	А
I	10	10
11	10	15
III	15	20
IV	20	25
V	25	30
VI	30	35
VII	и" 35	40
Особый	40 и более	45 и более
Таблица 2.8.21. Расчетная линейная механическая нагрузка от давления ветра на провод, покрытый гололедом
Район по ветру	Расчетная линейная нагрузка от давления ветра на провод, покрытый гололедом, Q, Н/м	
	Местность	
	В	А
I	2	4
11	4	8
III	6	12
IV	8	16
V	10	20
VI	12	24
VII	14	28
VIII	16	32
IX	18	36
X	20	40
Таблица 2.8.22. Расчетные механические сопротивления проводов ВЛИ до 1 кВ
Материал и номинальное сечение провода, мм2	Расчетные механические сопротивления проводов в % от разрывного усилия	
	при гололедно-ветровых нагрузках и низшей температуре, Rr= R_*	при среднегодовой температуре, Rtr*
Алюминиевые, сечением: 25...95	50	35
120	65	35
Из нетермообработанного алюминиевого сплава, сечением: 25...95	60	30
120	65	30
Из термообработанного алюминиевого сплава, сечением: 25...95	60	30
120	65	30
Сталеалюминиевые, сечением: 25...95	60	35
120	65	35
Несущий провод СИП, сечением: 25...120	50	30
* R, — гололедно-ветровые нагрузки;
R- — нагрузки при предельной минусовой температуре; Rcr — нагрузки при среднегодовой температуре.
Таблица 2.8.23. Минимально допустимые сечения изолированных проводов
Расчетная толщина стенки гололеда, мм	Сечение несущего нулевого провода на магистрали ВЛИ, на линейном ответвлении от ВЛИ, мм2	Сечение жилы на ответвлениях от ВЛИ и к вводам, мм2
До 10	35	16
15 и более	50	16
2. Механически расчет напря?
>- определение т
>- определение с
>- определение г верными komj
>- расчет закреп
В процессе проектирования ВЛИ для обеспечения в дальнейшем нормальной работы линии должны быть выполнены следующие расчеты.
1.	Электрические расчеты:
определение существующих и перспективных электрических нагрузок, выбор наиболее оптимальной конфигурации электрической сети 0,4 кВ и схемы электроснабжения потребителей, обеспечивающей нормальную надежность;
» выбор сечения СИП ВЛИ до 1 кВ, определение числа фазных проводов, обеспечивающих необходимую пропускную способность сети при требуемом качестве электроэнергии;
» расчет по потере напряжения и проверка на допустимые отклонения напряжения от номинального у потребителей электроэнергии (для уличного освещения — у ламп наиболее удаленных светильников);
» определение длительных электрических перегрузок по условиям нагрева в нормальном и послеаварийном режимах;
проверка по условиям срабатывания защиты (предохранителей или автоматических выключателей) при однофазных и междуфазных коротких замыканиях;
>	 проверка по условиям пуска асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором;
>	 проверка целостности изоляции СИП ВЛИ до 1 кВ, защищенных плавкими предохранителями, на термическую устойчивость от токов короткого замыкания;
выбор оптимальной схемы электрических соединений трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ;
>	 выбор средств автоматизации и электрических защит;
» выбор средств грозозащиты и расчет их заземляющих устройств;
>	 расчет заземляющих устройств;
>	 расчет надежности электроснабжения потребителей электроэнергии
3. Кабельные в требованиями ПУЭ 7
На основании тр выполнять двумя си/ ной бумажной изол1 трехжильным (три 4 жильным (одна фазн водник). Проводимо! менее 50% проводил
Марку кабеля вг Оконцевания ка( При прокладке к; расчетов, приведеннь плавкими предохрани короткого замыкания ляции кабеля при эт
Зависимость доп воздуха и нагрев пре и 2.8.127.
Максимально до: табл. 2.8.24.
Прохождение ВЛ ких училищ, оздоров пускается при услов! не менее проводимое
Допускается при но не менее 50-ти п когда полное сопрот! работы ВЛИ обеспе1
i изолированных
Сечение жилы на ответвлениях от ВЛИ и к вводам, мм2
16
16
!ния в дальнейшем лнены следующие
лектрических нагру-iэлектрической сети ей, обеспечивающей
числа фазных прово-гпособность сети при
устимые отклонения электроэнергии (для иных светильников);
'зок по условиям на-х;
редохранителей или и междуфазных ко-
:тродвигателей с ко-
3, защищенных плав-чивость от токов ко-
чнений трансформа-
защит;
яющих устройств;
чей электроэнергии.
2.	Механические расчеты:
>	- расчет напряжений в несущем проводе СИП ВЛИ до 1 кВ;
>	- определение тяжения несущего провода СИП ВЛИ до 1 кВ;
>	- определение стрел провеса СИП ВЛИ до 1 кВ;
>	- определение габаритов СИП ВЛИ до 1 кВ на пересечениях с инженерными коммуникациями и естественными препятствиями;
>	- расчет закреплений опор ВЛИ до 1 кВ в грунтах.
3.	Кабельные вставки во ВЛИ до 1 кВ выполняют в соответствии с требованиями ПУЭ 7-го издания и ПУ ВЛИ до 1 кВ.
На основании требований [1] кабельные вставки на ВЛИ рекомендуется выполнять двумя силовыми кабелями с алюминиевыми жилами с пропитанной бумажной изоляцией в алюминиевой оболочке на напряжение 1 кВ: трехжильным (три фазных жилы, оболочка — нулевой проводник) и одножильным (одна фазная жила уличного освещения, оболочка — нулевой проводник). Проводимость алюминиевой оболочки при этом должна быть не менее 50% проводимости фазных жил кабелей.
Марку кабеля выбирают в соответствии с [3].
Оконцевания кабеля выполняют в соответстии с [3].
При прокладке кабельных линий (КЛ), кроме выполнения электрических расчетов, приведенных выше, кабели с пластмассовой изоляцией, защищенные плавкими предохранителями, проверяют на термическую устойчивость от токов короткого замыкания, т.е. должна быть выполнена проверка целостности изоляции кабеля при этом режиме работы.
Зависимость допустимых токов нагрузки от температуры окружающего воздуха и нагрев проводов СИП от токов нагрузки показаны на рис. 2.8.126 и 2.8.127.
Максимально допустимые односекундные токи КЗ на ВЛИ приведены в табл. 2.8.24.
Прохождение ВЛИ до 1 кВ по территории школ, детских домов, технических училищ, оздоровительных лагерей, детских дошкольных учреждений допускается при условии, что полная проводимость нулевой жилы должна быть не менее проводимости фазной жилы СИП.
Допускается применение СИП с нулевой жилой меньшей проводимости, но не менее 50-ти процентной проводимости фазной жилы, в тех случаях, когда полное сопротивление петли «фаза — нуль» и неполнофазные режимы работы ВЛИ обеспечивают нормируемые [1].
Примечания:
1	Обозначения СИП марки «АМКА» сечением
3 х 120 + 95 — 6	3	х 50	+ 70	—	3
3 х 95 + 95 — 5	2	х 35	+ 50	—	2
3 х 70 + 95 — 4	3	х 25	+ 35	—	1
2	. При солнечной радиации 1200 - 1400 Вт/м2, ветер 0,8 м/с.
Рис. 2.8.126 Длительно допустимые токи нагрузки в зависимости от температуры воздуха
Рис 2.8.127. Допускаемый нагрев СИП марки «АМКА» в зависимости от токов нагрузки
Таблица 2.8.24. Максимально допустимые односекундные токи короткого замыкания проводов «АМКА»
Количество жил фазных проводов, шт. х их сечение + сечение жилы несущего нулевого провода, мм2	Температура СИП до короткого замыкания, °C				
	30	40	50	60	70
1 х 16 + 25	1,35	1,28	1,20	1,12	1,03
3 х 16 + 25	1,35	1,28	1,20	1,12	1,03
3 х 25 + 35	2,12	2,00	1,87	1,74	1,60
3 х 35 + 50	2,96	2,79	2,62	2,44	2,25
3 х 50 + 70	4,23	3,99	3,74	3,48	3,22
3 х 70 + 95	5,93	5,59	5,24	4,88	4,50
3 х 120 + 95	7,60	7,19	6,77	6,33	5,90
Примечание.
Трехсекундный ток короткого замыкания определяется по формуле:
г _ At 3 1с
Ас.з —	>	(2.8.1)
где /КЗ|С— ток односекундный
Габариты, пересечения и сближения ВЛИ 0,4 кВ.
Расстояние от изолированных проводов ВЛИ до 1 кВ при наибольшей стреле провеса до поверхности земли и проезжей части улиц и дорог должно быть не менее 5,5 м а расстояние до поверхности непроезжей части улиц при наибольшей стреле провеса СИП — не менее 4,0 м.
Расстояние от СИП до поверхности земли может быть уменьшено в труднодоступной местности до 2,5 м и в недоступной местности (склоны гор, скалы, утесы и т.п.) — до 0,5 м.
При пересечении непроезжей части улиц ответвлениями от ВЛИ к вводам расстояние от СИП до тротуаров и пешеходных дорожек допускается уменьшить до 3,5 м. Расстояние от поверхности земли до СИП перед вводом должно быть не менее 2,5 м.
Прохождение ВЛИ до 1 кВ над зданиями и строениями не допускается, за исключением ответвлений от ВЛИ к вводам в здания и сооружения. При этом допускается прохождение ВЛИ над крышами промышленных зданий и сооружений (кроме зданий, расположенных в пожароопасных и взрывоопасных зонах). При этом расстояние от них до СИП предусмотрено не менее 2,5 м. Расстояние в свету от СИП до крыш зданий небольшой высоты (торговые павильоны, палатки, киоски, будки, фургоны и т.п.), на крышах которых исключено пребывание людей, допускается не менее 0,5 м.
При пересечении ВЛИ с несудоходными реками и другими водоемами наименьшее расстояние от СИП до наибольшего уровня высоких вод при наивысшей расчетной температуре воздуха допускается не менее 2 м, а до уровня льда при температуре -5 °C и расчетной стенке гололеда — не менее 4,5 м.
Пересечения и сближения ВЛИ до 1 кВ с ВЛН 0,4—110 кВ.
Угол пересечения ВЛИ до 1 кВ с различными сооружениями, а также с улицами и площадями населенных пунктов не нормируется.
При пересечении ВЛИ с ВЛН* напряжением выше 1 кВ расстояния от проводов пересекающей ВЛН до СИП пересекаемых ВЛИ или ВЛН должны быть не менее указанных в табл. 2.8.25, [1].
При параллельном прохождении и сближении ВЛН выше 1 кВ и ВЛИ до 1 кВ расстояния между ними по горизонтали должно быть не менее, указанных в табл. 2.8.26, [1]. На участках параллельного следования ВЛИ до 1 кВ с ВЛН 10 кВ следует рассматривать целесообразность применения общих опор для совместной подвески на них проводов этих линий электропередачи.
В местах пересечения ВЛИ до 1 кВ между собой или с ВЛН до 1 кВ могут применяться промежуточные опоры и опоры анкерного типа.
При пересечении те место пересечени пересекающей ВЛИ. проводов ВЛН при н Для взаимопересека!
Таблица 2.8.26. Нс BJ. па
Уь
Участки не< между осям Участки ст( подходы к г между к в неоткл от отклс одной В.
Таблица 2.8.25. Наименьшее расстояние между проводами или между проводами и тросами пересекающихся ВЛ на металлических и железобетонных опорах, а также на деревянных опорах при наличии грозозащитных устройств
Длина пролета, м	Наименьшее расстояние,м, при расстоянии от места пересечения до ближайшей опоры ВЛ, м				
	30	50	70	100	120
При пересечении ВЛ 110—35 кВ между собой и с ВЛН (ВЛИ) более низкого напряжения					
До 200	3	3	3	4	—
До 300	3	3	4	4,5	5
При пересечении ВЛН 6—10 кВ между собой и с ВЛН (ВЛИ) более низкого напряжения					
До 100	2	2	—	—	—
До 150	2	2,5	2,5	—	—
* ВЛН — линия с неизолированными проводами.
При совместно) дов ВЛН до 1 кВ ь ними на опоре и в i без ветра должно бь
При совместной расстояние по верти зонтали должно быт
При применени! ние по вертикали от опоре, а также в пр< ветра должно быть 1
Пересечение ВЛ рекомендуется вып< сечение в пролёте. 1 мися ВЛИ должны (
При пересечени! место пересечения с. кающей ВЛИ (ВЛН проводов ВЛН при 1
Крюки и армат] пролет пересечения, веска, должны быт1 должно быть не бол
i другими водоемами вня высоких вод при ся не менее 2 м, а до гололеда — не менее
При пересечении ВЛИ до 1 кВ между собой или с ВЛН до 1 кВ в пролете место пересечения следует выбирать возможно ближе к опоре верхней пересекающей ВЛИ. При этом расстояние по горизонтали от опор ВЛИ до проводов ВЛН при наибольшем их отклонении должно быть не менее 1,5 м. Для взаимопересекающихся ВЛИ это расстояние должно быть не менее 1 м.
Таблица 2.8.26. Наименьшее расстояние по горизонтали между ВЛН 6—10 кВ и ВЛН (ВЛИ)ВЛИ до 1 кВ при их параллельном прохождении и сближении
I 0,4-110 кВ.
ужениями, а также с ется.
е 1 кВ расстояния от ПИ или ВЛН должны
выше 1 кВ и ВЛИ до □ггь не менее, указан-1ования ВЛИ до 1 кВ ь применения общих 1ИЙ электропередачи.
или с ВЛН до 1 кВ зрного типа.
Участки ВЛ	Наименьшее расстояние при напряжении до 10 кВ , м
Участки нестесненной трассы, между осями ВЛ	Высота наиболее высокой опоры
Участки стесненной трассы и подходы к подстанциям: между крайними проводами в неотклоненном положении	2,5
от отклоненных проводов одной ВЛ до опор другой ВЛ	2
доводами или осекающихся ВЛ 1ных опорах, а i наличии
от места пересечения 1, м	
100	120
бой и ия	
4	—
4,5	5
5ой и ия	
—	—
—	
При совместной подвеске на общих опорах неизолированных проводов ВЛН до 1 кВ и СИП ВЛИ до 1 кВ расстояние по вертикали между ними на опоре и в пролете при температуре окружающего воздуха +15 °C без ветра должно быть не менее 0,4 м.
При совместной подвеске на общих опорах двух и более ВЛИ до 1 кВ расстояние по вертикали между ними не нормируется. Расстояние по горизонтали должно быть не менее 0,3 м.
При применении на ВЛ 6-10 (20) кВ изолированных проводов расстояние по вертикали от ближайшего из них до проводов ВЛИ до 1 кВ на общей опоре, а также в пролёте при температуре окружающего воздуха +15 °C без ветра должно быть не менее 0,3 м.
Пересечение ВЛИ до 1 кВ между собой или с ВЛИ напряжением до 1 кВ рекомендуется выполнять на перекрёстных опорах; допускается также пересечение в пролёте. Расстояние по вертикали на опоре между пересекающимися ВЛИ должны быть не менее 0,3 м.
При пересечении ВЛИ до 1 кВ между собой или с ВЛН до 1 кВ в пролёте место пересечения следует выбирать возможно ближе к опоре верхней пересекающей ВЛИ (ВЛН), при этом расстояние по горизонтали от опор ВЛИ до проводов ВЛН при наибольшем их отклонении должно быть не менее 1,5 м.
Крюки и арматура стоек железобетонных опор ВЛИ, ограничивающих пролет пересечения, а также опор, на которых производится совместная подвеска, должны быть заземлены. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 30 Ом.
Совместная подвеска СИП ВЛИ до 1 кВ и проводов ВЛИ до 10 кВ на общих опорах допускается при соблюдении следующих условий:
1.	ВЛИ должны выполняться по расчетным условиям ВЛ 6-10 кВ;
2.	Провода ВЛН до 10 кВ должны располагаться выше проводов ВЛИ;
3.	Расстояние по вертикали от ближайших неизолированных проводов ВЛ до 10 кВ до изолированных проводов ВЛИ на общей опоре, а также в пролете при температуре окружающего воздуха +15 °C без ветра должно быть не менее;
1,	75 м — при подвеске СИП с неизолированным несущим нулевым проводом;
1,	0 м — при подвеске СИП с изолированным несущим нулевым проводом.
При совместной подвеске на общих опорах неизолированных проводов ВЛН до 1 кВ и СИП ВЛИ до 1 кВ расстояние по вертикали между ними на опоре и в пролёте при температуре окружающего воздуха +15 °C без ветра должно быть не менее 0,4 м.
Пересечения и сближения ВЛИ с железными и автомобильными дорогами.
Пересечения ВЛИ с автодорогами I и II категории рекомендуется, а с железными дорогами следует выполнять при помощи кабельных вставок во ВЛИ. Кабельные вставки во ВЛИ должны выполняться в соответствии с требованиями главы 2.3 ПУЭ.
При пересечении ВЛИ с автодорогами расстояние по вертикали от СИП ВЛИ до поверхности проезжей части дорог при наибольшей стреле провеса СИП, должно быть в нормальном режиме работы ВЛИ не менее:
7 м — для автодорог I и II категории,
6 м — для автодорог III и IV категории.*
Опоры, ограничивающие пролет пересечения ВЛИ с автодорогами, в зависимости от категории автодороги, должны быть:
анкерного типа, металлические или железобетонные — на пересечениях с автодорогами I и II категории:
* Сведения о защищенных проводах марки SAX будут приведены ниже
** Автомобильные дороги в зависимости от категории имеют следующие размеры.
Категория дорог	Ширина элементов дорог, м			
	проезжей части	обочин	разделительной полосы	земляного полотна
I	15 и более	3,75	5	27.5 и более
II	7,5	3,75	—	15
III	7	2,5	—	12
IV	6	2	—	10
V	4,5	1,75	—	8
промежуточного i деревянные на желез ми III и IV категори
Сечение нулевой ми, в зависимости <
95 мм
50 мм
Крепление СИП автодорогами, в завис анкерное — на п поддерживающее IV категории.
К пересечениям же требования, как к ной мнстности.
При пересечении от СИП до поверхнос проводов в нормальн денных в табл. 2.8.2
При сближении ВЛИ до дорожных зг Заземление тросов, н
Пересечения и сигнализации и ра
Номинальное эле механическое напряз ЛС и ПВ до земли, г
* Под ЛС следует п также линии сигнализащ радиотрансляционных се
Воздушные линии ci телефонной связи (МТС) фонной связи (ГТС); ли
По значимости возд! классы.
Линии МТС и СТС: к краевыми и областными сообщения, проходящие (класс I); внутризоновые центры с районными цс (класс II); абонентские л
Линии ГТС — на кл
Линии PC: фидерные линии с номинальным нае (класс II).
9 Справочник по злектр. сетям тс
эдов ВЛН до 10 кВ на цих условий:
|иям ВЛ 6-10 кВ; выше проводов ВЛИ; )лированных проводов щей опоре, а также в °C без ветра должно
[ несущим нулевым
несущим нулевым
(лированных проводов икали между ними на цуха +15 °C без ветра
и автомобильными
и рекомендуется, а с кабельных вставок во ься в соответствии с
по вертикали от СИП пылей стреле провеса не менее:
*
с автодорогами, в за-
ie — на пересечениях
промежуточного или анкерного типа, металлические, железобетонные или деревянные на железобетонных приставках — на пересечениях с автодорогами III и IV категории.
Сечение нулевой жилы СИП в пролете пересечения ВЛИ с автодорогами, в зависимости от категории автодороги должно быть не менее:
95 мм2 — с автодорогами I и II категории;
50 мм2 — с автодорогами III и IV категории.
Крепление СИП на опорах, ограничивающих пролет пересечения ВЛИ с автодорогами, в зависимости от автодороги, должно быть:
анкерное — на пересечениях с автодорогами I и II категории;
поддерживающее или анкерное — на пересечениях с автодорогами III и IV категории.
К пересечениям ВЛИ с автодорогами V категории предъявляются такие же требования, как к ВЛИ при их прохождении в населенной и в ненаселенной мнстности.
При пересечении ВЛИ до 1 кВ с автодорогами расстояние по вертикали от СИП до поверхности проезжей части дорог при наибольшей стреле провеса проводов в нормальном режиме работы ВЛИ должно быть не менее приведенных в табл. 2.8.27.
При сближении ВЛИ с автомобильными дорогами расстояние от СИП ВЛИ до дорожных знаков и несущих их тросов должно быть не менее 0,5 м. Заземление тросов, несущих дорожные знаки, не требуется.
Пересечения и сближения ВЛИ до 1 кВ с сооружениями связи, сигнализации и радиотрансляции.
Номинальное электрическое напряжение линии связи (ЛС)*, расчетное механическое напряжение в проводах ЛС, расстояния от нижних проводов ЛС и ПВ до земли, между цепями и их проводами должны соответствовать
ены ниже.
следующие размеры
гмляного полотна ,5 и более
15
12
10
8
* Под ЛС следует понимать линии связи Министерства связи РФ и других ведомств, а также линии сигнализации Министерства путей сообщения. Под PC следует понимать линии радиотрансляционных сетей.
Воздушные линии связи по своему назначению разделяются на: линии междугородной телефонной связи (МТС); линии сельской телефонной связи (СТС); линии городской телефонной связи (ГТС); линии радиотрансляционных сетей(РС)
По значимости воздушные линии связи и радиотрансляционные сети подразделяются на классы.
Линии МТС и СТС: магистральные линии МТС, соединяющие Москву с республиканскими, краевыми и областными центрами и последние между собой, и линии Министерства путей сообщения, проходящие вдоль железных дорог и по территории железнодорожных станций (класс I); внутризоновые линии МТС, соединяющие республиканские, краевые и обласные центры с районными центрами и последние между собой, и соединительные линии СТС (класс И); абонентские линии СТС (класс III).
Линии ГТС — на классы не подразделяются.
Линии PC: фидерные линии с номинальны напряжением выше 360 В (класс I); фидерные линии с номинальным напряжением до 360 В и абонентские линии с напряжением 15 и 30 В (класс II).
Таблица 2.8.27. Наименьшее расстояние при пересечении и сближении ВЛИ до 1 кВ с автомобильными дорогами
Пересечение или сближение	Наименьшее расстояние, м
Расстояния по вертикали: от провода до полотна дороги: в нормальном режиме ВЛ	7
при обрыве провода в соседнем пролете	5
от провода до транспортных средств в нормальном режиме ВЛ	2,5
Расстояние по горизонтали: от основания опоры до бровки земляного полотна дороги при пересечении	Высота опоры
то же. но при параллельном следовании	Высота опоры плюс 5 м
то же, но на участках стесненной трассы от любой части опоры до подошвы насыпи дороги или до наружной бровки кювета: при пересечении дорог категорий I и II	5
при пересечении дорог остальных категорий	1,5
при параллельном следовании от крайнего провода при неотклоненном положении до бровки земляного полотна дороги	2
действующим Правилам строительства и ремонта воздушных линий связи и радиотрансляционных сетей Министерства связи Российской Федерации.
Пересечение ВЛИ с ЛС и ПВ может выполняться в пролете и на опоре.
Угол пересечения ВЛИ с ЛС (ПВ) должен быть по возможности близок к 90°. Для стесненных условий угол пересечения не нормируется.
Расстояние по вертикали от ВЛИ до 1 кВ до проводов или подвесных кабелей ЛС и ПВ в пролёте пересечения при наибольшей стреле провеса СИП должно быть не менее 1 м.
Расстояние по горизонтали между проводами ВЛИ до 1 кВ и ЛС или ПВ при параллельном прохождении или сближении должно быть не менее 1 м.
Пересечение СИП ВЛИ до 1 кВ с линиями связи и проводного вещания в зависимости от их класса выполняют по одному из следующих варантов: изолированными проводами ЛС (ПВ); подземным или подвесным кабелем ЛС (ПВ); неизолированными проводами ЛС (ПВ). В последнем слу-
чае пересекаемая I бельную вставку.
Место пересеч« ми ЛС (ПВ) в npoj ВЛИ, но не менее 5
При пересечен! (ПВ) должны BbinOJ
1.	Расстояние о ной части железобг ной местности доля
2.	Расстояние с вянной опоры ВЛИ ленной местности, расстояние может б быть проложен в с лью по длине в обе лей ЛС и ПВ расстс ности приниматься
3.	В ненаселени до подземной части ния, приведенного i
Расстояние по дами Л С (ПВ) npi быть не менее 1 м.
Расстояние по г телевизионными ка быть не менее 0,5 1 ввода ВЛИ не долж к вводам и не долж Таблица 2.8.28. Н
Л1 у<-и
Водо-, газо-, парс ционные трубы
Пожарные гидра! доразборные кол
Бензиновые и га Кабели (кроме кг водного вещания То же, но прн nf
1]
ечении и
ными дорогами
жсстояние, м
5
опоры
)ы плюс 5 м
5
,5
2
ГШНЫХ линий связи и [йской Федерации.
। пролете и на опоре, озможности близок к [ируется.
зодов или подвесных ыией стреле провеса
до 1 кВ и ЛС или ПВ о быть не менее 1 м. и проводного веща-'ному из следующих мным или подвесным [В). В последнем слу-
чае пересекаемая ВЛИ в месте пересечения должна быть заменена на кабельную вставку.
Место пересечения проводов ВЛИ с проводами или подвесными кабелями ЛС (ПВ) в пролете должно находиться по возможности ближе к опоре ВЛИ, но не менее 2 м от нее.
При пересечении ВЛИ до 1 кВ с подземным или подвесным кабелем ЛС (ПВ) должны выполняться следующие требования:
1.	Расстояние от подземного кабеля ЛС (ПВ) до заземлителя или подземной части железобетонной и металлической опоры ВЛИ до 1 кВ в населенной местности должно быть не менее 3 м.
2.	Расстояние от подземного кабеля ЛС (ПВ) до подземной части деревянной опоры ВЛИ до 1 кВ, не имеющей заземляющего устройства в населенной местности, должно быть не менее 2 м. В стесненных условиях это расстояние может быть менее 2 м, но не менее 1 м. При этом кабель должен быть проложен в стальной трубе либо покрыт швеллером или угловой сталью по длине в обе стороны от опоры не менее 3 м. При выборе трасс кабелей ЛС и ПВ расстояние от них до ближайшей опоры ВЛ должно по возможности приниматься большим.
3.	В ненаселенной местности расстояние от подземного кабеля ЛС (ПВ) до подземной части или заземлителя опоры ВЛ должно быть не менее значения, приведенного в табл. 2.8.28 и 2.8.29.
Расстояние по горизонтали между проводами ВЛИ до 1 кВ и проводами ЛС (ПВ) при параллельном прохождении или сближении должно быть не менее 1 м.
Расстояние по горизонтали между ВЛИ до 1 кВ и проводами ЛС и ПВ, телевизионными кабелями и спусками от радиоантенн на вводах должно быть не менее 0,5 м. При этом провода от опоры ВЛИ до ввода и провода ввода ВЛИ не должны пересекаться с проводами ответвления от ЛС или ПВ к вводам и не должны располагаться ниже проводов ЛС и ПВ.
Таблица 2.8.28. Наименьшее допустимое расстояние по горизонтали от подземных частей опор или заземляющих устройств до подземных кабелей, трубопроводов и наземных колонок
Объект сближения	Расстояние,м
Водо-, газо-, паро- и теплопроводы, а также канализационные трубы	1
Пожарные гидранты, колодцы, люки канализации, водоразборные колонки	2
Бензиновые и газозаправочные колонки	10
Кабели (кроме кабелей связи, сигнализации и проводного вещания)	1
То же, но при прокладке их в изолированной трубе	0,5
Таблица 2.8.29. Наименьшее расстояние от подземного кабеля ЛС (ПВ) до подземной части и заземлителя опоры ВЛ в ненаселенной местности
Эквивалентной удельное со-противление земли, Ом • м	Наименьшее расстояние от подземного кабеля ЛС (ПВ), м	
	до заземлителя или подземной части желзобе-тонной и металлической опоры	до подземной части деревянной опоры, не имеющей заземляющего устой- ства
До 100	10	5
Более 100 до 500	15	10
Более 500 до 1000	20	15
Более 1000	30	25
При сближении ВЛ с подземными или подвесными кабелями ЛС (ПВ) расстояние между ними должно быть не менее указанных в табл. 2.8.28 и 2.8.29.
При пересечении проводов ВЛИ до 1 кв с неизолированными проводами ЛС (ПВ) должны соблюдаться следующие требования:
1.	Пересечение проводов ВЛ с проводами ЛС должно выполняться только в пролете. Пересечение проводов ВЛ с проводами ПВ может выполняться как в пролете, так и на обшей опоре.
2.	Опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с ЛС магистральных и внутризоновых сетей связи и с соединительными линиями СТС, должны быть анкерного типа. При пересечении всех остальных ЛС (ПВ) на ВЛ допускается применение промежуточных опор, усиленных дополнительной приставкой или подкосом.
3.	Провода ВЛ на участке пересечения должны иметь атмосферостойкую изоляцию с испытательным напряжением не менее 2 кВ и коэффициент запаса прочности на растяжение при наибольших расчетных нагрузках не менее 1,5.
4.	Провода ВЛ должны располагаться над проводами ЛС (ПВ). На опорах, ограничивающих пролет пересечения, неизолированные провода должны иметь двойное крепление, а несущий провод СИП должен закрепляться усиленными зажимами. Провода ВЛ напряжением 380/220 В и ниже допускается располагать под проводами стоечных ПВ. При этом провода ПВ на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должны иметь двойное крепление.
5.	Соединение проводов ВЛИ до 1 кВ, а также проводов ЛС (ПВ) в пролетах пересечения не допускается. Провода ВЛ должны быть многопроволочными с сечением не менее 35 мм2для алюминиевых и 25 мм2 для сталеалюминиевых, сечение несущего провода СИП должно быть не менее 35 мм2.
6. На опорах ЛС ются молниеотводы
На общих onoi до 1 кВ, неизолир этом должны соблк
1.	Номинальное 380 В.
2.	Номинальное 360 В.
3.	Номинальное напряжение в пров земли, между цепям Правилам строител. душных линий и paj кой Федерации.
4.	Провода ВЛИ при этом расстояни независимо от их в: опоре и не менее 0, располагать по рази Расстояние по г элементов зданий и нов, террас и окон;
Совместная под1 ЛС не допускается, напряжением не 6oj нии условий, оговор
Совместная под! нием не более 380/ вии, если они принад веденные выше, а та лы проводной телеф
Требования кj
Для уличного ОС! указанных выше, в i чивается соблюдение покрытия в зависим! езжей части улиц, а тальной освещенное мых улиц, проездов, i проверка, подтвержд.
ного кабеля ЛС млителя опоры
1сстояние
1Я ЛС (ПВ), м
подземной части дере-
5нной опоры, не имею-й заземляющего устой-
ства
5
10
15
25
и кабелями Л С (ПВ) 1ных в табл. 2.8.28 и
рованными провода-ния:
но выполняться толь-IB может выполнять-
। с ЛС магистральных 1ниями СТС, должны х ЛС (ПВ) на ВЛ до-: дополнительной при-
ть атмосферостойкую 2 кВ и коэффициент :четных нагрузках не
1МИ ЛС (ПВ). На опо-нные провода должны сен закрепляться уси-20 В и ниже допуска-м провода ПВ на опо-гь двойное крепление, проводов Л С (ПВ) в пжны быть многопро-мх и 25 мм2 для стале-быть не менее 35 мм2.
6.	На опорах ЛС (ПВ), ограничивающих пролет пересечения, устанавливаются молниеотводы.
На общих опорах допускается совместная подвеска проводов ВЛИ до 1 кВ, неизолированных или изолированных проводов ЛС и ПВ. При этом должны соблюдаться следующие условия:
1.	Номинальное электрическое напряжение ВЛИ должно быть не менее 380 В.
2.	Номинальное электрическое напряжение ПВ должно быть не более 360 В.
3.	Номинальное электрическое напряжение ЛС, расчетное механическое напряжение в проводах ЛС, расстояние от нижних проводов ЛС и ПВ до земли, между цепями и их проводами должны соответствовать действующим Правилам строительства и ремонта воздушных линий связи и ремонта воздушных линий и радиотрансляционных сетей Министерства связи Российской Федерации.
4.	Провода ВЛИ до 1 кВ должны располагаться над проводами ЛС И ПВ, при этом расстояние по вертикали от СИП до верхнего провода ЛС и ПВ независимо от их взаимного расположения должны быть не менее 0,3 м на опоре и не менее 0,5 м в пролете. Провода ВЛИ и ЛС (ПВ) рекомендуется располагать по разным сторонам опоры.
Расстояние по горизонтали от СИП при наибольшем их отклонении до элементов зданий и сооружений должно быть не менее: 1,0 м — до балконов, террас и окон; 0,15 м — до глухих стен зданий и сооружений.
Совместная подвеска на общих опорах проводов ВЛИ до 1 кВ и кабелей ЛС не допускается. Совместная подвеска на общих опорах провода ВЛИ напряжением не более 380/220 В и кабелей ПВ допускается при соблюдении условий, оговоренных выше для изолированных проводов ПВ.
Совместная подвеска на общих опорах проводов ВЛИ до 1 кВ напряжением не более 380/220 В и проводов телемеханики допускается при условии, если они принадлежат одному владельцу и соблюдаются требования, приведенные выше, а также если цепи телемеханики не используются как каналы проводной телефонной связи.
Требования к уличнму освещению.
Для уличного освещения выполняется ряд электрических расчетов, кроме указанных выше, в том числе светотехнические расчеты. При этом обеспечивается соблюдение нормируемых значений яркости освещения дорожного покрытия в зависимости от типов светильников и различной ширины проезжей части улиц, а также уровня освещенности. Уровень средней горизонтальной освещенности определяется в зависимости от категории освещаемых улиц, проездов, переулков и площадей населенного пункта, выполняется проверка, подтверждающая, что источники света (ИС) принятых осветитель-
них приборов (ОП) — светильников, не оказывает слепящего воздействия на зрение водителей транспорта.
В качестве осветительных приборов уличного освещения применяются консольные и подвесные светильники наружного освещения.
В качестве источника света рекомендуется применять газоразрядные (ртутные) лампы, допускается также применение ламп накаливания.
Светильники уличного освещения, установленные на опорах ВЛИ до 1 кВ по двум сторонам улицы, размещаются в шахматном порядке.
Светильники уличного освещения присоединяют к специально предназначенной для этого жиле фазного (фонарного) провода ВЛИ и к общей с ВЛИ жиле нулевого провода СИП.
Для зарядки светильников уличного освещения и присоединения их к фонарному и нулевому проводам уличного освещения СИП ВЛИ применяется изолированный гибкий провод с медными многопроволочными жилами сечением не менее 1,5 мм2 с атмосферостойкой изоляцией (напрмер, марки ПРС сечением 2x1,5 мм2 или ПВ 3-ХЛ сечением 1x1,5 мм2). Допускается применение изолированных проводов с алюминиевыми однопроволочными жилами сечением не менее 2,5 мм2 с атмосферостойкой изоляцией.
Расстояние в све быть не менее 0,1 м.
Крепление СИП, ны осуществляться с ливаемых на расстоя! 1,0 м при вертикальн, здания или сооружен
При натяжке ил мальные расстояние < над окном, входной д1 до земли — 2,5 м; пр 0,5 м; до балкона —
Дополнительно к ствоваться требования и 2.4.106].
Ответвления от ВЛИ до 1 кВ к вводам в здания и сооружения
Длина пролета ответвления от магистрали ВЛИ к каждому вводу в здание или сооружение определяется расчетом в зависимости от прочности опоры, на которой выполняется ответвление, габаритов подвески проводов ответвления на опоре и на вводе, количества и сечения жил СИП ответвления, а также климатических условий (гололедно-ветровых нагрузок) района, в котором работает данная ВЛИ.
На железобетонных опорах ВЛИ до 1 кВ необходимо для предотвращения появления напряжения несимметрии токов нагрузки в фазах вводов в здания заземлять несущий трос (нулевой провод) на каждой опоре, соединяя трос с арматурой в верхней части стойки.
На ВЛИ до 1 кВ с деревянными опорами несущий трос (нулевой провод) СИП «АМКА» необходимо крепить на изоляторе типа НФ-18, ТФ-20, установленном на стене здания, сооружения или на трубостойке (см. рис. 2.7.9...2.7.10), так как в противном случае появление на нулевом проводе напряжения токов несимметрии нагрузок в сети может вызвать пожар или электротравмы людей и животных.
На ответвлениях к вводу, выполняемых изолированными проводами, скрученными в жгут без несущего провода, механические нагрузки и воздействия воспринимаются каждым проводом жгута.
СИП, проложенные по стенам зданий и сооружений , должны крепиться к крюкам и кронштейнам с помощью анкерных зажимов, а между зажимами — с помощью специальных элементов, устанавливаемых на расстоянии не более 6 м между ними.
Преимущества 1
По сравнению с  ными проводами (ВЛ «Торсада» (Франция)
/. Повышение < ных линий (по зару нам:
CJ значительное видов механи ванными пров водов идр.) и и замыканий
О исключение о интенсивного ности налипа] дов;
CJ возможность них проводов
2. Повышение у луатации изолирое
О благодаря ум рывов провод дущими частя
О уменьшение б сооружений (:
CJ исключением проводов на :
ицего воздействия на
щения применяются (ения.
, газоразрядные (ртут-ивания.
1 опорах ВЛИ до 1 кВ эядке.
специально предназ-1ЛИ и к общей с ВЛИ
присоединения их к 1П ВЛИ применяется чными жилами сече-напрмер, марки ПРС Допускается приме-юволочными жилами ией.
[я и сооружения
каждому вводу в зда-1МОСТИ от прочности в подвески проводов ил СИП ответвления, нагрузок) района, в
мо для предотвраще-жи в фазах вводов в кдой опоре, соединяя
рос(нулевой провод) ипа НФ-18, ТФ-20, рубостойке (см. рис. на нулевом проводе вызвать пожар или
дми проводами, скру-грузки и воздействия
, должны крепиться к , а между зажимами лх на расстоянии не
Расстояние в свету между СИП и стеной здания (сооружения) должно быть не менее 0,1 м.
Крепление СИП, проложенных по стенам зданий или сооружений, должны осуществляться с помощью специальных крепёжных элементов, устанавливаемых на расстоянии 0,7 м между ними при горизонтальной прокладке и 1,0 м при вертикальной прокладке. Расстояние в свету между СИП и стеной здания или сооружения должно быть не менее 0,06 м.
При натяжке или прокладке по стенам зданий или сооружений минимальные расстояние от СИП должно быть: при горизонтальной прокладке над окном, входной дверью — 0,3 м; под балконом, окном, карнизом — 0,5 м; до земли — 2,5 м; при вертикальной подвеске: до окон, входной двери — 0,5 м; до балкона — 1,0 м.
Дополнительно к изложенному в настоящем разделе следует руководствоваться требованиями, изложенными в ПУЭ [1, главы 2.4.94, 2.4.104, 2.4.105 и 2.4.106].
Преимущества ВЛИ до 1 кВ.
По сравнению с традиционными воздушными линиями с неизолированными проводами (ВЛН), ВЛИ 0,4 кВ с проводами «АМКА» (Финляндия) и «Торсада» (Франция) имеют ряд следующих преимуществ.
1.	Повышение эксплуатационной надежности работы воздушных линий (по зарубежным данным в 5-6 раз) по следующим причинам:
□	значительное снижение и даже почти полное исключение основных видов механических воздействий, характерных для ВЛ с неизолированными проводами, (набросы, схлестывания, вибрация и обрывы проводов идр.) и отсутствие коротких замыканий между проводами фаз и замыканий на землю, в том числе и на нулевой провод;
□	исключение образования гололедных отложений на проводах в зонах интенсивного гололеда: меньший вес на провода, снижение интенсивности налипания снега и льда на провода, снижение вибрации проводов;
О возможность работы ВЛ в случаях повреждения опор и падения с них проводов и др.
2.	Повышение уровня электро- и пожаробезопасности при эксплуатации изолированных проводов:
□	благодаря уменьшению числа однофазных замыканий на землю, обрывов проводов и отсутствию непосредственного контакта с токоведущими частями линий электропередачи;
О уменьшение безопасных расстояний до зданий и других инженерных сооружений (электрических, телефонных, воздушных линий);
О исключением опасности возникновения пожаров в случае падения проводов на землю;
□	безопаснсть при выполнении работ вблизи ВЛ и непосредственно при ее обслуживании, а также при касании фазных проводов, находящихся под напряжением (исключена возможность поражения электрическим током) и др.;
3.	Снижение материальных и трудовых затрат на ремонтнотехническом и оперативном обслуживании сети ВЛИ 0,4 кВ:
□	возможность сооружения ВЛИ без вырубки просек, прохождения линий в стесненных условиях, а также уменьшение ширины просек до минимума в зеленых и лесных зонах, уменьшения охранной зоны-по отношению к другим ВЛ и жилым домам;
□	сокращение эксплуатационных расходов за счет исключения систематической расчистки трасс, замены поврежденных изоляторов;
□	сокращение объемов аврийно-восстановительных работ;
□	возможность применения опор действующих проектов, а на новых ВЛИ — опор меньшей высоты (ПУЭ, 7 издание);
□	возможность монтажа изолированных проводов по фасадам жилых домов и другим инженерным сооружениям, а также возможность подвески на одной опоре ВЛ проводов среднего и низшего напряжения;
□	отсутствие опор, загромождающих тротуары, при прокладке проводов по фасадам зданий и др.;
□	расширение диапазона работ, выполняемых под напряжением, при плановых и особенно при аварийных работах;
□	простота конструктивного исполнения многоцепных линий 0,4 кВ и возможность совместной подвески проводов ВЛ 10 кВ;
□	снижение реактивного сопротивления линии примерно в 3 раза по сравнению с неизолированными проводами (0,1 Ом/км по сравнению с 0,35 Ом/км для неизолированных проводов), поскольку расстояния между фазами у сплетенных в жгут проводов сведены до минимума, улучшается режим по напряжению, увеличивается пропускная способность линий и снижаются потери электроэнергии;
□	возможность применения повышенных сечений проводов (до 120 мм2 и даже до 150 мм2).
непосредственно при доводов, находящих-поражения электри-
рат на ремонтно-ВЛИ 0,4 кВ:
росек, прохождения ение ширины просек 1ения охранной зоны-исключения система->ix изоляторов;
ых работ;
фоектов, а на новых );
в по фасадам жилых также возможность
। и низшего напряже-
и прокладке проводов
»д напряжением, при
пных линий 0,4 кВ и П 10 кВ;
фимерно в 3 раза по 1 Ом/км по сравне-)дов), поскольку рас-проводов сведены до величивается пропус-1ектроэнергии;
проводов (до 120 мм2
Схемы опор для ВЛИ 0,4 кВ (по альбому 12.0368—01 РОСЭП)
Одноцепные опоры нормального габарита на типовых специальных стойках (рис. 2.8.128...2.8.130).
Рис. 2.8.128.
Перекрестная промежуточная опора типа Пк1к
Рис. 2.8.127.
Промежуточная опора типа П1к
Одноцепные опоры нормального габарита на нормальных стойках (рис. 2.8.131 ...2.8.138)
Рис. 2.8.132. Перекрестная промежуточная опора типа ПкЗк
Примечание.
з этой и последующих схе-IX подкос не показан. Он щразумевается по виду юекции опорв!.
та УП1к
нормальных стой-
--( сил
ПВ
С685-2
Перекрестная проопора типа ПкЗк
Рис. 2.8.133. Угловая промежуточная опора типа УПЗк
Рис. 2.8.135. Опоры анкерного типа АЗк, КЗк, УАЗк
Рис. 2.8.136 Опоры анкерные типа А2к,К2к, УА2к
Рис. 2.8.137. Ответвительная угловая опора типа ОУ1к
Рис. 2.8.138. Угловая промежуточная опора типа УП2к
Одноцепные опоры нормального габарита проводов на специальных стойках длиной 8,5 м (рис. 2.8. 139...2.8.140)
Рис. 2.8.139. Анкерная ответвительная опора типа АОЗк
Рис. 2.8.140. Ответвительная угловая опора типа ОУЗк
вводов на специаль-
Опоры для двухцепных линий (рис. 2.8. 141 ...2.8.142)
вление
праль ВЛ
I
Рис. 2.8.141. Ответвительная анкерная опора типа ОА2к
ипа АОЗк
зтвление
I
I
па ОУЗк
Рис. 2.8.142. Концевая ответвительная опора типа КО2к
Опоры повышенные для переходов через инженерные сооружения (рис. 2.8. 143...2.8.145)
Таблица 2.8.30. Пе армси
(ООвбКЮЕб
Рис. 2.8.144. Переходные опоры анкерного типа ПА1к,ПУА1к
Провода
Арматура линейная для крепления проводов на опорах ВЛИ
(
1
1
1
Рис. 2.8.143.
Переходная промежуточная опора типа ПП1к
Рис. 2.8.145.
Переходная ответвительная анкерная опора типа ПОА1к
Соединительная арматура для проводов
Таблица 2.8.30. Перечень изолированных проводов «АМКА», арматуры для их подвески и соединения
Провода	Скрученные в жгут неизолированные фазные провода с нейтральным проводом	3 х 120 + 95; 3 х 95 + 95; 3 х	70	+	95;	3	х 50	+	70; 3 х	35	+	50;	3	х 25	+	35; 3 х	16	+	25;	1	х 16	+	25;
	Изолированные провода уличного освещения	1 х 16; 2 х 16; 1 х 25; 2 х 25;
Арматура линейная для крепления проводов на опорах ВЛИ	Анкерные зажимы	Тип SO: 3.25; 3.35; 3.50; 4.70; 4.95; 28; 113
	Поддерживающий зажим	Тип SO 14,1
	Крепления различные	крюки тип SOT: 8.21; 8.22; 8.23; 15.8; 15.9; 15.10; 28.2; 29; 39; 46 тип PD: 2.3; 3.3 фиксаторы тип SO: 70.13; 71; 79; 1; T50RW; РК 99
Соединительная арматура для проводов	Соединительные зажимы	Тип SL: 2.11; 4.21; 8.21; И.11; 21.1; 25.2 Тип SM: 1.11; 2.11; 4.21
	Концевые зажимы	Тип SN: 2.2; 3.3
	Соединители прессуемые	Тип ТК: 10210 ..10214
	Автоматические (цанговые) соединители	Тип ТК: 16600... 16604
	Изолирующие футляры	Тип SP: 8; 14; 15 и антикоррозионная смазка типа SR1
	Шинные соединители	Тип KG: 6; 20; 36; 41; 43; 44 и медные шины тип PSS-104 85; 242; 310
Таблица 2.8.31. Спецификация на зажимы и арматуру для проводов «АМКА» на один километр ВЛИ до 1 кВ
Наименование	Тип	Номер заказа	Количество по проекту, шт	Количество в упаковке, шт
Анкерный зажим	SO 4.70	5025146-2	3	50
Анкерный зажим	SO 3.25	5025143-8	42	50
Подвесной зажим	SO 14.1	5025114-9	12	25
Роликовый зажим	SO 181	48040-0	1	
Ответвительный зажим	SL 9.2	5043289-7	45	50
Соединительный зажим	TK 16603	—	30	
Зажим заземления	SM 2.24	5043337-4	10	25
Шинный зажим	KG 6	5044003-01	3	50
Фиксатор	SO 71	5025090-1	21	10...200
Крюк двойной на опоре	КНП	—	14	—
туру для прово-ЛИ до 1 кВ
ество эекту, т	Количество в упаковке, шт
1	50
2	50
2	25
	
5	50
)	
)	25
	50
1	10...200
1	—
2.9.	ВЛ 6—10 кВ с защищенными изоляцией проводами (ВЛЗ 6—10 кВ)
2.9.1.	Конструкции защищенных изоляцией проводов марки «SAX» и провода СИП-3 отечественного производства (фирма «Заря», Санкт-Петербург)
Провода «SAX» относятся к группе защищенных воздушных проводов для напряжений 6-10 кВ. Провода «SAX» подвешивают на изоляторах. Монтаж этих проводов выполняют также как и монтаж неизолированных проводов. Провода «SAX» изолируются атмосферостойким сшитым полиэтиленом, выдерживающим вибрации проводов и в течение определенного времени даже массу поваленного дерева. Изоляционная защита провода создает возможность значительного уменьшения расстояния между фазами и сузить трассу (табл. 2.9.1....2.9.3).
Основные конструктивные параметры проводов «SAX» приведены в табл.2.9.1 и 2.9.2, а электрические характеристики в табл. 2.9.3.
Конструкция проводов «SAX» обеспечивает также защиту от электрической дуги по всему протяжению линии, не требуя для этого специальных мероприятий по защите. Метод подвески проводов обеспечивает защиту проводов от вибрационных повреждений.
Таблица 2.9.1. Конструктивные параметры проводов «SAX»
Марка провода. Сечение жилы, мм2	Номинальный диаметр токопроводящей жилы провода, мм	Номинальный диаметр провода с изоляцией, мм	Масса провода, кг/км	Разрушающее усилие, кН
SAX 35	6,9	11,5	160	10,3
SAX 50	8,0	12,7	200	14,2
SAX 70	9,7	14,3	270	20,6
SAX 95	11,3	16,0	350	27,9
SAX 120	12,8	17,5	425	35,3
SAX 150	14,2	18,9	510	43,4
SAX 185	15,7	20,5	620	54,3
SAX 240	18,1	22,8	785	70,6
Примечание:
1. Разрушающее механическое напряжение жилы из алюминиевого сплава — 294 Н/мм2.
2. Маркировка провода выполнена несмываемой краской по всей длине с интервалом 200 мм; указан тип — завод-изготовитель— марка и сечение — год изготовления, например:
«PAS-NOKIA-SAX 120-1999»
Таблица 2.9.2. Допустимые механические напряжения в проводах «SAX» ВЛЗ 6—10 кВ
Марка провода	Допустимое напряжение, % предела прочности при растяжении		Допустимое напряжение, даН/мм2	
	при наибольшей нагрузке и низшей температуре	при среднегодовой температуре	при наибольшей нагрузке и низшей температуре	при среднегодовой температуре
SAX 35...SAX 50	35	30	10,3	8,8
SAX 70...SAX 95	40	30	11,7	8,8
SAX 120... SAX 150	45	30	13,2	8,8
Таблица 2.9.3. Основные электрические характеристики проводов «SAX»
Марка провода. Сечение жилы, мм2	Минимальное сопротивление постоянному току при температуре окружающего воздуха +20 °C, Ом/ км	Длительно допустимый ток при температуре окружающего воздуха +20 °C, А	Максимально допустимый ток термической стойкости (при односекундном к.з.) при температуре окружающего воздуха +40 °C, кА
SAX 35	0,986	200	3,2
SAX 50	0,720	245	4,3
SAX 70	0,493	310	6,4
SAX 95	0,363	370	8,6
SAX 120	0,288	430	и,о
SAX 150	0,236	485	13,5
SAX 185	0,188	560	17,0
SAX 240	0,145	625	22,3
Уровень их защиты можно выбирать индивидуально для каждого сечения, путем распределения по линии отдельных устройств защиты от электрической дуги и от вибрации и применения виброгасителей.
Поставляются провода «SAX» следующих марок:
SAX 35
SAX 70
SAX 120
SAX 185 (по специальному заказу).
ния
Допустимое жение, даН/мм2	
)лыпей низшей iType	при среднегодовой температуре
1	8,8
?	8,8
)	8.8
Провод «SAX» изготовляют из термоупрочненного алюминиевого сплава. Провод покрыт изолирующей оболочкой толщиной не менее 2,3 мм из атмосферостойкого светостабилизированного полиэтилена с поперечными молекулярными связями с введением в его состав газовой сажи для обеспечения длительной эксплуатации.
Провод «SAX» (рис. 2.9.1) характеризуется стойкостью к ультрафиолетовому излучению и воздействию озона.
Провод «SAX» сохраняет механическую прочность и электрические параметры при температурах окружающей среды от -45 °C до +50 °C, не распространяет горения.
Длительно допускаемая температура проводов «SAX» — +80 "С, а предельная температура при токах короткого замыкания — +200 "С
стики
шально допустимый рмической стойкости односекундном к.з.) температуре окру-lero воздуха +40 °C, кА
3,2
4,3
6,4
8,6
11,0
~ 13,5
17,0
22,3
Рис. 2.9.1. Внешний вид провода «SAX»
1 каждого сечения, л от электрической
Провод «SAX» допускается использовать при сооружении ВЛ 6-10 кВ с совместной подвеской проводов ВЛИ до 1 кВ. Возможна совместная подвеска с проводами радиовещания и телефонными линиями.
Использование провода «SAX» на сооружаемой ВЛ 6-10 кВ требует особой тщательности при монтаже, не допускается повреждения его изолирующего покрытия.
Для предохранения изолирующего покрытия от термического воздействия при атмосферных перенапряжениях в местах крепления проводов к изоляторам применяется специальная арматура, имеющая электрический контакт с жилой провода, и проволочные перемычки, шунтирующие участок изоляции.
Поскольку изоляция жил проводов «SAX» не обеспечивает полную изоляцию токоведущих частей от земли, при эксплуатации ВЛЗ 6-10 кВ с проводами «SAX» для обеспечения безопасности населения и животных соблюдают организационные и технические мероприятия как и для линии с неизолированными проводами, т.е. на неотключенной ВЛЗ провода считаются находящимися под напряжением.
Защищенные провода СИП-3 отечественного производства (фирма «Заря, Санкт-Петербург)» имеют следующую конструкцию:
токопроводящая жила— многопроволочная, из алюминиевого сплава или сталеалюминиевая, уплотненная;
изоляция	— сшитый атмосферостойкий полиэтилен;
Провода изготовляются по ТУ 16 К71-272-97, им присвоена марка СИП-3 и торговое кодовое обозначение «Заря». Технические характеристики приведены в табл. 2.9.4...2.9.5.
Таблица 2.9.4. Технические характеристики проводов СИП-3 фирмы «Заря»
Номинальное сечение токопроводящей жилы, мм2	Номинальный наружный диаметр жилы, мм	Разрывная прочность жилы, кН, не менее	Электрическое сопротивление жилы постоянному току на длине 1 км, Ом, не более	Номинальный наружный диаметр, мм
50	8,1	14,2	0,720	12,6
70	9,7	20,6	0,493	14,3
95	11,3	27,9	0,363	16,0
120	12,8	35,2	0,288	17,4
150	14,2	43,4	0,236	~।	• 18,8
Примечание.
Допустимый нагрев токопроводящей жилы провода не должен превышать 90 °C при нормальном режиме и 250 °C при коротком замыкании
Таблица 2.9.5. Допустимый ток нагрузки проводов СИП-3 фирмы «Заря»
Номинальное сечение токопроводящей жилы, мм2	Допустимый ток нагрузки, А	Односекундный ток К.З., не более, кА
50	245	4,3
70	310	6,4
95	370	8,6
120	430	и,о
150	485	13,5
2.9.2.	Изоляция для защищенных изоляцией проводов «SAX»
На ВЛЗ 6-10 кВ применяют стеклянные или фарфоровые изоляторы либо траверсы из изолирующих материалов.
коэффициент запаса прочности штыревых изоляторов должен быть не менее 2,5.
На ВЛ с железобетонными опорами, а также на ВЛ, проходящих вблизи источников загрязнения атмосферы химическими веществами рекомендуется применять фарфоровые изоляторы, имеющие по сравнению со стеклянными повышенные изолирующие свойства.
Штыревые изоляторы 6—20 кВ финской конструкции.
Штыревой изолятор SDI 30 модели SH 24М используется в качестве опорного изолятора и соответствует нормам SFS 5004/1984. В соответствии с нормами SFS 4385 изолятор можно устанавливать на штыре траверсы (рис. 2.9.2).
Тип изолятора	Модель	№ заказа	Разрывная нагрузка, кН	Штырь траверсы	Масса, г	Кол-во в упаковке. шт
SDI 30	SH 24М	50 102 76-3	12,5	ОТ 24	2900	3
Рис. 2.9.2. Внешний вид штыревого изолятора SDI 30 модели SH 24М
Штыревой изолятор SDI 37 (рис. 2.9.3) используется в качестве опорного изолятора, который можно устанавливать на штыре траверсы. Конструкция изолятора дает возможность натягивать провода без ролика. Провод помещают в поворотную втулку изолятора и после натяжки провода втулку поворачивают на 90°...180°.
Рис. 2.9.3. Штыревой изолятор типа SDI 37:
а — общий вид; б — геометрические размеры изолятора модели К 30095; в — геометрические размеры изолятора модели К 300098
1 — поворотная втулка
Подвесные (тарельчатые) изоляторы финской конструкции
Тип и элятора	Модель	Каталожный номер	Размеры, мм			Нагрузка, кН		Масса, КГ
			L	D	Р	разруш.	допу СТ.	
DV 40	SH 193	50 103 35-7	345	jl75	110	40	16	4,00
Рис.2.9.4. Изолирующая подвеска SH 193 из тарельчатых (подвесных) стеклянных изоляторов DV 40
Рис. 2.9.5. Транспортная упаковка подвески SH 193
Примечание
Буквой R обозначено отрывное дно коробки
Полимерные стержневые изоляторы ВЛ 6—10 кВ (рис. 2.9.6.)
Натяжный изолятор типа SDI (сконструирован в АО СЕККО) — легкий, механически надежный и ударопрочный, а также экономичный полимерный изолятор.
Натяжной изолятор практически неповреждаем во время хранения, транспортировки и установки. Даже преднамеренное его повреждение почти невозможно.
Натяжной изолятор SDI 50 соответствует требованиям испытаний повышенным напряжением. Полимерное покрытие изолятора является самоочищающим, в связи с чем его можно использовать на территории промышленных предприятий.
Примечания.
Полимерные i
Механические показатели:
Номинальная прочность (S.M.L.) — 70 кН
Прочность на изгиб	> 90 кН
Прочность по частям (R.T.L.)	— 70 кН
Электрические показатели:
Испытательное напряжение переменного тока в мокром виде:
в горизонтальном положении — 75 кВ
в вертикальном положении — 60 кВ
Испытание импульсным напряжением: положительное	— 158 кВ
отрицательное	— 190 кВ
Тип изолятора	№ заказа	Номинальное напряжение, кВ	Длина пути утечки, мм	Максимальная допустимая мех. нагрузка, кН	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
SDI 50	50 102 07-8	24	600	28	1300	3
S
Рис. 2.9.6. Полимерный изолятор SDI 50 а — геметрические размеры изолятора; б — расположение изоляторов на траверсе опоры: 1 — траверса, 2 — зажим; 3 — изолятор; 4 — опора
Ри
Рис. 2.9.6. Продолжение
Полимерные стержневые изоляторы типа SDI 24 (рис. 2.9.7)
Рис. 2.9.7. Стержневые изоляторы типа SDI 24
Таблица 2.9.6. Технические характеристики стержневых изоляторов типа SDI 24 и SDI 36 (к рис. 2.9.7)
Тип изолятора	SDI 24.2	SDI 24.22	SDI 24.23	SDI 24.43*	SDI 36.3	SDI 36.32	SDI 36.33
Номинальное напряжение, кВ	12...24	12...24	12...24	12...24	36	36	36
Число изоляторов в гирлянде, шт	2	2	2	4	3	3	3
Ц, мм	248	248	248	328	288	288	288
£-2, мм	310	310	310	390	350	350	350
Использование в серии	SD54	SD55	SD51 SD52 SD53 к с	SD 51 SD52 SD53 тальным о	SD54 порам	SD55	SD51 SD52 SD53
Номинальная механическая нагрузка, кН	10	10	10	10	10	10	10
Максимальная допустимая нагрузка, кН	19	19	19	19	19	19	19
Разрушающая нагрузка, кН	73	73	40	40	73	73	73
Масса, г	710	710	720	880	800	800	810
Примечание
* для металлических и железобетонных опор.
2.9.3.	Линейная арматура для проводов «SAX»
Основные сведения.
Провод «SAX» комплектуется арматурой, которая состоит из натяжной и поддерживающей арматуры, соединительной арматуры для магистральных участков, зажимов ответвлений, зажимов отвода электрической дуги при атмосферных перенапряжениях, антивибрационной арматуры и т.д. Для крепления проводов на опорах используются металлические траверсы, штыревые и натяжные изоляторы, спиральные и проволочные вязки.
Траверсные и верхушечные штыри (рис. 2. 9.8...2.9.10).
Траверсные стержни (штыри) и верхушечные штыри пригодны для использования в траверсе совместно со стержневым изолятором SFS 5004-SH 24 или аналогичным.
ужневых
(к рис. 2.9.7)
6.3	SDI 36 32	SD1 36 33
	36	36
	3	3
1	288	288
)	350	350
и	SD55	SD51 SD52 SD 53
	10	10
	19	19
	73	73
	800	810
ЗАХ»
остоит из натяжной для магистральных еской дуги при атмо->1 и т.д. Для крепле-1версы, штыревые и
...2.9.10).
и пригодны для ментором SFS 5004-
Тип штыря	Каталожный номер	Размеры, мм					Масса, КГ
		L	А	В	d	Н	
SOT 24	50 201 61-5	215	139	95	М24	354	1,81
SOT 24.10	50 201 62-3	215	135	95	М24	354	2,71
SOT 24.20	50 201 63-1	215	138	95	М24	354	2,27
Рис. 2.9.8. Штыри (траверсные стержни) типа SOT 24
Рис. 2.9.9. Геометрические размеры штыря типа SOT 24 для изоляторов SDI 30 и SDI 37:
а — геометрические размеры штыря; б — профиль резьбы для изолятора
б
Тип штыря	Модель	Каталожный номер	Размеры, мм					Масса, кг
			L	Н	В	с	dmax	
LT 24	SH 170	50 201 35-9	245	580	100	200	190	5,5
Тип зажима	№ заказа
SO 85	50 480 34-
Рис. 2.9.10. Верхушечный стержень (штырь) SH 170 типа LT 24
Натяжные и поддерживающие зажимы для проводов «SAX» — легкие и легко монтируются. Их корпус сбоку открыт, а крепление осуществляется всего двумя болтами. Корпус зажима и подвижная плашка изготовлены из атмосферостойкого алюминиевого сплава, а стальные части — горячей оцинковки. Зажимы могут быть применены для всех ходовых сечений проводов.
Все зажимы — болтовые. Момент затяжки болтов строго нормирован, его значение приводится на корпусе зажима или в спецификации к нему и обеспечивается динамометрическим ключом.
Натяжной зажим SO 85 (рис. 2.9.11) применяется для концевого крепления проводов на опорах анкерного типа. Зажим может быть использован для проводов с номинальным диаметром жилы 6...15 мм. Разрушающая нагрузка > 40 кН.
Поддерживающий зажим SO 81 (рис. 2.9.12) применяется на угловых опорах от 0° до 90°. Разрушающая нагрузка > 40 кН и максимальная рабочая нагрузка 20 кН. Годен для проводов с диаметром от 6 до 18 мм.
Тип зажима	№ заказа
SO 81	50 480 3(
Pi а -
014,9 max
Тип зажима	№ заказа	Сечение гпзовода, маг	Момент натяжки, Нм	Масса, г	Кол-во в упаков-ке, шт
SO 85	50 480 34-3	25 132 Al/Fe 99	55	700	20
Рис 2.9 11 Натяжной зажим SO 85 а — геометрические размеры; б — общий вид
б
Тип зажима	№ заказа	Сечение провода, mmz	Момент натяжки, Нм	Масса, г	Кол-во в упаков-ке, шт
SO 81	50 480 30-1	А125...201 Al/Fe 25 .99	40	720	30
Рис. 2.9.12. Поддерживающий зажим SO 81 а — геометрические размеры; б — общий вид
Роликовый зажим SO 181 (ВЕКА) предназначен для проводов сечением 25... 120 мм2. Он значительно облегчает и ускоряет работу на угловой опоре, а также повышает безопасность работы. Годится также для монтажа на старых линиях. Зажим SO 181 компактен, у него нет разъемных частей (рис. 2.9 13)
Тип зажима	№ заказа	Сечение провода, мм?	Момент натяжки, Нм	Масса, г	Кол-во в упаков-ке, шт
SO 181	50 480 40-0	25...132 Al/Fe 99	20	1000	3
Рис. 2.9.13. Роликовый зажим SO 181
Соединительные зажимы для проводов «SAX»
Соединительные зажимы используются для соединения в пролете проводов одинакового сечения. Применяются соединительные прессуемые зажимы (рис. 2.9.146) и зажимы автоматические (цанговые) (рис. 2.9.14а). Прочность зажимов составляет не менее 90% прочности на разрыв соединяемых проводов.
Односторонние и двусторонние обжимные соединители предназначены для работы с проводами из алюминия, его сплавов или сталеалюминиевыми. Автоматические полнонатяжные сращиватели могут использоваться для стыковки проводов без специального инструмента.
Гасители вибрации (рис. 2.9.15...2.9.17).
Устройства защиты от птиц (рис. 2.9.18...2.9.20).
Тип зажима (рис. 2.9.14а)	Марка и сечение првода, мм2	Тип зажима (рис. 2.9.146)	Марка и сечение првода, мм2
ТК 16641	SAX 35	ХААМ 4035	SAX 35
ТК 16642	SAX 50	ХААМ 4050	SAX 50
ТК 16643	SAX 70	ХААМ 4070	SAX 70
ТК 16644	SAX 95	ХААМ 4095	SAX 95
ТК 16645	SAX 120	ХААМ 40120	SAX 120
ТК 16646	SAX 150	ХААМ 40150	SAX 150
Рис. 2.9.14. Зажимы соединительные прессуемые а — зажимы типа ТК; б — зажимы типа ХААМ
Рис. 2.9.15. Конструкция гасителя вибрации (спирали) для проводов «SAX»
(для проводов сечением 35 мм2 — ТК 70140;
для проводов сечением 120 мм2 — ТК 70141)
10 Справочник по алектр. сетям том 2
289
Рис. 2.9.17. Накладка антивибрационная
(для проводов «SAX» сечением до 35 мм2 — ТК 70142; для проводов сечением 70 мм2 — ТК 70143; для проводов сечением 120 мм2 — ТК 70144)
Траверсы
Траверсы
Тип накладки	№ заказа	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
SP 31.3	50 241 85-0	330	3
Рис. 2.9.18. Защитная изолирующая накладка от птиц SP 31.3
733,0
о
0 133,0
45.0
Тип накладки	№ заказа	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
PMR 1339	50 241 90-0	475	3
Рис. 2.9.19. Изолирующая накладка PMR 1339
Тип накладки	№ заказа	Масса, г	Кол-во в упаковке, шт
SP 36.3	50 241 87-6	550	3
Рис. 2.9.20. Изолирующая накладка SP 36.3
Траверсы отечественного производства
Траверсы концевых опор с оттяжками (рис. 2.9.21, 2.9.22)
Рис. 2.9.21.
Траверса концевой опоры
1— узел крепления типа PPS 226 для натяжной гирлянды подвесных изоляторов или стержневого изолятора (см. рис 2.9.34)
Рис. 2.9.22. Траверса анкерной опоры
1 — штырь для штыревого изолятора
Траверса для 2.9.24)
Траверса промежуточных опор (рис. 2.9.23)
Рис. 2.9.23. Траверса промежуточной железобетонной опоры
1 — штырь ОТ 24 (рис.2.9.10); 2 — траверса ТМ 5 (I вариант)
Рис. 2.9.24. О
1 — уголок 50x50 длиной 9< 3 — штырь типа L
Траверса для промежуточных опор с проводами *SAX»(puc. 2.9.24)
Рис. 2.9.24. Отечественная траверса типа TM-5/SAX — II вариант
1 — уголок 50x50 длиной 900 мм (ГОСТ 6509-86); 2 — направляющая планка, уголок 50x50 длиной 250 мм 3 — штырь типа Ш-30-55 длиной 275 мм; 4 — штырь типа Ш-30-55 длиной 360 мм;
Траверсы финской конструкции.
Траверсы промежуточных опор.
Траверсы со штыревыми изоляторами (рис. 2.9.25...2.9.28)
Примечание.
Масса траверсы — 23,6 кг.
Рис. 2.9.25.
Траверса SH 157 с вертикальным расположением изоляторов
Рис. 2.9.26.
Треугольная траверса типа SH 60 и SH 64 (a), SH 60.10 (б) для одностоечной опоры
1 — верхушечный штырь типа 2Т 24
Примечание.
Допустимые нагрузки:
Fz = 3,6 кН горизонтально, в направлении проводов;
Fx = 3,0 кН угловая нагрузка;
Fy = 3,2 кН вертикально вниз.
Тип траверсы	Каталожный номер	Размеры, мм				Тип траверс-ного стержня	Масса, кг
		А	Н	L	d		
SH 60	50 204 76-7	1200	1000	215	М16	ОТ 24	18,5
SH 60.10	—	1200	1000	215	М16	ОТ 24	18,6
SH 64	50 203 40-5	1200	1000	250	М16	ОТ 24	19,1
Рис. 2.9.26. Продолжение
Тип траверсы	Каталожный номер	Размеры, мм				Тип траверс-ного стержня	Допустимые нагрузки, кН			Масса, кг
		Д	L	d	h		Fz	Fx	Fy	
SH 61	50 203 52-0	1100	250	М24	-100	ОТ 20	3,6	3,0	4,1	22,1
SH 62	50 203 50-3	1250	250	М24	-100	ОТ 20	3,6	3,0	4,1	23,7
SH 66 (950)	50 204 23-9	950	215	М24	-100	ОТ 24	3,6	3,0	3,5	19,2
SH 66	50 204 50-5	1100	215	М24	-100	ОТ 24	3,6	3,0	3,5	21,5
SH 67	50 204 84-1	1250	215	М24	-100	ОТ 24	3,6	3,0	4,1	23,1
Примечание.
Допустимые нагрузки:
Fz — горизонтально, в направлении проводов;
Fx — угловая нагрузка;
Fy — вертикально вниз.
Рис. 2.9.27. Горизонтальные траверсы типа SH 61... SH 67
Допустимые нагрузки, кН			Масса, КГ
Fz	Fx	Fy	
3,6	3,0	4,1	22,1
3,6	3,0	4,1	23,7
3,6	3,0	3.5	19,2
3,6	3,0	3,5	21,5
3,6	3,0	4,1	23,1
61... SH 67
Тип траверсы	Каталожный номер	Размеры, мм				Тип траверс-ного стержня	Допустимые нагрузки, кН			Масса, КГ
		Д	L	К	d		Fz	Fx	Fy	
SH 69	50 204 87-4	1250	215	1900	М24	ОТ 24	3,6	3,0	4,1	20,1
SH 131	50 203 56-1	1250	250	1900	М24	ОТ 20	3,6	2.7	4,1	20,6
SH 132	50 204 54-6	1650	250	1900	М24	ОТ 20	3,6	2,7	4,1	23,7
SH 151	—	400	215	1400	М24	ОТ 120	3,6	2,6	4,1	11,4
Рис. 2.9.28. Горизонтальные траверсы SH 69, SH 131,SH 132, SH 151 для двухстоечных опор
Траверсы с подвесными (тарельчатыми) и стержневыми изоляторами для промежуточных опор (рис. 2.9.29 и 2.9.30)
Траверсы с i изоляторами для
Рис. 2.9.29. Траверса SH 173 для одностоечных опор
Рис. 2.9.30. Траверса SH 174 для двухстоечных П-образных опор
Тип траверс!
SH 73
SH 155 SH 151, SH 151, SH 151.! SH 151J
Рис. 2.9.31. Гор
93L
Рис. 2.S
и стержневыми К29 и 2.9.30)
1ЫХ ОПОр
образных опор
Траверсы с подвесными (тарельчатыми) и стержневыми изоляторами для концевых опор (рис. 2.9.31 ...2.9.35)
Тип траверсы	Каталожный номер	Размеры, мм				Масса, кг
		Д	В	С	а	
SH 73	50 204 58-5	950	1015	815	27	33,3
SH 155	—	450	550	400	22	15,3
SH 151.1	—	500	600	420	22	16,7
SH 151.1	—	600	700	520	22	17,2
SH 151.2	—	500	600	420	28	16,7
SH 151.3	—	500	600	420	20	16,7
Рис. 2.9.31. Горизонтальные траверсы SH 73, SH 155 и типа SH 151 для одностоечных опор
Примечание.
1. Каталожный номер траверсы — 50 204 59-3.
2. Масса траверсы — 31 кг.
Рис. 2.9.32. Траверса SH 74 для двухстоечных опор
Тип траверсы	Каталожный номер	Размеры, мм				Масса, КГ
		Д	К	Е	D	
SH 178	50 204 49-4	1450	1900	500	250	45
SH 175	50 204 49-3	500	800	100	250	40
Рис. 2.9.33. Траверсы SH 178 и SH 175 для двухстоечных опор
90
06 .
Тип	Стандарт	Допустимая нагрузка, кН	Масса, кг
PPS 226	SFS 3815	26	0,56
Рис.2.9.34. Узлы крепления изоляторов на опорах: а — PPS 226 (для стержневых изоляторов);
б — SOT 80 (для двух стержневых или подвесных изоляторов)
Масса, кг
45
40
тоечных опор
Тип	Размеры, мм						Масса, КГ
	L	d	В	К	D	С	
SOT 73	240	М20	120	600	16	30	6,5
SOT 73.1	280	М20	120	600	16	30	6,6
SOT 73.2	320	М20	120	600	16	30	6,7
Рис. 2.9.35. Подвеска типа SOT 73 для крепления двух стержневых изоляторов или двух гирлянд подвесных изоляторов на промежуточной опоре
Допустимая нагрузка, кН	Масса, кг
26	0,56
опорах:
ов);
< изоляторов)
Траверсы с подвесными (тарельчатыми) и стержневыми изоляторами для угловых опор (рис. 2.9.36...2.9.39).
Линейную угловую траверсу SH 63 для одностоечной опоры можно также использовать и для двухстоечных опор (расстояние между опорами — 2000 мм), когда траверса прикрепляется к опорам при помощи траверсного болта через отверстия в торцевых вертикальных брусках траверсы.
Дополнительная принадлежность:
Гибкий хомутик Ml6 по SH для опоры, который можно использовать вместо поставляемой с траверсой скобы для опоры из круглопрофильной стали. Хомутик для опоры, при необходимости, следует заказывать отдельно.
Примечание.
1. Каталожный номер траверсы — 50 203 60-3.
2. Масса — 32,7 кг.
Рис. 2.9.36. Траверса SH 63 для угловых одностоечных опор
Угловая траверса SH 207 для одностоечной опоры (рис. 2.9.37) — новый вариант угловой траверсы взамен обычной.
Угловая траверса SH 207 монтируется по центру на верхнюю часть опоры, она не вызывает закручивающего усилия опоры.
Тип траверсы	Каталожный номер	Размеры, мм				Уголок П X п, ММ	Масса, кг
		Д	В	Н	Е		
SH 207	50 204 42-9	1250	1250	350	253,5	100x100	39,4
SH 153	—	800	900	260	163,5	80x80	26,3
SH 153.1	—	800	900	260	163,5	100x100	29,2
Рис. 2.9.37. Угловые траверсы SH 207 и типа SH 153 для одностоечных опор
Примечание.
1. Каталожный номер траверсы — 50 204 79-1.
2. Масса — 29,9 кг.
Рис. 2.9.38. Треугольная угловая траверса SH 65 для одностоечных опор
Примечание.
Каталожный номер траверсы — 50 204 43-7.
Рис. 2.9.39. Угловая траверса SH 207.10 для А-образной опоры
Шарниры для подкосов анкерных опор (рис. 2.9.40)
в
ТК 90073
Тип траверсы	Каталожный номер	Размеры, мм					Масса, КГ
		max	&2тах	А	н.	н2	
SH 167 (легкий вариант)	50 211 46-5	170	170	52	200	150	3,0
SH 167.30 (тяжелый вариант)	50 211 48-1	200	170	-55	180	150	4,1
Рис. 2.9.40. Шарниры типа SH 167 для анкерных опор
ТК 90077
Схемы размещения траверс финской конструкции для проводов «SAX* (рис. 2.9.41)
ТК 90045
Примечание.
Под каждой схемой указан номер модели траверсы
Рис. 2.9.41.
Схемы размещения металлических траверс финской конструкции для проводов «SAX» на деревянных опорах ВЛЗ 6—10 кВ:
а...ж — на промежуточных опорах;
З...К — на концевых опорах;
Л...Н — на угловых опорах
3
ТК 90047
a

2.9.40)
I i
		Масса, КГ
	н2	
0	150	3,0
0	150	4,1
фНЫХ опор
эукции для проводов
а н и е.
1Й схемой указан номер
ерсы
. 2.9.41.
металлических траверс ии для проводов «SAX>> торах ВЛЗ 6-10 кВ:
межуточных опорах,
<онцевых опорах;
угловых опорах
Рис. 2.9.41. Продолжение
2.9.4.	Размещение проводов «SAX» на опорах ВЛЗ 6—10 кВ (рис. 2.9.42...2.9.51)
Рис.2.9.43. Вертикал
Рис. 2.9.42. Треугольное размещение проводов «SAX» на промежуточной опоре
Рис. 2.9.44.
1 — металлическая тра
ТК 90072
iax ВЛЗ 6—10 кВ
в «SAX»
Рис.2.9.43. Вертикальное размещение проводов «SAX» на промежуточной опоре
Рис. 2.9.44 Схема горизонтального размещения проводов «SAX»:
1 — металлическая траверса; 2 — штыревой изолятор; 3 — спиральная вязка; 4 — провод «SAX»
1
Рис. 2.9.45.
Схема двухцепного крепления проводов «SAX» на одностоечной опоре:
1 — траверса (ТК 90045 —2 шт),
2 — изолятор (ТК 20005 — 6 шт).
3 — антивибрационная накладка — зажим ( ТК 72361 — 6 шт)
Рис. 2.9.46. Схема крепления проводов на промежуточной одностоечной опоре с подвесными изоляторами:
1 — траверса (ТК 90048 — 1 шт); 2, 3, 4 — антивибрационная накладка, изолятор подвесной, линейный зажим (см. предыдущие рис., ТК 21012, ТК 20005, ТК 72361);
5 — подвесной изолятор; 6 — линейный зажим
Рис.2.9.47 Схема крепления проводов на промежуточной двухцепнои опоре с тарельчатыми изоляторами
1 — траверса (ТК 90048— 3 компл ).
2 — изолятор ( ТК 24010 — 6 компл ).
3 — линейный зажим ( ТК 21512 — 12 шт)
Рис.2.9.48. Схема крепления проводов «SAX» на концевой опоре
1 — траверса (ТК 90047 — I компл );
2— подвесной изолятор (ТК 24010 — 3 компл.);
3 — линейный зажим (ТК 21512 — 3 шт), 4 — провод «SAX»; 5 — оттяжка
Поз. 4

Рис. 2.9.51.
Схема крепления проводов «SAX» на ответвительной угловой опоре
1 — вертикальная траверса (ТК 90045 — 1 шт;
2 — изолятор штыревой (ТК 20005 — 3 шт);
3 — антивибрационная накладка
(ТК 72361 — 3 шт);
4 — крюк;
5 — изолятор подвесной (ТК 24010 — 3 компл ); 6 — линейный зажим
(ТК 21515 — 3 шт, для проводов сечением 120 мм2)
Рис. 2.9.50.
Схема крепления проводов «SAX» на угловой опоре
1,	2,3, 4 — крюк (ТК 21530 — 3 шт; болт М20х240; гайка ТК 97061 — 3 шт, шайба ТК 95002 — 3 шт), 5 — изолятор (ТК 24010 — 3 шт);
6 — линейный зажим (ТК 21515 — 3 шт), 7 — оттяжки
3
VL_
ной опоре
);
жка
2.9.5.	Основные технические требования к ВЛЗ 6—10 кВ с проводами «SAX»
Основные сведения.
В процессе проектирования ВЛ 6-10 кВ с проводами «SAX» должны быть выполнены следующие расчеты:
Электрические расчеты:
П определение действующих и перспективных электрических нагрузок и схемы электроснабжения потребителей, обеспечивающих нормируемую надежность;
П выбор сечения проводов ВЛ, обеспечивающих необходимую способность и требуемое качество электроэнергии;
П расчет потерь напряжения и проверка на допустимые отклонения напряжения;
П проверка принятого сечения проводов по условиям нагрева;
П проверка по условиям срабатывания защиты при однофазных замыканиях на землю;
П проверка выбранного сечения провода «SAX» на термическую устойчивость от токов короткого замыкания;
П выбор средств автоматизации и электрических защит;
□	выбор защиты, срабатывающей на отключение ВЛ при замыкании на землю или на сигнал;
П выбор средств грозозащиты и мест их установки;
П расчет заземляющих устройств;
П расчет надежности электроснабжения потребителей электроэнергии.
На линиях ВЛЗ ры на 1 км трассы SDI 30 — 45шт/км ТМ 5 или (SH 60, SI с подвесными изоля' (SO 181, SO 81)— 45 шт./км, траверс
В комплектаци — по 6...9 шт./км, X SO 85 — по 9...12 6 шт./км; наклад! 2...4 ком./км.
Для обеспечен! кВ «SAX» по улов климатических усл< указанных в табл.
На магистрали ] да «5АХ»сечением
На ВЛ 6-10 кВ тонные опоры и де
Для железобет из ибающим моме
Промежуточны керного типа и угл облегченную) коне
Механические расчеты:
□	расчет напряжений в проводах ВЛ;
□	определение тяжения проводов ВЛ;
П определение стрел провеса проводов ВЛ;
П определение габаритов до проводов ВЛ на пересечениях с инженерными коммуникациями и естественными препятствиями;
П расчет закреплений опор ВЛ в грунте.
Таблица 2.9.8. М за
На ВЛ 6-10 кВ следует применять провода типа «SAX» с многопроволочной жилой из алюминиевого термоупрочненного сплава, имеющей изолирующее покрытие толщиной не менее 2,3 мм из атмосферостойкого светостабилизированного полиэтилена, изготовляемые по стандарту SFS 5791 фирмой «НОКИА КАБЛЕС» (Финляндия). Ниже приведена потребность в арматуре для одного километра ВЛЗ.
Район с нс стенкой го
5...
боле
На линиях ВЛЗ 6-10 кВ с проводами «SAX» расход изоляторов и арматуры на 1 км трассы составит: на ВЛЗ со штыревыми изоляторами SDI 37 или SDI 30 — 45шт/км, штыри SOT 24 или SOT 36 — 45 шт./км; или траверсы ТМ 5 или (SH 60, SH157) — по 15 шт./км, вязки SO 70 — 45...54 шт./км. ВЛЗ с подвесными изоляторами SH 193 или DV 40 — 45 шт. /км, зажимы SO 85 или (SO 181, SO 81) — 12 шт./км. ВЛЗ со стержневыми изоляторами SDI 50 — 45 шт./км, траверсы ТМ 5 или (SH 60, SH157) — 15 шт./км.
В комплектацию для всех вариантов входят также: зажимы ХААМ 4095 — по 6...9 шт./км, ХААМЕ 4070 — по 12 шт./км, ХААМЕ 4050 — 9...12 шт./км, SO 85 — по 9... 12 шт./км, SE 20.1, SE 20.2 — по 42 шт./км, SO 181.5 — 6 шт./км; накладки PMR 1339 — 45 шт./км, узлы крепления подкоса 2...4 ком. /км.
Для обеспечения соответствующего уровня надежности работы ВЛ 6-10 кВ «SAX» по уловиям механической прочности провода в зависимости от климатических условий, как правило, применяют провода сечением не менее указанных в табл. 2.9.8.
На магистрали ВЛ 6-10 кВ рекомендуется, как правило, применять провода «5АХ»сечением не менее 70 мм2.
На ВЛ 6-10 кВ с проводами «SAX» применяют металлические, железобетонные опоры и деревянные опоры на железобетонных приставках.
Для железобетонных опор необходимо применять стойки с расчетным из ибающим моментом не менее 3,5 кНм.
Промежуточные опоры должны иметь гибкую конструкцию; опоры анкерного типа и угловые промежуточные опоры — жесткую (нормальную и облегченную) конструкцию.
Таблица 2.9.8. Минимальное сечение проводов «SAX* в зависимости от района гололеда
Район с нормативной стенкой гололеда, мм	Сечение провода «SAX», мм2, не менее	
	на магистрали ВЛ	на ответвлении от магистрали ВЛ
5...10	70...50	50...35
15...20	95...70	70...50
более 20	120...95	95...70
Крепление проводов «SAX» на ВЛ 6-10 кВ выполняют:
П на промежуточных опорах со штыревыми изоляторами при креплениях «SAX» на шейках штыревых изоляторов — спиральными пружинными вязками типа SO 115 с изолирующим покрытием;
П на промежуточных опорах с подвесными изоляторами — при помощи поддерживающих зажимов типа SO 81;
П на. угловых промежуточных опорах и на опорах анкерного типа с натяжными изоляторами — при помощи натяжных роликовых зажимов типа SO 181,5 или поддерживающих типа SO 81.
Рекомендуется применять штыревые изоляторы отечественного производства ШФУ 10, а также SDI 30. SDI 37 — финского производства.
Для гирлянд изоляторов применяют подвесные стеклянные изоляторы ПС 40 (по два изолятора в гирлянде независимо от материала опор ВЛ)
Для защиты проводов «SAX» и изоляции ВЛ 6-10 кВ от атмосферных перенапряжений в районах со среднегодовой продолжительностью грозовой деятельности 40 час и более предусматривают установку устройств защиты от дуги типа SE 20 финского производства.
Все элементы ВЛ 6-10 кВ с проводами «SAX»: опоры и их детали, провод, линейная и сцепная арматура, изоляторы, узлы крепления всех видов и назначений по климатическому исполнению и категории размещения должны отвечать требованиям ГОСТ 15150-69 и обеспечивать их работоспособность в районах с климатом:
умеренным (У);
умеренным и холодным (УХЛ);
холодным (X).
Длины анкерованных участков ВЛ 6-10 кВ с проводом «SAX» должны быть :
со штыревой изоляцией — не более 1,75 км;
с подвесной изоляцией — не более 2,5 км.
Провода «SAX» на ВЛ 6-10 кВ, закрепленные на подвесных и штыревых изоляторах, при прохождении ВЛ по открытой ровной или малопересеченной местности должны быть защищены от вибрации, если механическое напряжение в проводе при среднегодовой температуре составляет более 3,5 даН/мм2.
Для защиты от вибрации проводов «SAX» на ВЛЗ с подвесными и штыревыми изоляторами применяют гасители вибрации спирального типа.
Габариты, пересечения и сближения проводов «SAX».
Расстояние от проводов «SAX» ВЛ 6-10 кВ до поверхности земли должны быть не менее:
П в ненаселенной и труднодоступной местности —5,2 м;
П в недоступно П в районах туи пустынь — £
Наименьшие рас провода (при высш электрическим tokoi
Наименьшее ра< верхних габаритов с
Крепление про анкерными спиралы
При пересечени ВЛН 6-10 кВ с неиз' по горизонтали от с (пересекаемой) ВЛ ней пересекающей) не менее 1,5 м.
Провода «SAX» пролета пересечени: пружинной вязкой.
Расстояние ме» мой ВЛЗ 6-10 кВ п] дами «SAX», а такж щего воздуха + 15°(
При параллельн «SAX» расстояние г
Таблица 2.9.9. На
ДО
Ра
До наибольшего урс судоходных рек, каи температуре
До габарита судов v наибольшем уровне температуре
До наибольшего урс несудоходных рек^ к температуре +15 °C
До уровня льда нес) т.п. при температур гололеда
П в недоступной местности (склоны гор, скалы, утесы и т.п.) — 3,0 м;
П в районах тундры, степей с почвами, непригодными для земледелия, и пустынь — 5,2 м.
Наименьшие расстояния определяются при наибольшей стреле провеса провода (при высшей температуре воздуха без учета нагрева провода электрическим током или при гололеде без ветра).
Наименьшее расстояние от проводов «SAX» до поверхности воды, до верхних габаритов судов и сплава приведены в табл. 2.9.10.
Крепление проводов «SAX» на штыревых изоляторах выполняют анкерными спиральными пружинными вязками.
При пересечении ВЛЗ 6-10 кВ с проводами «SAX» между собой или с ВЛН 6-10 кВ с неизолированными ВЛН 0,4 кВ (или ВЛИ до 1 кВ) расстояние по горизонтали от опоры верхней (пересекающей) ВЛ до проводов нижней (пересекаемой) ВЛ и от опор нижней (пересекаемой ВЛ до проводов верхней пересекающей) ВЛ при наибольшем отклонении проводов должно быть не менее 1,5 м.
Провода «SAX» пересекающей ВЛЗ 6-10 кВ на промежуточных опорах пролета пересечения должны иметь анкерное крепление двойнойспиральной пружинной вязкой.
Расстояние между ближайшими проводами пересекающей и пересекаемой ВЛЗ 6-10 кВ при условиях, что хотя бы одна из них выполнена с проводами «SAX», а также пересекаемой ВЛИ до 1 кВ при температуре окружающего воздуха + 15°С без ветра, должно быть не менее 1,7 м.
При параллельном прохождении и сближении ВЛЗ 6-10 кВ с проводами «SAX» расстояние по горизонтали между ними должно быть не менее 2,75 м
Таблица 2.9.9. Наименьшее расстояние от проводов «SAX» ВЛ 6—10 кВ до поверхности воды, габарита судов и сплава.
Расстояние	Наименьшее расстояние при наибольших механических нагрузках, м
До наибольшего уровня высоких вод судоходных рек, каналов и т.п. при высшей температуре	5,2
До габарита судов или сплава при наибольшем уровне высоких вод и высшей температуре	2,0
До наибольшего уровня высоких вод несудоходных рек^ каналов и т.п. при температуре +15 °C	2,5
До уровня льда несудоходных рек, каналов и т.п. при температуре -5 °C при наличии гололеда	5,2
на участках нестесненной трассы 2,0 м — на участках стесненной трассы и подходах к подстанциям.
Для ВЛЗ 6-10 кВ с проводами «SAX» сечением 120 мм2 и более допускается применение промежуточных опор с анкерным креплением проводов спиральной пружинной вязкой.
На участках параллельного прохождения трассы проектируемой ВЛЗ 6-10 кВ с проводами «SAX» с проектируемыми ВЛИ или ВЛН 0,4 кВ рекомендуется рассматривать целесообразность применения общих опор, а с существующими ВЛИ до 1 кВ — переноса проводов последних на опоры ВЛ 6-10 кВ с проводами «SAX» для совместной подвески.
Расстояние между проводами «SAX» на опоре и в пролете ВЛ 6-10 кВ должно быть не менее 0,4 м при любом расположении проводов на опоре и районе климатических условий.
Выбор изоляционных расстояний устройств защиты от грозовых перенапряжений на ВЛ производится в соответствии с характеристиками имеющихся средств гашения дуги.
На опорах с двухцепными гирляндами проводов «SAX» ВЛЗ 6-10 кВ расстояние между ближайшими проводами разных цепей должно быть не менее 0,6 м.
Провода «SAX» могут быть подвешены на общих опорах с неизолированными проводами ВЛН выше 1 кВ.
Допускается подвеска на общих опорах проводов «SAX» ВЛ 6-10 кВ и ВЛ до 1 кВ при соблюдении следующих условий:
1.	ВЛ до 1 кВ должны выполняться по расчетным условиям для ВЛ 6-10 кВ с проводами «SAX».
2.	ВЛ 1 кВ рекомендуется сооружать с применением скрученных в жгут изолированных проводов (СИП).
3.	Провода «SAX» ВЛ 6-10 кВ должны располагаться выше проводов ВЛ до 1 кВ.
К сетям с зазем высокого напряжени напряжения не пред!
Для ВЛЗ 6-10 к! и зеленых насажден крайними проводами высоты насаждений, садов с насаждениям фруктовых деревьев
2.9.6. ВЛИ 6-«SAXKA»
Конструкция и
Эти провода скр который несет всю м проводов (кабелей)I
4.	Расстояние по вертикали между ближайшими проводами «SAX» ВЛЗ 6-10 кВ и СИП до 1 кВ на общей опоре, а также в пролете при температуре окружающего воздуха + 15 °C без ветра должно быть не менее 0,3 м.
5.	Расстояние по вертикали между ближайшими проводами «SAX» ВЛ 6-10 кВ и неизолированными проводами ВЛ до 1 кВ на опоре, а также в пролете при температуре окружающего воздуха +15 °C без ветра должно быть не менее 1 м.
6.	Крепление проводов «SAX» ВЛЗ 6-10 кВ должно быть анкерным.
В сетях 6-10 кВ с изолированной нейтралью, в которых ВЛЗ 6-10 кВ с проводами «SAX» имеют участки совместной подвески с ВЛ более высокого напряжения, элетромагнитное и электростатическое влияние последних не должно вызывать смещение нейтрали более 15% фазного напряжения при нормальном режиме сети.
В табл. 2.9.12 «SAXKA».
Таблица 2.9.10. Кс ма
Сечение жил, мы
Масса:
алюминий, кг сталь, кг/км комплектный
Внешний диамет Внешний диаме! (диаметр окружь Прочность троса Допустимый рад менее:
кабель, м
фаза.м
Строительна} Тип барабан.
К сетям с заземленной нейтралью, подверженным влиянию ВЛ более высокого напряжения, специальных требований в отношении наведенного напряжения не предъявляется.
Для ВЛЗ 6-10 кВ с проводами «SAX» ширина просек в лесных массивах и зеленых насаждениях должна приниматься не менее расстояния между крайними проводами ВЛ плюс 1,25 м в каждую сторону от них независимо от высоты насаждений. При прохождении таких ВЛ по территории фруктовых садов с насаждениями высотой более 4 м расстояние от крайних проводов до фруктовых деревьев должно быть не менее 2,0 м.
2.9.6. ВЛИ 6—10 кВ с изолированными проводами «SAXKA»
Конструкция изолированных проводов (кабелей) «SAXKA».
Эти провода скручены (как и провода «АМКА») вокруг несущего троса, который несет всю механическую нагрузку, действующую на всю эту систему проводов (кабелей) (рис. 2.9.61, табл. 2.9.10, 2.9.11).
В табл. 2.9.12 и 2.9.13 приведены электрические параметры кабеля «SAXKA».
Таблица 2.9.10. Конструктивные параметры проводов марки «SAXKA»
Сечение жил, мм2	70	120	185
Масса: алюминий, кг/км	700	1120	1660
сталь, кг/км	530	530	530
комплектный кабель, кг/км	2800	3600	4400
Внешний диаметр фазы, мм	29	33	36
Внешний диаметр кабеля (диаметр окружности), мм	70	76	82
Прочность троса на растяжение, кН	85	85	85
Допустимый радиус изгиба, не менее: кабель, м	0,60	0,70	0,75
фаза.м	0,40	0,45	0,55
Строительная длина, м	1000	500	500
Тип барабана	28W	26U	28W
Конструктивные особенности проводов марки «SAXKA*.
Кабель «SAXKA* представляет собой кабель с пластмассовой изоляцией, состоящий из трех одножильных кабелей, скрученных вокруг стального подвесного троса.
Жила — уплотненная круглая алюминиевая жила.
Экран по жиле — полупроводящая пластмасса.
Изоляция — сшитый полиэтилен.
Экран по изоляции — полупроводящие пластмасса и лента.
Общий экран — алюмополиэтиленовая лента.
Оболочка — атмосферостойкая, противостоящая трению пластмасса.
Подвесной трос — многопроволочный, оцинкованный стальной трос.
Скрутка — три одножильных кабеля с оболочкой, скрученные вокруг подвесного троса.
Таблица 2.9.11. Дш
Марка провода
SAXKA 12 кВ
SAXKA 24 кВ
SAXKA 36 кВ
Рис. 2.9.61. Конструкция провода (кабеля) «SAXKA»
1 — круглая алюминиевая жила; 2 — несущий трос;
3	— экран по жиле из полупроводниковой пластмассы;
4	— основная изоляция из сжатого полиэтилена;
5	— экран по основной изоляции из полупроводяшей пластмассы и ленты;
6	— общий экран из алюмополиэтиленовой ленты; 7 — оболочка;
8 — скрутка из трех одножильных проводов (кабелей) с оболочкой, скрученных вокруг подвесного троса
Таблица 2.9.12. Эл
Сечение жил, мм2
Сопротивление ток постоянному току г Сопротивление ток переменному току 1 Реактивное индукт сопротивление/ фа: Рабочая емкость, м Зарядный ток, А/к Ток замыкания на г
Токовые нагрузки i при +25 °C, А
Максимально допу ток короткого замы Максимально допу ток короткого замь экрана, кА
Максимально допу ток замыкания обн землю, А
Примечание Номинальное напр
Таблица 2.9.11. Диаметры и массы проводов (кабелей) марки «SAXKA».
Марка провода	Сечение провода, мм2	Суммарный диаметр, мм	Масса провода, кг/км	
			единичной жилы	общая
	3 х 35	Г 55	400	1850
SAXKA 12 кВ	3 х 70	61	680	2300
	3 х 120	68	1100	3000
	3 х 185	75	1700	3700
	3 х 35	64	420	2300
SAXKA 24 кВ	3 х 70	70	700	2850
	3 х 120	77	1150	3600
	3 х 185	84	1700	4400
	3 х 35	76	450	3100
SAXKA 36 кВ	3 х 70	82	750	3700
	3 х 120	89	1150	4500
	3 х 185	95	1750	5400
Таблица 2.9.12. Электрические параметры кабеля марки «SAXKA»
Сечение жил, мм2	70	120	185
Сопротивление токопроводящей жилы постоянному току при +20 °C, Ом/км	0,443	0,253	0,164
Сопротивление токопроводящей жилы переменному току при +90 °C, Ом/км	0,571	0,328	0,215
Реактивное индуктивное сопротивление/ фаза, Ом/км	0,14	0,13	0,12
Рабочая емкость, мкФ/км	0,18	0,23	0,26
Зарядный ток, А/км	0,7	0,8	0,9
Ток замыкания на землю, А/км	2,0	2,5	2,8
Токовые нагрузки на воздухе при +25 °C, А	235	330	425
Максимально допустимый 1-секундный ток короткого замыкания жилы, кА	6,7	11,4	17,5
Максимально допустимый 1-секундный ток короткого замыкания общего экрана, кА	1,8	2,0	2,2
Максимально допустимый длительный ток замыкания общего экрана на землю, А	70	70	70
Примечание
Номинальное напряжение 12/20 кВ, рабочее напряжение не более 24 кВ
Таблица 2.9.13. Дополнительные электрические характеристики проводов «SAXKA»
Марка провода	Сечение 2 провода, мм	Максимальное сопротивление при+20 °C, Ом/ км	Активное сопротивление, Ом/км	Реактивнее сопротивление, Ом/ км	Нормальная емкостная проводимость, мкФ/ км	Допускаемый ток нагрева, А	Максимально допускаемый ток КЗ в 1 с, кА
	3 X 35	0,868	0,002	0,14	0,21	115	3,4
SAXKA 12 кВ							
(10 кВ — но-	3 х 70	0,443	0,002	0,13	0,26	175	6,7
минальное напряжение)	3 х 120	0,253	0,003	0,12	0,32	250	11,4
	3 х 185	0,164	0,003	0,11	0,37	320	17,5
SAXKA 24 кВ	3 х 35	0.868	0,002	0,16	0,15	120	3,4
(20 кВ — но-	3 х 70	0,443	0,003	0,14	0,18	180	6,7
минальное напряжение)	3 х 120	0,253	0,003	0,13	0,22	250	11,4
	3 х 185	0,164	0,003	0,12	0,25	325	17,5
SAXKA 36 кВ	3 х 35	0,868	0,003	0,18	0,12	120	3,4
(30 кВ — но-	3 х 70	0,443	0,003	0,16	0,15	180	6,7
минальное напряжение)	3 х 120	0,253	0,004	0,15	0,18	250	11,4
	3 х 185	0,164	0,004	0,14	0,20	325	17,5
ВЛИ 10 кВ целе Европейской части Р> ти и Карелия). Расче кабелей может соста 6-10 кВ позволит noj повысить производит и о том, что с эконом таются с лесными мг
Воздушный кабе. же для совместной I кВ с самонесущими 1 имущества такого pi электроэнергии на ’ Эффект от применен! несущих изолирован! ме того, будет сэко! 15...20% сократится
(
На ВЛИ 6-10 кВ ввиду уменьшения расстояний между проводами фаз снижается величина индуктивного сопротивления.
Так, например, для сечений проводов ВЛЗ 6-10 кВ с 50...95 мм2снижение величины индуктивного сопротивления составляет: при расстоянии между фазами до 250 мм величина индуктивного сопротивления снижается на 28%, до 300 мм — на 25%, до 450 — на 18%, до 600 — на 13%, а пропускная способность увеличивается в среднем на 2... 10% соответственно. Поскольку снижается расстояние между фазами у сплетенных проводов в жгут до минимума, то реактивное сопротивление линии снижается примерно в 3 раза по сравнению с неизолированными проводами ВЛ, а следовательно улучшается режим по напряжению, увеличивается пропускная способность линий и снижаются потери электроэнергии.
Проведенные исследования проводов СИП и защищенных проводов показали, что использование линий электропередачи напряжением 10 кВ с воздушными кабелями имеет ряд преимуществ с технической точки зрения — более высокую надежность, большую пропускную способность за счет меньшего реактивного сопротивления, большую электробезопасность и т.п., а кроме того, с точки зрения экономической целесообразности, имеют зоны целесообразного применения.
Рис. 2.9.6
характеристики
лаль- ?мко- [ про-юсть, / км	Допускаемый ток нагрева, А	Максимально допускаемый ток КЗ в 1 с, кА
21	115	3,4
26	175	6,7
32	250	11,4
37	320	17,5
15	120	3,4
18	180	6.7
22	250	11,4
25	325	17,5
12	120	3,4
15	180	6,7
18	250	11,4
20	325	17,5
ВЛИ 10 кВ целесообразно применять в лесных районах северо-запада Европейской части России (Вологодская, Архангельская, Мурманская области и Карелия). Расчетный экономический эффект от применения воздушных кабелей может составить около 3000 руб/км. Кроме того, применение ВЛИ 6-10 кВ позволит получить экономию около 450 кг/км металла и на 10... 15% повысить производительность труда при сооружении ЛЭП. Нельзя забывать и о том, что с экономической точки зрения эти линии наиболее хорошо сочетаются с лесными массивами.
Воздушный кабель 10 кВ экономически целесообразно использовать также для совместной подвески с линиями электропередачи напряжением 0,4 кВ с самонесущими изолированными проводами в населенных пунктах. Преимущества такого решения особенно проявятся при широком применении электроэнергии на тепловые нужды коммунально-бытовых потребителей. Эффект от применения совместной подвески воздушного кабеля 10 кВ и самонесущих изолированных проводов 0,4 кВ может составить 3000 руб/км. Кроме того, будет сэкономлено около 2 т/км металла и 3 т/км цемента, на 15...20% сократится трудоемкость строительства.
между проводами фаз
В с 50...95 мм'2сниже-при расстоянии меж-вления снижается на на 13%, а пропускная 'ветственно. Посколь-х проводов в жгут до тся примерно в 3 раза довательно улучшает-способность линий и
[щенных проводов по-апряжением 10 кВ с ической точки зрения способность за счет эбезопасность и т.п., а ости, имеют зоны це-
Рис. 2.9.62. Провода «SAXKA» и «АМКА» на одной опоре: 1 — «SAXKA»; 2 — «АМКА»
Условия применения проводов «SAXKA».
Конструкция кабеля «SAXKA» и незначительное пространство, требуемое для прокладки этого кабеля, обусловливает возможность прокладки кабеля в пунктах, где получение пространства для кабельной трассы представляет трудности или требует крупных расходов.
Применение кабелей «SAXKA» рекомендуется также в тех случаях, когда требуется обеспечение безопасности эксплуатации и охраны природы. На трудных трассах можно с помощью кабеля «SAXKA» отложить прокладку подземного кабеля до более подходящего времени.
Кабель «SAXKA» не требует прокладки обычной кабельной трассы. Следует только обеспечить такие условия, чтобы ветки и стволы деревьев не могли повредить кабель.
Защитное заземление общего экрана кабеля «SAXKA» обеспечивает возможность работы на значительно меньшей, минимальной дистанции от самого кабеля, причем требования по отдаленности кабеля от зданий и от других проводов, проложенных по той же трассе, менее жестки, чем в связи с применением неизолированных проводов.
Исходными данными максимально допустимых значений токовых нагрузок приняты: температура воздуха, равная +25°C, сила ветра равная 0,6 м/с, солнечная радиация ограничивается значением 1000 Вт/м2 и рабочая температура жилы — +90 °C, при учете того, что общие экраны соединены вместе и заземлены на обоих концах кабеля.
Максимально допустимые значения 1-секундных токов короткого замыкания приняты исходя из того, что короткое замыкание произошло в тот момент, когда жила работала на полной нагрузке, т.е. когда ее температура имела значение +90 °C.
Область применения кабелей «SAXKA».
П Лесные площади, где применение кабельной трассы связано с трудностями или требует крупных расходов, кабель «SAXKA» не требует использования обычной кабельной трассы и деревья, возможно свалившиеся на кабель, не приводят к перерывам в эксплуатации.
□	Заповедники.
П Густо населенные пункты в тех случаях, когда прокладка неизолированного провода проблематична ввиду отсутствия места.
□	Прокладка на столбах совместно с подвесными проводами низкого напряжения и слабого тока.
□	Выводы с трансформаторных подстанций и распредустройств.
□	Временная подача электроэнергии, в частности, распределение электроэнергии на стройплощадках.
П Работы по изменению и дополнению имеющейся сети.
Охрана окружающей среды.
□	Применение провода «SAXKA» предусмотрено в густо населенных пунктах и заповедниках.
П Узкие трассы прокладки проводов «SAXKA» приносят меньше ущерба.
□	Часто укорачивается длина всей линии.
□	Слитная конструкция.
2.9.7. Линейная арматура для проводов (кабелей) «SAXKA»
Анкерные крюки (рис. 2.9.63, 2.9.64)
Рис. 2.9.63 Анкерный крюк типа XAR 1010
Тип крюка	L, мм	Допустимая нагрузка, кН		Масса, кг
		Fx	Fy	
XAR 1020	240	73	32	2,0
XAR 1021	320	73	32	2,2
Рис. 2.9.64 Анкерный крюк типа XAR 1020
Анкерные концевые цанговые зажимы для несущего троса кабеля «SAXKA» (рис. 2.9.65, 2.9.66).
Дополнительные сведения о креплении проводов (кабелей) «SAXKA» приведены на рис. 2.9.67...2.9.71.
Рис. 2.9.65. Анкерный
цанговый зажим для несущего троса кабеля «SAXKA»
Рис. 2.9.66. Анкерное двойное крепление кабеля «SAXKA» на угловой опоре: 1 — анкерный крюк XAR 1020 (XAR 1021); 2 — анкерный крюк XAR 1010; 3 — фиксатор (бандаж); 4 —- соединительный зажим, соединяющий несущие тросы двух участков кабеля «SAXKA» и не подвергающийся тяжению;
5 — оттяжка опоры; 6 — изолятор оттяжки
Подвески для несущего троса кабеля «SAXKA» на промежуточных опорах (рис. 2.9.67, 2.9.68).
Примечание
1	Подвеска подвергается горячей оцинковке
2	. Допустимая нагрузка на подвеску — 27 кН
Рис. 2.9.67. Подвеска типа XAR ЗОЮ (масса — 1,25 кг)
5ис. 2.9.68. Крепление кабеля «SAXKA» на промежуточной опоре:
1 — крюк типа XAR 1010 (XAR 1020);
2 — анкерный цанговый зажим типа
1AR 11100; 3 — защитная манжета типа XMFR 1020; 4 — бандаж манжеты
Соединительная (рис. 2.9.71, 2.9.72)
Рис. 2.9.71. Соединил а — общий вид и геометр
Рис. 2.9.69.
Защитная манжета типа XMFR 1020 кабеля «SAXKA» от механических повреждений несущим тросом
Рис. 2.9.72 Соедините и несущего троса: а — и не< 1 — провод (токоведуша 5 — медный шнурок, 6 — » фольга; 9 — стальной бан
Рис 2.9.70. Крепление кабеля «SAXKA» на угловой опоре:
1 — крюк типа XAR 1020 (XAR 1021); 2 — зажим типа типа XAR ЗОЮ; 3 — защитная манжета; 4 — бандаж (фиксатор); 5 — оттяжка опоры;
6 — изолятор оттяжки
Соединительная арматура для несущего троса кабеля «SAXKA* (рис. 2.9.71, 2.9.72).
Рис. 2.9.71 Соединительная гильза типа XAR 1120 для соединения несущего троса: а — общий вид и геометрические размеры, б — гильза , смонтированная на несущем тросе
б
Рис. 2.9.72. Соединительная муфта типа XAR 39 .59 для соединения фазных проводов и несущего троса а — муфта типа АХКА, б — места соединения фазных проводов и несущего троса; в — вид соединения на ВЛИ
1 — провод (токоведущая жила); 2 — полупроводящая лента, 3 — легкая оболочка; 4 — лента, 5— медный шнурок; 6 — медная сетка; 7— термоусаживаемая манжета (муфта); 8 — алюминиевая фольга; 9 — стальной бандаж; 10 — места соединения фазных проводов «SAXKA»; 11 — бандажи;
12 — соединение несущего троса
2.10. Воздушные линии электропередачи напряжением 110—1150 кВ переменного тока
2.10.1. Классификация ВЛ по номинальному напряжению
Передаваемая мощность (на одну цепь) и длина линий указаны в табл. 2.10.1 для наиболее распространенных сечений проводов на основании опыта проектирования линий с применением типовых конструкций. В отдельных
Таблица 2.10.1. Область применения и основное назначение ВЛ
Номинальное напряжение, кВ	Передаваемая мощность (на одну цепь), МВ-А	Длина линий, км	Область применения и основное назначение
Др 1	Др 0,1	ДоЗ	Электроснабжение отдельных потребителей в городах и населенных пунктах; распределение мощности внутри предприятий
1-10	1-3	15-3	Электроснабжение промышленных и сельских потребителей; распределение мощностей внутри крупных промышленных предприятий
20-35	3-15	30-10	Распределение мощностей внутри городов и крупных населенных пунктов; электроснабжение сельских потребителей
110-150	15-80	100-25	Распределение мощностей внутри энергосистем и предприятий электрических сетей; электроснабжение промышленных предприятий и узлов больших городов, удаленных или энергоемких сельских потребителей; распределение мощностей внутри крупных городов; электрификация железнодорожного и трубопроводного транспорта
220-330	100-400	300-100	Распределение мощностей внутри крупных энергосистем, электроснабжение удаленных и крупных потребителей от энергосистем и электрических станций, создание центров питания для сетей 110 и 150 кВ, выдача мощности электростанциями сравнительно небольшой мощности
400-500	600-1000	1000-200	Развитие объединенных энергосистем и Единой энергетической системы РФ, обеспечение межсистемных связей, выдача мощности крупными электростанциями, а также электроснабжение крупных энергоемких предприятий или промышленных узлов
750	1000-2200	2000-300	Развитие крупных объединенных энергосистем и образование Единой энергетической системы РФ; обеспечение межсистемных связей, выдача мощности крупными электростанциями
1150	2500-6000	3000-500	Тоже
случаях встречаются линий данного напря
Наибольшие длш сооружения промеж^ которых установлен компенсации реактив
Для граничных з применяться двухц способности на бол< приведены границы о
Наиболее выгод! определено по эмп напряжений от 35 до
где L —длина линии.
1 Формула предложе
•передачи энного тока
ому напряжению
линий указаны в табл. )дов на основании опы-струкций. В отдельных
назначение ВЛ
и основное назначение
случаях встречаются и другие длины линий и передаваемые мощности для линий данного напряжения.
Наибольшие длины линий 220 кВ и выше указаны в табл.2.10.1 с учетом сооружения промежуточных переключательных пунктов и подстанций, на которых установлены шунтирующие реакторы и другие устройства для компенсации реактивной мощности.
Для граничных значений передаваемой мощности и длины линий могут применяться двухцепные линии или линии повышенной пропускной способности на более низком номинальном напряжении. На рис. 2.10.1 приведены границы области применения одноцепных ВЛ разных напряжений.
Наиболее выгодное напряжение ВЛ (7,к может быть ориентировочно определено по эмпирической формуле1 для диапазона номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ:
тдельных потребителей в пунктах; распределение
[риятий
ромышленных и сельских ;ление мощностей внутри х предприятий
истей внутри городов и щктов; электроснабжение
-----1000-----
500/Z + 2500/P
(2.10.1)
где L —длина линии,км; Р — передаваемая мощность, МВт.
стей внутри энергосистем 'ических сетей; электрона предприятий и узлов генных или энергоемких распределение мощностей ,ов; электрификация же-эпроводного транспорта
:тей внутри крупньа энер-гние удаленньа и крупньа эсистем и электрических юв питания для сетей 110 ности электростанциями Й МОЩНОСТИ
ix энергосистем и Единой л РФ, обеспечение меж-зча мощности крупными акже электроснабжение эедприятий или промыш-
гединенньа энергосистем гргетической системы РФ; ньа связей, выдача мощ-станциями
' Формула предложена к.т.н. Г.А. Илларионовым
Рис. 2.10.1. Область применения ВЛ разных напряжений:
1 — 1150 и 500 кВ; 2 — 500 и 220 кВ;
3 — 220 и 110 кВ; 4 — 110 и 35 кВ;
5 — 750 и 330 кВ; 6 — 330 и 150 кВ;
7 — 150 и 35 кВ
2.10.2.	Расчетные климатические условия
Определение расчетных климатических условий (см. ПУЭ 7-е издание и СНиП 2.01.07-85) для выбора нормативных нагрузок на конструкции и расчета ВЛ производится по картам климатического районирования, уточненным в случае необходимости по региональным картам или на основании данных многолетних наблюдений или специальных обследований. При этом скоростной напор допускается определять по формуле:
q0 = (ау)2/16,	(2.10.2)
где v — скорость ветра на высоте 10 м над уровнем моря (при двухминутном осреднении) с соответствующей повторяемостью; а = 0,75 + 5/ц — коэффициент к скоростям ветра, полученным из обработки наблюдений по флюгеру и принимаемый более 1,0. При использовании данных наблюдений за скоростью ветра по малоинерционным анемометрам а = I.
Для ВЛ 6-330 кВ нормативный скоростной напор (скорость ветра) принимается не менее 400 Па (25 м/с), а для ВЛ 400 кВ и выше — 550 Па (30 м/с) при двухминутном осреднении.
Для участков ВЛ в застроенной местности при средней высоте строений не менее 2/3 высоты опор, а также при прохождении ВЛ в лесных массивах заповедников, вдоль горных долин и т.п. допускается снижение нормативного скоростного напора на 30% (снижение скорости ветра на 16%).
Для участков ВЛ, находящихся в местах с сильными ветрами (высокие берега больших рек, резко выделяющаяся над окружающей местностью возвышенность, прибрежные полосы больших озер и водохранилищ в пределах 3...5 км), при отсутствии данных наблюдений в этих местах наибольший скоростной напор ветра следует увеличить на 40% (увеличение скорости ветра на 18%).
В горных районах, в местах резко выделяющихся над окружающим рельефом, при пересечении открытых для сильных ветров долин и ущелий наибольший нормативный скоростной напор (скорость ветра) при отсутствии данных наблюдений следует принимать равным 750 Па (35 м/с).
Для повторяемости 1 раз в 10 лет и 1 раз в 15 лет в табл. 2.10.2 приведены унифицированные значения нормативных скоростных напоров и скоростей ветра.
Увеличение скоростного щим:
Высота, м
До15
1,0
напора ветра по высоте принимается					
20	30	40	60	100	200
1,25	1,4	1,55	1,75	2,1	2,6
следую-
350 и более
3,1
где hcp — средняя i стрела провеса пров
Таблица 2.10.2. М оя
Район РФ п
Т~ П~
II iv~
V уГ viF
Особы
Коэффициент
В зоне до 15 м нормативный скоростной напор ветра принимается равным скоростному напору на высоте 10 м.
Скоростной напор ветра на провода и тросы определяется по высоте расположения приведенного центра тяжести проводов и тросов (/znp), который определяется по формуле:
Для ВЛ 400 кВ I нии обработки данн менее 10 мм.
Карты по голоде, раз в 10 лет. При которых толщина ст 5, 10, 15, 20, 22 мм и считались слабогол» более — особоголо, повторяемости опре. нов по гололеду с в
Отложения голо их сближение межд вследствие неодновр водов и тросов, раз} таянии гололеда из-з изоляторов.
Данные о наблк цилиндрической фор лоледа в I-VII райо кратного 5 мм, а в о
Я
см. ПУЭ 7-е издание и на конструкции и рас-юнирования, уточнен-ам или на основании ^следований. При этом
(2.10.2)
•ря (при двухминутном 0,75 + 5/ц — коэффи-1блюдений по флюгеру наблюдений за скоро-
скорость ветра) прини-ше — 550 Па (30 м/с)
средней высоте строе->ждении ВЛ в лесных скается снижение нор-рости ветра на 16%). ыми ветрами (высокие ющей местностью воз-охранилищ в пределах х местах наибольший (увеличение скорости
1ад окружающим рель-। долин и ущелий наи-зетра) при отсутствии 1а (35 м/ с).
15 лет в табл. 2.10.2 скоростных напоров и
принимается следую-
100	200 350 и
более
2,1	2,6 3,1
этра принимается рав-
еляется по высоте рас-тросов (йпр), который
2
Лпр = ЛсР + у/,	(2.10.3)
где hcp — средняя высота крепленияпроводов или тросов на опоре, м; f — стрела провеса провода или троса (условно принимается наибольшей), м.
Таблица 2.10.2. Максимальные ветровые давления на высоте до 15 м от земли согласно ПУЭ 7-го издания
Район РФ по ветру	Ветровое давление w, Па (скорость ветра V, м/с с повторяемостью 1 раз в 25 лет
I	400 (25)
II	500 (29)
II	650 (32)
IV	800 (36)
V	1000 (40)
VI	1250 (45)
VII	1500 (49)
Особый	1750 и более (53 и более)
Для ВЛ 400 кВ и выше толщина стенки гололеда принимается на основании обработки данных фактических наблюдений в районе трассы ВЛ , но не менее 10 мм.
Карты по гололеду составлялись для стенок, имеющих повторяемость один раз в 10 лет. При этом территория страны делилась на пять районов, в которых толщина стенки гололедных отложений составляла соответственно 5, 10, 15, 20, 22 мм и более. Районы, где толщина стенки составляла 5 и 10 мм считались слабогололедными, 15 и 20 мм — сильногололедными, 22 мм и более — особогололедными. В новой редакции ПУЭ (7-е издание) период повторяемости определен в 25 лет. При этом устанавливается восемь районов по гололеду с интервалом в 5 мм (табл. 2.10.3).
Отложения гололеда могут вызвать разрегулировку проводов и тросов и их сближение между собой, сближение проводов и тросов при их подскоке вследствие неодновременного сброса гололеда, «пляску» проводов, обрыв проводов и тросов, разрушение опор, перекрытие линейной изоляции ВЛ при таянии гололеда из-за значительного снижения льдоразрядных характеристик изоляторов.
Данные о наблюдениях гололедных отложений приводятся к гололеду цилиндрической формы с плотностью 0,9. Нормативная толщина стенки гололеда в I-VII районах по гололеду округляется до ближайшего значения, кратного 5 мм, а в особом —1 мм.
При определении толщины стенки гололеда на проводах разных диаметров указанные в табл. 2.10.3. значения следует умножить на следующие коэффициенты:
Диаметр провода, мм	5	10	20	30	50	70
Коэффициент	1,1	1,0	0,9	0,8	0,7	0,6
Для промежуточных значений диаметра величина коэффициента определяется линейной интерполяцией.
При определении толщины стенки гололеда на проводах и тросах для высот над поверхностью земли до 100 м значения, указанные в табл. 2.10.3, следует умножать на следующие коэффициенты:
Высота над поверх-
ностью земли, м	5	10	20	30	50	70	100
Коэффициент	0,8	1,0	1,2	1,4	1,6	1,8	2,0
Таблица 2.10.3. Характеристики районов по гололеду ПУЭ (7-е изд.)
Район по
гололеду	I II III IV V VI VII особый
Толщина стенки
гололеда, мм,
не менее	10	15	20	25	30	35	40	45 и более
При высоте расположения приведенного центра тяжести проводов или тросов до 25 м поправка на нормативную толщину стенки гололеда в зависимости от высоты и диаметра проводов и тросов не вводится. Отложение гололеда на конструкциях опор при такой высоте расположения проводов допускается не учитывать.
Для участков ВЛ, проходящих по плотинам гидроэлектростанций, вблизи прудов-охладителей и т.п., при отсутствии данных наблюдений следует принимать нормативную толщину стенки гололеда на 5 мм больше, чем для примыкающих участков трассы линии.
В отдельных районах РФ, где отмечены или где можно ожидать повышенные скорости ветра при гололеде или сочетание больших скоростей ветра с большими размерами гололеда с плотностью менее 0,9 г/см3, толщину стенки гололеда и скорость ветра следует принимать в соответствии с данными наблюдений.
Для районов со среднегодовой температурой -5 °C и ниже температуру при наибольшей скорости ветра в нормальном режиме следует принимать -10 °C.
Температура воздуха при гололеде в нормальном режиме должна приниматься в горных районах с отметками от 1000 до 2000 м над уровнем моря и на территории к востоку от Енисея (за исключением береговой полосы океанов и морей шириной 100 км, но не более чем до ближайшего
горного хребта) равн 2000 м — -15 °C. ; высотой до 100 м темг
При определении выше высшая темпер. При отсутствии таких абсолютного максиму!
Таблица 2.10.4. Соче
Расчетный режим
Нормальный (провода и тросы не оборваны)
°C
ш
С1 ГС
П1 н<
Аварийный (обрыв проводов или тросов)
Монтажный (проверка по условиям монтажа)
Расчет приближения проводов к элементам опор
Bf
1.
О'
BI с п и Ц
р н н
*	(vmJ — наиб
*	* Для ВЛ 6—20 кЕ менее 200 Па (скорсть в<
одах разных диамет-жить на следующие
70
0,6
ээффициента опреде-
эводах и тросах для энные в табл. 2.10.3,
горного хребта) равной -10 °C, а в горных районах с отметками выше 2000 м — -15 °C. Для всей остальной территории РФ для сооружений высотой до 100 м температура воздуха при гололеде принимается -5 °C.
При определении напряженности электрического поля под ВЛ 330 кВ и выше высшая температура воздуха принимается с обеспеченностью 99%. При отсутствии таких данных эта температура принимается на 10 °C ниже абсолютного максимума.
100
2,0
Лу ПУЭ (7-е изд.)
VII особый
40	45 и более
жести проводов или стенки гололеда в зводится. Отложение толожения проводов
эектростанций, вбли-наблюдений следует мм больше, чем для
эо ожидать повышен-1Х скоростей ветра с /см3, толщину стен-'ветствии с данными
и ниже температуру ! следует принимать
>ежиме должна при-2000 м над уровнем [ючением береговой чем до ближайшего
Таблица 2.10.4. Сочетания климатических условий при расчетах ВЛ
Расчетный режим	Сочетание климатических условий
Нормальный (провода и тросы не оборваны)	1.	Высшая температура воздуха, ветер и гололед отсутствуют. 2.	Провода и тросы покрыты гололедом, температура —10 °C, ветер отсутствует. 3.	Низшая температура, ветер и гололед отсутствуют. 4.	Среднегодовая температура, ветер и гололед отсутствуют. 5	Наибольший нормативный скоростной напор ветра, температура —5 °C, гололед отсутствует. 6.	Провода и тросы покрыты гололедом, температура —5 "С, скоростной напор ветра 0,25(?тах*. При толщине стенки гололеда 15 мм и более значение скоростного напора ветра при гололеде должно быть не менее 140 Па (скорость ветра не менее15 м/с)**
Аварийный (обрыв проводов или тросов)	1.	Провода и тросы покрыты гололедом, температура -5 °C, ветер отсутствует. 2.	То же при скоростном напоре ветра 0,25Qmax. 3.	Низшая температура, ветер и гололед отсутствуют. 4.	Среднегодовая температура, ветер и гололед отсутствуют.
Монтажный (проверка по условиям монтажа)	Температура -15 °C, скоростной напор ветра на высоте до 15 м от земли 62,5 Па (скорость ветра — 10 м/с), гололед отсутствует.
Расчет приближения проводов к элементам опор	1.	При рабочем напряжении: наибольший скоростной напор ветра, температура -5 °C, гололед отсутствует. При ветре со скоростью более 25 м/с на скоростной напор вводятся понижающие коэффициенты: 0,9 при 30 м/с, 0,85 при 32 м/с и 0,8 при 36 м/с и более. Промежуточные значения коэффициентов получаются линейной интерполяцией. 2.	При атмосферных и внутренних перенапряжениях: скоростной напор (скорость) ветра Q = 0,lQmax(v =0,3vmax), но не менее 62,5 Па; температура +15 °C, гололед отсутствует. 3.	Для обеспечения безопасного подъема на опоры под напряжением: температура —15 °C, ветер и гололед отсутствуют.
* Qmax (vmax) — наибольший скоростной напор (скорость) ветра.
** Для ВЛ 6-20 кВ допускается скоростной напор ветра при гололеде принимать не менее 200 Па (скорсть ветра не менее 18 м/с) независимо от толщины стенки гололеда.
Расчет приближения проводов к элементам опор ВЛ 750 кВ и выше по условиям обеспечения безопасности подъема на опоры под напряжением производится при следующем сочетании климатических условий: температура воздуха -15 °C, скоростной напор ветра на высоте до 15 м от земли 62,5 Па (скорость ветра 10 м/с), гололед отсутствует.
2.10.3.	Основные технические условия прохождения ВЛ и пересечения ими различных объектов
Наименьшие расстояния от проводов до поверхности земли, воды и пересекаемых объектов определяются для условий наибольшей стрелы провеса, при наивысшей температуре воздуха или при нормативной гололедной нагрузке и соответствующей температуре.
Для ВЛ 750 и 1150 кВ при расчете расстояний от проводов до земли и пересекаемых сооружений принимается высшая температура воздуха с годовой обеспеченностью 99% без учета нагрева проводов электрическим током. Однако во всех случаях наименьшее расстояние от проводов до поверхности земли в ненаселенной местности при наибольшей стреле провеса должно быть для ВЛ 750 кВ не менее 10 м.
Наименьшее расстояние по горизонтали от проводов до расположенных рядом объектов определяются для условий наибольшего отклонения проводов ветром: при наибольшей нормативной скорости ветра или при наличии гололеда и соответствующих скорости ветра и температуре.
При пересечении линии электропередачи с различными объектами угол пересечения, за исключением пересечения магистральных и элекрифи-цированных железных дорог, не нормируется, однако угол пересечения по возможности должен быть близким к 90°.
Опоры пересекающей линии электропередачи, ограничивающие пролет пересечения, за исключением оговоренных случаев, могут быть промежуточного типа. На линиях с подвесными изоляторами применяются одинарные гирлянды с креплением проводов в глухих зажимах, а при штыревых изоляторах — двойное крепление проводов. На ВЛ 750 и 1150 кВ , как правило, применяются двухцепные поддерживающие гирлянды изоляторов.
Расстояние от оси ВЛ 750 и 1150 кВ до границ городов с учетом их перспективного развития на 10 лет, а также до границ поселков и сельских населенных пунктов, как правило, должны быть соответственно 250 и 300 м. В исключительных случаях допускается приближение ВЛ 750 кВ к границам сельских населенных пунктов или пересечение их при условии обеспечения наименьшего расстояния от проводов ВЛ 750 кВ до земли не менее 23 м и расстояние по горизонтали от крайних проводов ВЛ 750 кВ при неотклонен-ном положении до ближайших выступающих частей зданий и сооружений или границы приусадебного участка не менее 40 м.
со о
Е
(9
3 а?
з
ч 3 X «и о* «и и «и о. «и е
а
CQ ч 3
«и
£ о И о о. е
ч 3 со о
31
U 3
U «и о* 3
И
Е
«и 3 х со о X
45
еч св а s ч
ко св
	К			
			S к ?	
			£ а £ с	
				
			\5 с 0)	
			Н 3 0) «6 3 ь «о о О Ф |—1	
			5	
			S 5 * |5 5 н	0S OS
	о о		этклс )ИЗОН	QOS-
	асстояиия от npoi	2 S S X	при наибольшем < проводов ПО ГО{	0$ 0< 0< ОН ог
	Сц о 3 S	ф X к CL Е ОЗ	S S £ * о	0S 0!
	о с	S CL	И &Б.	oos-
	о	С	Е ф Cfl S	01
	а ►Q К О) S S ОЗ X		при наибольше ППОВОДОВ пс	0 0 он ог
			S S 8 X	объекты1
			о	ф
			S о. ф Ё 05 О. се X	1 2 О) о а О) Е
оэ 03 СЛ
a о C6
о *
Cd
2ч
к

Таблица 2.10.5. Основные технические условия прохождения ВЛ и пересечения ими объектов
Наименьшие допустимые расстояния от проводов, м, при напряжении ВЛ, кВ
СП
СЛ о
ж из
s
CD Е
Е гь
а о
Характер местности и пересекаемые объекты
I.	Ненаселенная местность
1.1.	Расстояние до земли в ненаселенной местности, доступной ддя транспорта и сельскохозяйственных машин
1.2.	То же в труднодоступной местности, не доступной для транспорта и сельскохозяйственных машин
1.3.	То же д ля недоступных склонов гор и скал
1 4 Расстояние от крайних проводов при неотклоненном их положении до отдельно стоящих зданий и сооружений, не менее
при наибольшем провисании
при наибольшем отклонении
проводов по вертикали
проводов
по горизонтали
6,5 8,5
Для линий напряжением до 1 кВ — 2 м, 6-20 кВ —10 м, 35 кВ — 15 м, 110 кВ — 20 м, 150-220 кВ — 25 м, 330-500 кВ — 30 м, 750 кВ — 40 м, 1150 кВ — 55 м
Особые требования и допустимые отклонения
Для ВЛ 750 и 1150 кВ расстояние от проводов до земли определяется напряженностью элетрического поля под проводами: на высоте 1,8 м от земли — не более 15 кВ/м
То же — не более 20 кВ/ м
По согласованию допускается уменьшение указанных расстояний, но не менее, чем это требуется согласно п.3.2 настоящей таблицы
со со
Характер местности и пересекаемые объекты	Наименьшие допустимые расстояния от проводов, м, при напряжении ВЛ, кВ																Особые требования и допустимые отклонения
	при наибольшем провисании проводов по вертикали								при наибольшем отклонении проводов по горизонтали								
	До 20	35-110	о 1-0	о сч О)	о со со	400-500	о	1150	До 20	35-110	О LT3	О со см	О со со	400-500	S	1150	
2. Лесные массивы и зеленые насаждения 2.1. Ширина просек	Расстояние между крайними проводами плюс 3 м														в каж-		1 По согласованию допускается умень-
в лесных массивах и зеленых насаждениях при высоте деревьев до 4 м, не менее 2.2. То же при высо-	дую сторону Расстояние между крайними проводами плюс												высота		основ-		шение ширины просеки, но не менее, чем это требуется согласно п.2.3 настоящей таблицы 2. При прохождении линий по фруктовым садам с насаждениями высотой менее 4 м вырубка просеки не обязательна.
те деревьев более 4	кого лесного массива						с учетом его перспективного роста									на	При этом минимальное расстояние от про-
м, не менее	25	лет	в каждую сторону.					Отдельные деревья и группы дере-									водов ВЛ 750 кВ до земли, определенное
	вьев на краю просеки,						если их высота больше						высоты		основ-		при стреле провеса провода при высшей
2.3. Расстояние до	НО	го л	еснс	го м	ассг	1ва,	ВЫр]	/баю	тс Я 2	3	4	4	5	5	6	6	температуре воздуха с годовой обеспеченностью 99% принимается не менее 23 м
кроны деревьев (скве-ры, парки, заповедники, защитные полосы, ценные лесные мас-сивы и т.п.)																	3. Для ВЛ 750 и 1150 кВ в понижениях рельефа на косогорах и при расстояниях от проводов до кроны деревьев при наибольшей стреле провеса проводов более 10... 12 м просека прорубается в виде трех отдельных полос шириной по 4 м для раскатки проводов и тросов при монтаже. После окончания монтажа места возможного разрушения склонов на просеке должны быть засажены кустарником 4. Для ВЛ 220 кВ и ниже, отключение
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
3. Населенная местность и территории промышленных и
которых не вызывает прекращения питания, допускается уменьшение ширины просеки согласно п. 2.3
5. Отклонение проводов определяется при наибольшем нормативном скоростном напоре ветра и температуре воздуха —5 °C
ведники, защитные полосы, ценные лесные мас-сивы и т.п.)																	проводов до кроны деревьев при наибольшей стреле провеса проводов более 10... 12 м просека прорубается в виде трех отдельных полос шириной по 4 м для раскатки проводов и тросов при монтаже. После окончания монтажа места возможного разрушения склонов на просеке должны быть засажены кустарником 4. Для ВЛ 220 кВ и ниже, отключение
3. Населенная местность и территории промышленных и других предприятий 3.1. Расстояние до поверхности земли 3.2. Расстояние до	7 3	7 3...	7,5 4	8 5	8 6	16	23		2	4	5	6	8	10	40	55	которых не вызывает прекращения питания, допускается уменьшение ширины просеки согласно п. 2.3 5. Отклонение проводов определяется при наибольшем нормативном скоростном напоре ветра и температуре воздуха —5 °C 1. При обрыве провода в соседнем пролете допускается уменьшение указанных в п. 3.1 расстояний: для линий 2—110 кВ — до 4,5 м 150 кВ — до 5 м ”	220 кВ — до 5,5 м 330 кВ — до 6 м ” 400—500 кВ — до 6,5 м 2. При прохождении ВЛ 330 кВ и выше
ближайших частей зданий и сооружений 3.3. Расстояние до		4							В	С 00г	гвет	стви	и сс	СП€	?циа	ль-	по населенной местности напряженность электрического поля под проводами должна быть не более 5 кВ/м на уровне 1,8 м над поверхностью земли 3. Прохождение ВЛ над зданиями и сооружениями, за исключением несгораемых промышленных зданий и сооружений, запрещается. Металлические крыши таких зданий должны быть заземлены 4. Расстояние по горизонтали от неот-
пожароопасных и взрывоопасных сооружений									Ht	>1МИ	нор	мам	и и	праг	ила	ИИ	клоненных проводов ВЛ 330 и 500 кВ до ближайших частей жилых и общественных зданий, а также производственных зданий и сооружений(кроме электрических станций и подстанций) должно быть не менее соответственно 20 и 30 м
2.10. ВЛ110-1150 кВ
co co co
Характер местности и пересекаемые объекты
До основных дорог
4. Железные дороги
4.1. Расстояние от проводов до головки рельса для железных дорог нормальной колеи и железных дорог узкой колеи общего пользования 4.2. То же д ля железных дорог узкой колеи необщего пользования
4.3. Расстояние от проводов до несущих тросов и проводов кон-тактной сети эле-ктри-фицированных желе-зных дорог, не менее
Наименьшие допустимые расстояния от проводов, м, при напряжении ВЛ, кВ
при наибольшем провисании проводов по вертикали
S
<M
8 ю
6
S
7,5
7,5
8
8,5
9,0
9,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
Так же,
как и при пересечении ВЛ между собой, см табл.2.10.6
при наибольшем отклонении проводов по горизонтали
205
28,5
12
10
17,5
11,5
8 ю
8
s
S
Так же, как и при сближении ВЛ, см п. 11 настоящей таблицы
Особые требования и допустимые отклонения
5. При отсутствии норм и правил ось трассы ВЛ должна проходить от указанных в п. 3.3 объектов на расстоянии не менее 1,5-кратной высоты опоры. Уменьшение этого расстояния должно быть в каждом отдельном случае согласовано энер-госис-темой и органами пожарного надзора
1. Угол пересечения с электрифипи-ро-ванными и подлежащими электрификации железными дорогами — не менее 40°. Во всех случаях рекомендуется производить пересечения под углом по возможности ближе к 90°. Для ВЛ 750 и 1150 кВ угол пересечения принимается не менее соответственно 40 и 65°
2. При пересечении железных дорог общего пользования и электрифици-рованных дорог опоры, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа. Допускается установка промежу-точной опоры между путями, не предназ-наченными для прохождения регулярных пассажирских поездов, а также промежу-точных опор по краям железнодорожного полотна. Указанные опоры должны быть
4.4. Расстояние для неэлектрифициро-ванных железных дорог от проводов до габарита приближения строений на участках стесненной трассы
4.5. Расстояние от основания опоры ВЛ
металлическими или железобетонными. При пересечении железных дорог необщего пользования могут применяться промежуточные опоры с креплением проводов глухими зажимами
3. Проверка вертикальных габаритов при д лине пролетов более 200 м должна производиться с учетом нагрева проводов током, при отсутствии данных — при t = +70 °C
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
оэ оэ со
леи необщего пользования
4.3. Расстояние от проводов до несущих тросов и проводов кон-тактной сети эле-ктри-фицированных желе-зных дорог, не менее
4.4. Расстояние для неэлектрифициро-ванных железных дорог от проводов до габарита приближения строений на участках стесненной трассы
4.5. Расстояние от основания опоры ВЛ до габарита приближения строения и до оси опор контактной сети
5.	Автомобильные дороги
5.1.	Расстояние от проводов до полотна дороги
5.2.	То же при обрыве провода в соседнем пролете
5.3.	Расстояние от основания опоры до бровки земляного полотна дороги при пересечении
5.4.	То же при сближении
Так же, как и при пересечении ВЛ между собой, см табл.2.10.6

10
11,5
Так же, как и при сближении ВЛ, см п. 11 настоящей таблицы

Не менее высоты опоры + 3 м. На участках стесненной
Не менее высоты опоры
Не менее высоты опоры ВЛ + 5 м, но не менее 25 м
2. При пересечении железных дорог общего пользования и электрифици-рованных дорог опоры, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа. Допускается установка промежу-точной опоры между путями, не предназ-наченными для прохождения регулярных пассажирских поездов, а также промежу-точных опор по краям железнодорожного полотна. Указанные опоры должны быть
металлическими или железобетонными. При пересечении железных дорог необщего пользования могут применяться промежуточные опоры с креплением проводов глухими зажимами
3.	Проверка вертикальных габаритов при длине пролетов более 200 м должна производиться с учетом нагрева проводов током, при отсутствии данных — при t = +70 °C
4.	Соединение проводов и тросов в пролете пересечения с железными дорогами не допускается
5.	При сближении ВЛ 750 и 1150 кВ с неэлектрифицированными железными дорогами общего пользования расстояния по горизонтали от оси ВЛ до габарита приближения строений должны быть соответственно не менее 80 и 105 м, а для электрифицированных дорог от оси ВЛ до оси контактной сети соответственно не менее 75 и 100 м
1.	При пересечении автодорог I категории опоры, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа
2.	При пересечении автодорогУ категории требования те же, что и при прохождении ВЛ по ненаселенной местности, кроме оговоренных в настоящем пункте
3.	При пересечении ВЛ 750 и 1150 кВ с автомобильными дорогами республиканского значения напряженность электрического поля под проводами на уровне 1,8 м от полотна дороги должна быть не более 10 кВ/м. Расстояние от проводов этих ВЛ
2.10. ВЛ110-1150 кВ
Наименьшие допустимые расстояния от проводов, м, при напряжении ВЛ, кВ
Характер местности и пересекаемые объекты	при наибольшем провисании проводов по вертикали								при наибольшем отклонении проводов по горизонтали							
	До 20	35-110,	о LO	О см см	О со со	400-500	О ю	1150	До 20	35-110	О ю	о см см	о СО со	1400-500	о LO	1150
5.5. Горизонтальные расстояния от любой части опоры до подошвы насыпи дороги или до наружной бровки кювета, на участках стесненной трассы	пР ДЛ5 Пр ДЛ1	и перес 1 линий « « « и Перес ? линий « « « «		ечении до 220 до 3 до 7 до 1 ечении до 20 i до 1 ДО до 71 до 1		Дор кВ 30-50 г 150 дор <В -15-1 330-30 к! 150	or I 	 500 ,В -кВ or I - 1 220 -50( 3 — кВ-	И II КЭ1 5 м кВ — 1 - 15 м — 20 м II и IV I 5 м кВ — 2 ) кВ — 15 м (К — 20м (1		его 0 м <ате ,5 л 5 м м 5 м	рий: горий: хля доро для дор		г V эг V	кате кат<	гори LTOpi	и) ти)
Особые требования и допустимые отклонения
5.6. Горизонтальные					—				2	4	5	6	8	10	40	55
расстояния от проводов ВЛ при неоткло-																
ненном положениии																
до бровки земляного полотна дороги																
5.7. То же на участках стесненной трассы									2	4	5	6	8	10	15	25
6.Трамвайные и троллейбусные																
линии																
6.1. Расстояние от проводов до головки рельса трамвайных путей	9,5	9,5	10,5	10,5	11,5	11,5										
до полотна автомобильных дорог V категории принимаются по п. 5.1
4. При прохождении вновь сооружаемых автомобильных дорог всех категорий под действующими ВЛ 750 и 1150 кВ при условии соблюдения требований, изложенных в настоящем пункте, переустройство ВЛ не требуется при любых типах опор
5. Расстояния по вертикали для ВЛ 750 и 1150 кВ проверяются при стреле провеса проводов при высшей температуре воздуха с годовой обеспеченностью 99% без учета нагрева проводов электрическим током
1 При пересечении трамвайных и троллейбусных линий опоры, ограничи-вающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа. Для ВЛ напряжением 35 кВ и
6.2. Расстояние от проводов до полотна дороги с троллейбусной линией
6.3. Расстояние от проводов линии электропередачи до проводов или несущих тросов контактной сети
выше с проводом сечением 120 мм2 и более допускается применение промежуточных опор с глухими зажимами
2. Допускается сохранение опор контактной сети под проводами пересекающей ВЛ до верха опор контактной сети не менее 7 м для ВЛ до 110 кВ, 8 м — для ВЛ 150— 220 кВ и 9 м — для ВЛ 330-500 кВ
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
стесненной трассы 6.Трамвайные и троллейбусные линии 6.1. Расстояние от проводов до головки рельса трамвайных путей	9,5	9,5	10,5	10,5	11,5	11,5	-	-	-	-	-	-
6.2. Расстояние от проводов до полотна дороги с троллейбусной линией 6.3. Расстояние от	11 3	11 3	12 4	12 4	13 5	13 5			3	4	4
проводов линии электропередачи до проводов или несущих тросов контактной сети 6.4. То же при обры-	1	1	2	2	2,5						
ве провода ВЛ в соседнем пролете 6.5. Расстояние от	7	7	8	8	9	9	—			3	4	4
проводов линии электропередачи до опор контактной сети 7. Судоходные и сплавные реки и каналы 7.1. Расстояние до	2	2	2,5	3	3,5	4	5,5	8			
наиболее высоких мачт судов при наивысшем судоходном горизонте воды или до габарита сплава при наивысшем уровне воды и высшей температуре 7.2. Расстояние до	6	6	6,5	7	7,5	8	(12) 10	(17,5) 7			
уровня самых высоких вод при высшей температуре и до уровня льда при температуре —5 °C и наличии гололеда							(12)	(17,5)			
1. При пересечении трамвайных и троллейбусных линий опоры, ограничи-вающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа. Для ВЛ напряжением 35 кВ и
выше с проводом сечением 120 мм* 1 2 и более допускается применение промежуточных опор с глухими зажимами
2. Допускается сохранение опор контактной сети под проводами пересекающей ВЛ до верха опор контактной сети не менее 7 м для ВЛ до 110 кВ, 8 м — для ВЛ 150— 220 кВ и 9 м — для ВЛ 330—500 кВ
1. Опоры, ограничивающие переходный пролет, должны быть анкерного типа концевые
2. Для ВЛ 750 и 1150 кВ при наибольшем уровне высоких вод и высшей температуре воздуха с годовой обеспеченностью 99% расстояния до уровня воды, габарита сплава и до верхней палубы судов принимаются соответственно 12 и 17,5 м (указаны в скобках)
3. Для линий напряжением 35 кВ и выше при сечении проводов 120 мм" и более допускается применение опор промежуточного типа с креплением проводов глухими зажимами и роликовой подвески проводов; в последнем случае опоры смеж-
2.10. ВЛ НО-1150 кВ
342
Характер местности и пересекаемые объекты	Наименьшие допустимые расения от проводов, м, при напряженйЛ, кВ															Особые требования и допустимые отклонения
	при наибольшем провисании проводов по вертикали								праибольшем отклонении жодов по горизонтали							
	До 20	35-110	О ю	О см сч	О со со	400-500	S	1150	о2 d	2  <	О сч сч	О со со	400-500	О LO	1150	
8. Несудоходные и несплавные реки и каналы 8.1. До уровня льда	6	6	6,5	7	7,5	8	12	17,5	—							ные с промежуточными должны быть анкерного типа концевые Особые требования к ВЛ 750 и 1150 кВ
ЗИМОЙ 8.2 До уровня самых	3	3	3,5	4	4,5	5	10	14,5	—							см п.7 настоящей таблицы
высоких вод (при температуре воздуха +5 °C) 9. Плотины и дамбы 9.1. До гребня и бров-	6	6	6,5	7	7,5	8	12									
ки откоса на плотинах и дамбах 9.2. До наклонной	5	5	5,5	6	6,5	7	12			5	5,5	6	6,5	7	10		
поверхности откоса плотин и дамб 9.3 До поверхности	4	4	4,5	5	5.5	6	7		41	4,5	5	5,5	6	7		
переливающейся через плотину воды 10. Канатные дороги, надземные и наземные трубопроводы																
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
10.1. Расстояние по вертикали от проводов ВЛ по любой части насыпи ограждения трубопровода или канатной дороги
1. Линии электропередачи должны проходить над канатными дорогами и трубопроводами. В исключительных случаях допускается прохождение линий электропередачи напряжением до 220 кВ под канатной дорогой. При этом канатная дорога должна иметь снизу сетки или мостики для зашиты проводов линии
- — — "	-------------- IОО .„.2
	плотин и дамб 9.3. До поверхности переливающейся через плотину воды 10. Канатные дороги, надземные и наземные трубопроводы	4	4	4,5	5	5,5	6	7	-	4	4,5	5	5,5	6	7				
10.1.	Расстояние по вертикали от проводов ВЛ по любой части насыпи ограждения трубопровода или канатной дороги 10.2.	То же при обрыве провода ВЛ сечением менее 185 мм2 в соседнем пролете 10.3	Расстояния по горизонтали от крайнего неотклоненного провода или от опоры ВЛ до любой части канатной дороги или трубопровода 10.4.	То же в стесненных условиях трассы, но при наибольшем отклонении провода	3 1	4 2	4,5 2,5	5 3	6 4	6,5	12	17,5	Не 3	меменее			высот		ы опорь		>1 15
										4	4	4,5	5	6	6,5	10	
10.5. То же от крайнего провода ВЛ до любой части пульпопровода 10.6. Тоже от крайнего провода ВЛ по любой части магистрального газопровода					—				Не меменее 30 м Не меменее удвоенной высотюты опоры								
10.7. То же от крайнего провода до любой части магист-									50 м, н, опорыры			НО	ге менее высоты				
1.	Линии электропередачи должны проходить над канатными дорогами и трубопроводами. В исключительных случаях допускается прохождение линий электропередачи напряжением до 220 кВ под канатной дорогой. При этом канатная дорога должна иметь снизу сетки или мостики для защиты проводов линии
2.	Для ВЛ с проводами сечением 120 мм2 и более или стальными канатами ТК 50 мм2 и более пересечения допускается выполнять на опорах промежуточного типа с креплением проводов глухими зажимами
3.	На ВЛ 750 и 1150 кВ при пересечении с пассажирскими канатными дорогами должны устанавливаться анкерные опоры
4.	Угол пересечения ВЛ с надземными трубопроводами и канатными дорогами не нормируется, за исключением пересечений с газопроводами, нефтепроводами, нефте-продуктопроводами и пассажирскими канатными дорогами, где угол пересечения рекомендуется принимать близким к 90°
5.	В местах пересечения с ВЛ трубопроводы и канатные дороги, а также ограждения, мостики и сетки должны быть заземлены
6.	Расстояния по горизонтали от неоткло-ненного провода ВЛ 750 и 1150 кВ до любой части трубопровода или канатной дороги на участках сближения должны быть соответственно 40 и 55 м, но не менее высоты опоры. Расстояния по вертикали для ВЛ 750 и 1150 кВ определяются при стреле провеса провода при высшей температуре
2.10. ВЛ 110-1150 кВ
Характер местности и пересекаемые объекты	Наименьшие допустимые расстояннния от проводов, м, при напряжении ВЛЗЛ, кВ																	Особые требования
	при наибольшем провисании проводов по вертикали								при наиааиболыием отклонении провсоводов по горизонтали									
	До 20	35-110	о LO	О CN СМ	О со со	400-500	S	1150	До 20	35-110	э С и О О	о LO	О см CN	о со со	400-.500	о LO	1150	и допустимые отклонения
рального нефтепровода и нефтепродук-топровода 10.8. От оси ВЛ до продувочных свеч магистрального газопровода 11. Линии электропередачи 11.1. Расстояние между проводами или проводами и тросами пересекающихся линий и между проводами на участках сближения 11.2. На участках стесненной трассы и на	С	м т;	абл.	2.1	0.6				Не Пр ле. на СТ( ДО. ты ры ни не< 11. 2.5	ме и с ПЬН( пря; DHH пжн на : г ями * 50 не 50 ь 4-5	Hie ЭНС ►кя; ин GH на Ч г ш 50 VE 1 К -5	нее :бл1 эм -кен ие о 61 ибо три 40 м, мен В - 6	300 лже гл ел ием мея >1ТЬ лее сбл 0-5( С Л1 ее 7 — не 7	м НИИ ова ДО <ду не м выс иже X) к] dHHJ 5 м. ме 10	И НИИ 530 их ене зоне ‘НИР В — 1МИ С Л1 нее 15	пар лиь кВ р ОСЯ е вь й о с не 750 лния 100 20	ал-1ИЙ ас-ми со-по-ли-ме-кВ ТМИ м 30	воздуха с обеспеченностью 99% без учета нагрева проводов электрическим током 7. В районах Западной Сибири и Крайнего Севера при сближении ВЛ с техническими коридорами магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов расстояние от оси ВЛ до оси крайнего трубопровода должно быть не менее 1000 м (по условиям обеспечения сохранности ВЛ при аварии на трубопроводе) 1. Провода линий высшего напряжения располагаются над проводами линий низшего напряжения. Исключения допускаются только для линий напряжением 35 кВ и выше с проводами сечением не менее 120 мм2 при пересечении ими линий напряжением до 220 кВ включительно 2. Место пересечения должно быть расположено ближе к опоре, пересекающей (верхней) линии, однако расстояние от места пересечения с учетом отклонения проводов должно быть не менее: для линий напряжением до 330 кВ — 6 м, для линий 400—500 кВ — 10 м, для линий 750—1150 кВ — 15 м
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
подходах к подстанциям между крайними проводами при неотклоненном поло-
жении
11.3 То же от отклоненных проводов до опор другой ВЛ
19 ПпяНишные ли-
ках сближения
11.2. На участках стесненной трассы и на
ты наиаиоолее высокой опоры: п[ при сближении с линиями (и 400-500 кВ — не менее 50 50 м, с линиями 750 кВ — не м? менее 75 м, с линиями 1150 кЕкВ — не менее 100м
2,5 4-5 -5 6 7 10 15 20 30
при пересечении ими линий напряжением до 220 кВ включительно
2. Место пересечения должно быть расположено ближе к опоре, пересекающей (верхней) линии, однако расстояние от места пересечения с учетом отклонения проводов должно быть не менее: для линий напряжением до 330 кВ — 6 м, для линий 400-500 кВ — 10 м, для линий 750-1150 кВ — 15 м
подходах к подстанциям между крайними проводами при неотклоненном положении
11.3 То же от отклоненных проводов до опор другой ВЛ
12. Воздушные линии связи и сигнализации
12.1. Расстояние между проводами пересекающихся линий для ВЛ на металлических и железобетонных опорах и для ВЛ на деревянных опорах при наличии грозозащитных устройств (грозозащитные тросы, разрядники)
12.2. То же для ВЛ на деревянных опорах при отсутствии в пересекающем пролете грозозащитных устройств
12.3. То же при обрыве провода на линии электропередачи в соседнем пролете
2-3	3	4	4	5	5	6,5
4	5	6	6	7	7	
1	1	1,5	2	2,5	3,5	5
При ct сближении и паралле-льномом следовании с линиями 3J электропередачи рас-стояниние между ними опреде-ляетсягся расчетом влияния на цепи си связи и сигнализации, но должнжно быть не менее высоты ш наиболее высокой опоры ВЛЗЛ. На участках стесненной тр, трассы расстояние между прароводами с учетом их отклонюнения должны быть не менее.'ее:
24456 8 10 — -
1.	Провода линии электропередачи должны быть расположены над линией связи
2.	Место пересечения должно быть расположено возможно ближе к опоре линии электропередачи, но не ближе 7 м от нее
3.	Опоры линии электропередачи, ограничивающие пролет пересечения, могут быть промежуточного типа с креплением проводов в глухих зажимах
4.	Цепи воздушных линий связи и радиофикации при пересечении их ВЛ 1150 кВ должны выполняться кабельными
5.	Опоры линий связи, ограничивающие пересекаемый пролет, должны иметь защитные шунтирующие спуски с сопротивлением заземления не более 25 Ом
2.10. ВЛ110-1150 кВ
Примечаниях табл. 2.10.5:
1.	Высота основного лесного массива принимается с учетом ее перспективного роста за 25 лет (п. 2).
2.	Радиус кроны дерева принимается с учетом ее перспективного роста за 25 лет (п. 2.3).
3.	При неотклоненном положении проводов (п. 3.2).
4.	К электрифицированным железным дорогам относятся все электрифицированные дороги независимо от рода тока и значения напряжения контактной сети (п. 4.3)
5.	К железным дорогам, подлежащим электрификации, относятся дороги, которые будут электрифицированы в течении 10 лет, считая от года строительства ВЛ, намечаемого проектом (п.4.4).
6.	Габаритом приближения строений называется предназначенное для пропуска подвижного состава предельное поперечное перпендикулярное к пути очертание, внутрь которого помимо подвижного состава, не могут заходить никакие части строений, сооружений и устройств (п.4.5).
7	Автомобильные дороги в зависимости от категории имеют следующие размеры (п 5.1):
Категория дорог	Ширина элементов дорог, м			
	Проезжая часть	Обочина	Разделительная полоса	Земляное полотно
I	15 и более	3,75	5	27,5 и более
II	7,5	3,75	—	15
III	7	2,5	—	12
IV	6	2	—	10
V	4,5	1,75	—	8
8. Вновь сооружаемые магистральные газопроводы на участках сближения с ВЛ в стесненных условиях должны отвечать требованиям, предъявляемым к газопроводам не ниже II категории (п.10.4).
9. При сближении ВЛ 500 кВ между собой и с ВЛ более низких напряжений расстояние между ними должно быть равно высоте наиболее высокой опоры, но не менее, чем изложено выше (п. 11).
жено выше (п. 11).
На воздушных линиях без грозозащитных тросов с деревянными опорами на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должны устанавливаться разрядники. На линиях 6-35 кВ, оборудованных АПВ, и на линиях напряжением ниже 6 кВ вместо установки разрядников допускается устройство защитных промежутков.
Если расстояние от места пересечения до ближайшей опоры не более 40 м, то разрядники и защитные промежутки устанавливаются только на ближайшей опоре.
При определении расстояния между проводами пересекающихся ВЛ учитывается возможность поражения молнией обеих ВЛ. Если верхняя ВЛ защищена тросами, то учитывается только поражение молнией нижней ВЛ.
Для ВЛ 1150 кВ расстояние по вертикали между проводами и между проводами и тросами пересекающихся ВЛ при температуре окружающего воздуха 15 °C без ветра должно быть не менее 10 м. При этом напряженность электрического поля на проводах и тросах пересекаемой ВЛ в месте пересечения не должна превышать Ео при среднеэксплуатационных условиях.
iO S. га. га. Эта га ее®  о о
05
о 3 га. га га га at g
a 2 £
a a? а
Е га
>з о
X
ct
х 3 X X ф 2 X л
X
2 ф л X
=X Л , X m , X X £ 1 2 X g । я 4 2 '
и У ф о £ х
^a 2
<я >> хк>
* ф 2
О га
о га га

Е га
3
С 3 к га> 3 fo ч з-
W 3 3 « « « га га га * а о у
3 3 Q S ч га. a га 3 2 3 з Е з 5га»
* 3 g а а § « ж
=?
Е
к х х X
х
х 5
Е К
CQ . £-Д с К
2 Ф л X
2
2
Е
°=х х а;
х 3 х»х к л О * о Д
* к
” о X д
S3 д 2
Е s пз OS* t! S ф
? О
S О ф Д CQ е J3 о Д Q-S £ С S
X S’2 н 5 a
S ф 3 л д ф
S д сЗ д
Д
X * & ф н
S
И га а? ч
га ч о Е
2 а
га га га
о и 3
а
га з
3
ж га а?
а
5:
со
га х: е щ
га о
9 « га
И
Б
а Е а

<3
& к Д д а) д ф о ф CL g. ф Е
2»х ч
regx
Д (D д Д О-Ч
>X я
Ф д
Ф с " s Зд д й д ф “
* к
a ч
Ф <n „ о ¥ Е ф х w a.*
X s
E X
X
еч rt
S ч «о rt
а® 5
Д r~f Д д Й s
ф к к
2
*>Д’ Ф О)
Д С Q) ±
X ф
Е Ш
-с
X О X X ст
X
X
X
X
2 z о
Xе
S а
“ *
2 X
X

00
X
*
2 х
х
* CD 6 Е
X X гт> Х«=
X X
X X гт> Хс
UJ
3
Е
Е
X
Е х
* <т> X X <т> 2
CD Sc
Таблица 2.10.6. Наименьшие расстояния междуду проводами или между проводами и грозозащитными тросами пересекающихся зя ВЛ на металлических и железобетонных опорах, а также на деревянных опорах п при наличии грозозащитных устройств (по вертикали)
Напряжение пересекающей (верхней) линии, кВ	Напряжение пересекающей (нижней) линии, кВ	Длина пролета пересекающей линии, кВ	Наииименьшие допускаемые расстояния междуду проводами или между проводами и тросюсами пересекающихся линий, м, при на наименьшем расстоянии от места пержересечения до ближайшей опоры, м							Наименьшие допускаемые расстояния между проводами пересекающихся линий, не требующие грозоза-щиты пролета пересечения, м
			30		50	70	100	120	150	
		До 200	6,5		6,5	6,5	7,0	—	—	
		300	6,5		6,5	7,0	7,5	8,0	8,5	
750	750 и ниже	450	6,5		7,0	7,5	8,0	8,5	9,0	9
		500	7,0		7,5	8,0	8,5	9,0	9,5	
		До 200	5		5	5	5,5	—	—	
330-500	500 и ниже	300	5		5	5,5	6	6,5	7,0	7
		450	5		5,5	6	7	7,5	8	
		До 200	4		4	4	4	—	—	
150-220	220 и ниже	300	4		4	4	4,5	5	5,5	6
		450	4		4	5	6	6,5	7	
		До 200	3		3	3	4	—	—	Для ВЛ 35—110 кВ
20-110	110 и ниже	300	3		3	4	4,5	5	5	5
		До 100	2		2	—	—	—	—	Для ВЛ 3-20 кВ
1-10	10 и ниже	150	2		2,5	2,5	—	—	—	4
2.10. ВЛ110-1150 кВ
2.10.4.	Опоры ВЛ
Деревянные опоры
При установке опор ПД110-1, ПД110-3 в IV-VII районе по гололеду и опоры ПД110-5 в III-VII районах по гололеду диаметр траверсы следует увеличивать на 1 см против указанного на чертеже опоры (рис.2.10.2 и 2.10.3, табл.2.10.7)
При применении опоры ПДС110-1 на ВЛ 110 кВ с проводами АС 70...АС 120 диаметры деталей опор могут быть уменьшены на 2 см и расход древесины — соответственно на 0,5 м3.
Ветровые и весовые пролеты даны для опор без тросов и при их закреплении в средних грунтах.
Углы поворота для анкерных угловых опор приведены для III района по ветру и I—IV районов по гололеду при габаритных пролетах нормальных промежуточных опор без тросов.
При применении опоры ПД110-9 для проводов АС 50...АС 95 разрешается замена стойки диаметром 22 см на 18 см, а пасынки и сваи диметром 30 см на 24 см, при этом расход древесины на опору уменьшится на 0,5 м3 на пасынках и на 1,1 м3на сваях.
В IV и V районах по ветру на опоре ПД110-9 для проводов АС 150 и АС 185 допускается угол поворота до 25°.
промежуточные
10 кВ
Таблица 2.10.7. Унифицированные деревянные опоры 110 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м				Расход материалов	
	Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный		Ветровой	Весовой	3 дерева, м на пасынках на сваях	стали, кг без троса с тросом
			без троса	с тросами				
Промежуточная од-	АС 70/11	1	240	180	350	600		
ноцепная свободно-		II	190	155	290	450		
стоящая ПД 110-1	С 50	III	155	125	220	305		
рис. 2.10.2а		IV	130	105	190	220	2,3 2,4	43 51
	АС 95/16	I	250	180	345	600		
	С 50	11	210	170	305	480		
		III	170	140	250	295		
		IV	145	115	210	265		
Промежуточная од-	АС 120/19	I	260	190	310	600		
ноцепная свободно-	С 50	II	240	190	310	430	2,3	43
стоящая ПД 110—1		III	195	160	260	270	2,4	51
рис. 2.10.2а		IV	170	135	210	245		
То же ПД 110-3	АС 150/24	I	260	195	360	550		
рис. 2.10.2а	С 50	II	255	185	360	450		
		III	215	170	310	355		
		IV	185	145	260	280	2,8 2,9	44 52
	АС 185/29	I	255	190	325	485		
	С 50	11	230	190	325	430		
		III	200	160	315	290		
		IV	175	140	260	270		
То же, но без пасын-	АС 70/11	I	245	190	350	600		
ков или свай из	С 50	II	195	160	290	450		
лиственницы зимней		III	160	130	220	305		
рубки ПД 110-5 рис. 2.10.26		IV	135	ПО	190	220	3,2	31
	АС 95/16	I	255	190	380	600	3,2	39
	С 50	II	215	175	310	500		
		III	175	145	250	385		
		IV	150	120	210	280		
2.10. ВЛ110-1150 кВ
350
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные	пролеты, м		Расход материалов	
	Провод	Район по	Габаритный		Ветровой	Весовой	дерева, м3	стали, кг без троса
		гололеду	без троса				на пасынках	
	1 рос			с тросами			на сваях	с тросом
То же ПД 110—5	АС 120/19	I	265	200	400	600		
рис. 2.10.26	С 50	11	245	200	350	450		
		III	200	165	290	390		
		IV	175	140	240	270		
	АС 150/24	I	270	200	400	600		
	С 50	п	260	200	370	400	3,2 3,2	31 39
		III	220	175	310	355		
		IV	190	150	260	255		
	АС 185/29	I	260	190	400	575		
	С 50	11	235	190	370	355		
		III	205	165	310	325		
		IV	180	145	260	230		
Промежуточная од-	АС 70...АС 185/29	IIV	То же, ч	ТО и для ог	юр ПД110	-1 и ПД		
ноцепная П-образная	С 50			по-з			3,2	44
свободностоящая повышенная ПДС 110—1 рис. 2.10.2в							3,3	52
Промежуточная од-	АС 70/11	I	280	235	350	600		
ноцепная П-образная	С 50	II	220	190	290	450		
свободностоящая по-		III	180	150	220	305		
вишенная из лист-венницы зимней рубки ПДС 110-5 рис. 2.10.2г		IV	150	125	190	220		
	АС 95/16 С 50	I п	290 245	240 205	380 310	600 490	3,4	48
		III	200	170	250	300	3,5	56
		IV	170	145	210	270		
	АС 120/19	I	305	250	345*	600		
	С 50	II	275	235	345*	440		
		III	225	195	250*	275		
		IV	195	165	205*	250		
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Продолжение табл. 2.10.7
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м				Расход материалов	
	Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный		Ветровой	Весовой	дерева, м на пасынках на сваях	стали, кг без троса с тросом
			без троса	с тросами				
То же , рис. 2.10.2г	АС 150/24 С. 50	I II III	305 290 245	190 180 165	400 370 310	600 520 335		
вишенная из лист-венницы зимней рубки ПДС 110-5 рис. 2.10.2г		IV	150	125	190	220	3,4 3,5	48 56	
	АС 95/16 С 50	I II III IV	290 245 200 170	240 205 170 145	380 310 250 210	600 490 300 270			
	АС 120/19	1	305	250	345*	600			
	С 50	II	275	235	345*	440			
		III	225	195	250*	275			
		IV	195	165	205*	250			
Продолжение табл. 2.10.7
	Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м				Расход материалов	
		Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный		Ветровой	Весовой	дерева, м3 на пасынках на сваях	стали, кг без троса с тросом
				без троса	с тросами				
	То же , рис. 2.10.2г		I	305	190	400	600		
		АС 150/24	11	290	180	370	520		
		С 50	III	245	165	310	335		
			IV	210	140	260	260	3,9 3,9	49 64
		АС 185/29	I	305	185	365	600		
		С 50	II	265	185	365	460		
			III	230	155	305	305		
			IV	200	135	250	225		
	Промежуточная од-	АС 70/11	I	—	—	360	600		
	ноцепная П-образная		II	—	—	290	450		
	свободностоящая по-		III	—	—	220	305		
	ниженная без троса ПДС 110-11 рис. 2.10.2д		IV	—	—	190	220		
		АС 95/16	I II					380 310	600 600		
			III	—	—	250	380		
			IV	—	—	210	255	1,9	31
		АС 120/19	I	—	—	400*	600	1,9	—
			II	—	—	350*	555		
			III	—	—	290*	350		
			IV	—	—	240*	240		
		АС 150/24	I	—	—	400*	600		
			II	—	—	370*	490		
			III	—	—	310*	320		
			IV	—	—	220*	220		
		АС 185/29	I	—	—	400*	600		
			II	—	—	370*	475		
			III	—	—	290*	290		
Си к—*			IV	—	—	205*	205		
2.10. ВЛ110-1150 кВ
оэ Сп	Продолжение табл. 2.10.7								
	Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м				Расход материалов	
		Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный		Ветровой	Весовой	дерева, м3 на пасынках на сваях	стали, кг без троса с тросом
				без троса	с тросами				
	Промежуточная угловая одноцепная П-образная свободностоящая на углы поворота 1...300 без троса ПДС 110-9 рис. 2.10.2е	AC 50...АС185	I-IV					4,3 4,5	187
	Анкерная угловая одноцепная АП-об-разная свободностоящая без троса УД110-1, рис. 2.10.3а	АС 50/8— 0...600 АС 70/11— 0...50” АС 95/16— 0...350 АС 120/19— 0...200 АС 150/24 и АС 185/29— 0...150	I-IV					6,8	298
	То же на угол 0...600 УД110-5, рис. 2.10.36	АС 50/8... АС 120/19 АС 150/24 и АС 185/29	I-IV I-IV	—	—	—	—	6,8 7,1	501 558
	Анкерная угловая од-ноцепная АП-об-разная свободностоящая с тросом (на базе опоры УД 110-1) УД110-3, рис. 2.10.3а	АС 50/8— 0...25” АС 70/11 и АС 95/16— 0...15° АС 120/19, АС 185/29— 0..^ С 35, С 50	I-IV					7,1 ~1	483
	То же (на базе опоры УД110-5) УД110-7, рис. 2.10.36	АС 50/ 8— 0...60Р АС 70/11 и АС 95/16— О...5О0 АС 120/19— 0...400	I-IV	—	—	—	—	7,2	691
		АС 150/24 и АС 185/29— 0-35° С 35, С 50	I—IV	—	—	—	—	7,5	748
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Продолжение табл. 2.10.7
12 Справочник по электр.
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м				Расход материалов Я	
	Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный		Ветровой	Весовой	дерева, м на пасынках на сваях	стали, kj без троса с тросом
			без троса	с тросами				
Анкерная угловая одноцепная П-образ-& _	AC 50/8..АС185/29 С35.С50	I-IV	—	—	—	—	4,9 5,7	/Цр
зе опоры УД ПО— 1) УД110—3, рис. 2.10 3а	АС 185/29— О.-.У С 35, С 50							
То же (на базе опоры УД110-5) УД110-7, рис. 2.10.36	АС 50/8— 0...600 АС 70/11 и АС 95/16— О...5О0 АС 120/19— 0...40”	I—IV	—	—	—	—	7,2	691
	АС 150/ 24 и АС 185/29— 0„.35е	I—IV	—	—	—	—	7,5	748
	С 35, С 50							
Продолжение табл. 2.10.7
12 Справочник по электр. сетям том 2
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м				Расход материалов	
	Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный		Ветровой	Весовой	дерева, м на пасынках на сваях	стали, кг без троса с тросом
			без троса	с тросами				
Анкерная угловая одноцепная П-образ-ная на оттяжках без троса на угол поворота О...ЗО°и 30...60° УД110-9, рис. 2.10.3в	AC 50/8...АС185/29	I-IV					4,9 5,7	706
	С35,С5О							
Анкерная угловая одноцепная АП-образ-ная без тросов повышенная УД 110-1, рис. 2.10.3г	АС 50/8— 0...800 АС 70/11— 0...400 АС 95/16— 0...35° АС 120/19— 0...230 АС 150/24 и АС 185/29— 0...180	I-IV					10,7	403
То же , но с металлическими тягами УДС110-3, рис. 2.10.3d	АС 50/8 — 30...90° АС 70/11— 40...90° АС 95/16 — 35...90' АС 120/19 — 23...80Р	I-1V	—	—	—	—	10,3	692
	АС 150/24 и АС 185/29 — 18...60Р	I-IV	—	—	—	—	13,3	805
Анкерная угловая АП-образная одноцепная без тросов пониженная УДС110-5, рис. 2.10.Зе	АС 50/8 — 0...900 АС 70/11 и АС 95/16 — 0...65° АС 120/19 — 0...480 АС 150/24 и АС 185/29 — 0...37	I-IV					4,3	209
* Ветровые пролеты для опор ПДС110-5 и ПДС110-11 приведены для I и II районов по ветру; в III—IV районах ветровые w пролеты должны быть уменьшены сп
2.10. ВЛ110-1150 кВ
10,85_______ы	, 2,5 ,	11,85	, 1,65
Рис. 2.10.3. Унифицированные анкерные деревянные опоры ПО кВ
Рис. 2.10.4. Траверсы из полубревен и брусков для опор ВЛ 35 кВ: а — общий вид в плане; б — из полубревен; в — из брусков; г — вариант крепления траверсы из полубревен с одной стороны стоек опоры при замене загнившей круглой траверсы
Чертежи разработаны Украинским отделением «Энергосетьпроект» в 1969 г.
Расчет траверс из полубревен и брусков произведен на нагрузки весовых пролетов, равных 1,25 /га6.
При применении опоры ПД35-3, ПДС35-11 в IV районе по гололеду с проводом АС 150 требуется траверса из брусков сечением 100x200 мм.
При применении опоры ПДС110-5 в IV районе по гололеду с проводами АС 150 и АС 185 требуется применение траверсы из полубревен диаметром 24 см.
При замене загнивших траверс из круглых бревен в эксплуатации для упрощения технологии ремонтных работ траверсы из полубревен или брусков могут быть установлены по одну сторону от стоек, как показано на рис. 2.10.4г. Такое предложение реализовано в электрических сетях Мосэнерго.
поры 110 кВ
Таблица 2.10.8. Траверсы из полубревен и брусков для деревянных опор ВЛ 35—110 кВ
Условное обозначение опоры	Марка провода	Из полубревен		Из брусков	
		Диаметр в отрубе, см	Объем древесины на траверсу, м3	Сечение, мм	Объем древесины на траверсу, м*
	ВЛ 35 кВ (рис. 2.10.4)				
ПД35-1	АС 50/8, АС 70/11	18	0,21	100 х 150	0,2
	АС 95/16	18	0,21	100 х 200	0,26
	АС 120/19	20	0,26	100 х 200	0,26
ПД35-3	АС 150/24	22	0,31	130 х 150	0,25
ПД35-5	АС 50/8, АС 70/11	18	0,21	100 х 150	0,2
	АС 95/16	18	0,21	100 х 200	0,26
	АС 120/19	18	0,21	100 х 200	0,26
	АС 150/24	20	0,26	130 х 150	0,25
ПДС35-1	АС 50/8, АС 70/11	18	0,21	100 х 150	0,2
	АС 95/16	18	0,21	100 х 200	0,26
	АС 120/19	20	0,26	100 х 200	0,26
	АС 150/24	22	0,31	130 х 150	0,25
ПДС35-5	АС 50/8	18	0,26	100 х 150	0,2
	АС 70/11, АС 95/16	18	0,26	100 х 200	0,26
	АС 120/19	20	0,32	100 х 200	0,26
	АС 150/24	20	0,32	100 х 200	0,26
ПДС35-11	АС 50/8, АС 70/11	18	0,21	100 х 150	0,2
	АС 95/16	18	0,21	100 х 200	0,26
	АС 120/19	20	0,26	100 х 200	0,26
	АС 150/24	22	0,31	130 х 150	0,25
	ВЛ 110	кВ (рис.	2.10.5)		
ПД110-1	АС 70/11	18	0,3	100 х 180	0,3
	АС 95/16	20	0,36	130 х 180	0,4
	АС 120/19	22	0,43	130 х 180	0,4
ПД110-3	АС 150, АС 185	22	0,43	150 х 200	0,51
ПД 110-5	АС 70/11	18	0,3	100 х 180	0,3
	АС 95/16	20	0,36	100 х 180	0,3
	АС 120/19	22	0,43	130 х 180	0,4
	АС 150/24, АС 185/29	22	0,43	150 х 200	0,51
ПДС110-1	АС 70/11	18	0,3	100 х 180	0,3
	АС 95/16	20	0,36	150 х 200	0,5
	АС 120/19	22	0,43	150 х 200	0,5
	АС 150/24, АС 185/29	22	0,43	150 х 200	0,5
ПДС110-5	АС 70/11	20	0,45	100 х 180	0,3
	АС 95/16	20	0,45	130 х 180	0,4
	АС 120/19	22	0,54	130 х 180	0,4
	АС 150/24, АС 185/29	22	0,54	150 х 200	0,5
ПДС110-11	АС 70/11	18	0,3	100 х 180	0,3
	АС 95/16	20	0,36	130 х 180	0,4
	АС 120/19	22	0,43	130 х 180	0,4
	АС 150/24, АС 185/29	22	0,43	150 х 200	0,53
для деревянных
Из брусков	
Течение, мм	Объем древесины на траверсу, м3
)0 X 150	0,2
)0 х 200	0,26
)0 х 200	0,26
Юх 150	0,25
30 х 150	0,2
30 х 200	0,26
30 х 200	0,26
10 х 150	0,25
30 х 150	0,2
30 х 200	0,26
30 х 200	0,26
30 х 150	0,25
Юх 150	0,2
30 х 200	0,26
30x 200	0,26
30 х 200	0,26
30 х 150	0,2
30x 200	0,26
30 х 200	0,26
30 х 150	0,25
00 х 180	0,3
30 х 180	0,4
30 х 180	0,4
50 х 200	0,51
30 х 180	0,3
30 х 180	0,3
30 х 180	0,4
50 х 200	0,51
30 х 180	0,3
50 х 200	0,5
50 х 200	0,5
50 x 200	0,5
30 х 180	0,3
30 х 180	0,4
30 х 180	0,4
50 x 200	0,5
30 х 180	0,3
30 х 180	0,4
30 х 180	0,4
50 х 200	0,53
Рис. 2.10.5. Траверсы из полубревен и брусков для опор ВЛ 110 кВ (узлы те же, что и на рис. 2.10.4)
Деревянные опоры ВЛ 220 кВ показаны на рис. 2.10.6, 2.10.7 и табл.2.10.9.
Рис. 2.10.6. Унифицированные деревянные промежуточные опоры ВЛ 220 кВ
Опоры с тросами выполняются на базе опор без тросов наращиванием тросостоек, установкой тросовой траверсы с заварными крюками для крепления тросов и металлической тяги.
В качестве концевых опор предусматривается применение стальных опор.
Длина поддерживающих гирлянд принята равной 2,0 м.
Верхние торцы деревянных деталей защищаются битумной пастой.
Углы поворота на анкерных угловых опорах приведены для III района по ветру и для габаритных пролетов соответствующих деревянных промежуточных опор без тросов. Для других условий допустимые углы поворота определяются при конкретном проектировании расчетом.
Допустимые углы поворота на опорах УД220-3 и УДС220-3:
Марка провода	АС 300/39				АС 400/51				АС 500/64			
Район по гололеду	I	II	III	IV	I	II	III	IV	I	II	III	IV
Угол поворота	60°	55°	50°	50°	60°	50°	50°	50°	50°	50°	50°	50°
Допустимые углы поворота на опорах УД220-7 и УДС220—7:
Марка провода	АС 300/39				АС 400/51				АС 500/64			
Район по гололеду	I	II	III	IV	I	II	III	IV	I	II	III	IV
Угол поворота	41°	35°	32°	32°	38°	33°	32°	32°	38°	33°	32°	32°
Анкерные угловые опоры допускают разность тяжений по каждому проводу 8000 Н (Нагрузки нормативные).
На опорах УД220-3, УДС220-7 при углах поворота 15...60° на траверсе со стороны внешнего угла для оттяжки шлейфа требуется подвесная гирлянда, а при углах поворота 7...30° эта гирлянда подвешивается со стороны внутреннего угла.
Рис. 2.10.7. Унифицированные деревянные анкерные опоры ВЛ 220 кВ
1ение стальных опор.
3 м.
[тумной пастой.
!ны для III района по иных промежуточных ворота определяются
ДС220-3:
	АС 500/64			
	I	II	III	IV
	50°	50°	50°	50°
ДС220-7:
АС 500/64			
I	II	III	IV
' 38°	33°	32°	32°
1ИЙ по каждому про-
15...60° на траверсе подвесная гирлянда, вается со стороны
поры ВЛ 220 кВ
Рис. 2.10.7. Продолжение
360
Таблица 2.10.9. Унифицированные деревянные опоры 220 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Расход материалов	
	Провод Трос	Район по гололеду	Район no ветру	Габаритный	Ветровой	Весовой	дерева, м3 без троса с тросом	стали, кг без троса с тросом
Промежуточная одноцепная П-образная свободностоящая ПД 220—1 рис. 2.10.6а	АС 300/39 С 70	I II III IV	I-IV	250 250 235 210	400 400 350 270	820 535 375 270		
		I	V	250	335	820		
		II		250	335	535		
		III		235	335	375		
		IV		210	270	270		
	АС 400/51	I	I-IV	230	340	660		
	С 70	II		230	340	445		
		III		205	300	320		
		IV		185	240	240	5,0	94
		I	V	230	290	660	5,72	118
		II		230	290	445		
		III		205	290	320		
		IV		185	240	240		
	АС 500/64	I	I-IV	210	310	550		
	С 70	II		210	310	395		
		III		190	280	285		
		IV		175	220	220		
		I	V	210	270	550		
		II		210	270	395		
		III		190	270	285		
		IV		175	220	220		
Промежуточная одноцепная П-образная свободностоящая, но без пасынков ПД 220-3 рис. 2.10.66	АС 300/39 С 70	I II III IV	I-V	250 250 235 210	400 400 350 305	920 600 420 305	5,8 6,8	76 101
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Продолжение табл. 2.10.9
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Расход материалов	
	Провод Трос	Район по гололеду	Район по ветру	Габаритный	Ветровой	Весовой	дерева, м3 без троса с тросом	стали, кг без троса с тросом
	АС 400/51	I	I-V	230	340	740		
	С 70	II		230	340	500		
		111		205	300	360		
			I II III IV	V	210 210 190 175	270 270 270 220	550 395 285 220				
	Промежуточная одно-	АС 300/39	I	I-V	250	400	920				
	цепная П-образная сво-	С 70	II		250	400	600	5,8	76		
	бодностоящая, но без		III		235	350	420	6,8	101		
	пасынков ПД 220-3 рис. 2.10.66		IV		210	305	305				
Продолжение табл. 2.10.9
		Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Расход материалов	
	Тип и условное обозначение	Провод Трос	Район по гололеду	Район по ветру	Габаритный	Ветровой	Весовой	дерева, м3 без троса с тросом	стали, кг без троса с тросом
		АС 400/51 С 70	I II III IV	I-V	230 230 205 185	340 340 300 270	740 500 360 270	5,8 6,8	76 101
		АС 500/64 С 70	I II III IV	I-V	210 210 190 175	310 310 280 245	625 440 320 245		
	Промежуточная одноцепная П-образная пониженная свободностоящая, но без пасынков ПДС 220-1 рис. 2.10.6«	АС 300/39 С 70	I II III IV	I-1II	—	400 400 350 270	820 535 375 270		
			I II III IV	IV	—	385 385 350 270	820 535 375 270		
			I II III IV	V	—	320 320 320 270	820 535 375 270	3,5 4,2	75 99
		АС 400/51 С 70	I II III IV	I—IV	—	340 340 300 240	660 445 320 240		
361			I II III IV	V	—	280 280 280 240	660 445 320 240		
2.10. ВЛ110-1150 кВ
оо ю
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Расход материалов	
	Провод Трос	Район по гололеду	Район по ветру	Габаритный	Ветровой	Весовой	дерева, м3 без троса с тросом	стали, кг без троса с тросом
	АС 500/64 С 70	I II III IV	I-III	—	310 310 280 220	560 395 285 220		
		I II III IV	IV		300 300 280 220	560 395 285 220	3,5 4,2	75 99
		I II III IV	V	—	255 255 255 220	560 395 285 220		
Анкерная угловая одноцепная без тросов на угол поворота О...7°, УД220—1 рис. 2.10.7а	АС 300/39, АС 400/51, АС 500/64 С 70	I—IV	I-V	—	—	—	11,0	561
То же, но с тросом на угол поворота 0...3°, УД220-5, рис. 2.10.7а	АС 300/39, АС 400/51, АС 500 / 64 С 70	I—IV	I-V	—	—	—	1Тб	796
Анкерная угловая одноцепная без тросов на угол поворота до 50...60°, УД220-3, рис. 2.10.7а	АС 300/39, АС 400/51, АС 500/64	I—IV	I-V	—	—	—	11,0	892
То же, но с тросами на угол поворота до 32...41°, УД220-7, рис. 2.10.7а	АС 300/39, АС 400/51, АС 500 /64 С 70	I—IV	I-V	—	—	—	1Тб	1Т27
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Продолжение табл. 2.10.9
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Расход материалов	
	Провод Трос	Район по гололеду	Район по ветру	Габаритный	Ветровой	Весовой	3 дерева, м без троса с тросом	стали, кг без троса с тросом
Анкерная угловая повышенная без тросов на угол поворота 0...7°,	АС 300/39, АС 400/51, АС 500/64	I—IV	I-V	—	—	—	15,5	629
	Анкерная угловая одноцепная без тросов на угол поворота до 50...60°, УД22О-3, рис. 2.10.7а	АС 300/ 39, АС 400/51, АС 500/64	I-IV	I-V	—	—	—	11,0	892		
	То же, но с тросами на угол поворота до 32...41°, УД220-7, рис. 2.10.7а	АС 300/39, АС 400/51, АС 500/64 С 70	I—IV	1-V	—	—	—	1Тб	1127		
Продолжение табл. 2.10.9
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Расход материалов	
	Провод Трос	Район по гололеду	Район по ветру	Габаритный	Ветровой	Весовой	3 дерева, м без троса с тросом	стали, кг без троса с тросом
Анкерная угловая повышенная без тросов на угол поворота 0...70, УД220-1, рис. 2.10.76	АС 300/39, АС 400/51, АС 500/64	I-IV	I-V	—	—	—	15,5	629
То же, но с тросом на угол поворота О...3°, УДС220-5, рис. 2.10.76	АС 300/39, АС 400/51, АС 500/64 С 70	I—IV	I-V	—	—	—	16Л	864
Анкерная угловая повышенная без тросов на угол поворота до 50...60°, УДС220-3, рис. 2.10.7в	АС 300/39, АС 400/51, АС 500/64	I-IV	I-V	—	—	—	13,3	1120
То же, но с тросами на угол поворота до 32...41°, УДС220-7, рис. 2.10.7а	АС 300/39, АС 400/51, АС 500/64 С 70	I—IV	I-V	—	—	—	13?9	1353
Примечания
1. Для опор используется сосна второго сорта ГОСТ 9463* — 72 с заводской пропиткой или непропитанная лиственница зимней рубки.
2. Разрешается изменение диаметров деталей опор до +2см
3. Все металлические детали должны быть очищены от коррозии
4. Все отверстия в деревянных деталях следует сверлить по месту. Неиспользованные отверстия следует плотно заделать деревянными пробками на битуме.
5 Опора с тросами выполняется на базе опоры без тросов понижением траверсы на 2 м и установкой тросодержателей.
6 Для ВЛ 35, 110 и 220 кВ разработаны деревянные упрощённые одноцепные опоры (инв. № 5293 ТМ института «Энергосеть-проект») по типовому проекту № 407-4-40 для временной установки на ВЛ
2.10. ВЛ110-1150 кВ
Железобетонные опоры (рис. 2.10.8, 2.10.10 и табл. 2.10.10)
Рис. 2.10.8. Унифицированные промежуточные железобетонные опоры ВЛ 110 кВ
<8,507,5}
Рис. 2.10.9. Унифицированные типовые анкерные угловые железобетонные опоры ВЛ 110 кВ
табл. 2.10.10)
ные опоры ВЛ 110 кВ
Рис. 2.10.9. Продолжение
Рис. 2.10.9. Продолжение
7Ж iW
26,0
Рис. 2.10.10. Унифицированные и типовые двухцепные железобетонные опоры ВЛ 110 кВ
Таблица 2.10.10. Унифицированные и типовые железобетонные опоры ПО кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м			Расход мате-риалов бетона, м~ стали, кг
	Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Промежуточная одноцепная сво-бодностоящая ПБ 110-1, рис. 2.10.8а	АС 70/11 С 50	I 11	295 235	385 330	370 295	1,67 216
	АС 95/16 С 50	I II	310 255	375 355	385 320	
	АС 120/19 С 50	I 11	340 285	350 350	375 340	
	АС 150/24 С 50	I II	330 300	325 325	375 355	
То же ПБ110-3, рис. 2.10.86	АС 185/29 С 50	I II	330 310	350 350	380 370	1,81 216
	АС 240/32 С 50	I II	325 315	335 335	370 370	
То же ПБ110—5, рис. 2.10.8s	АС 70/11 С 50	III IV	190 155	265 215	240 195	1,81 255
	АС 95/16 С 50	III IV	210 175	295 245	260 220	
	АС 120/19 С 50	III IV	235 200	305 235	295 250	
	АС 150/24 С 50	III IV	250 220	280 225	310 275	
	АС 185/29 С 50	III IV	265 220	270 210	380 275	
	АС 240/32 С 50	III IV	260 230	255 205	325 255	
Промежуточная угловая одноцепная с оттяжкой на угол поворота до 8° ПУСБ110-1, рис. 2.10.8г	AC 70/11...АС 240/32 С 50	I-IV .		До 240	До 240	1,81 414
Промежуточная одноцепная свободностоящая повышенная ПСБ110-1 рис. 2.10.86	AC 70/11...АС 240/32 С 50	I-IV	До 410	До 515	До 460	2,52 301
Тип и условное обозначение	—
Анкерная угловая одноцепная свободностоящая (или с оттяжками) на угол поворота добСГ, УБ 110-1-1, рис. 2.10.9а	АС
Анкерная угловая одноцепная свободностоящая (или с оттяжками), УБ110-13, рис. 2.10.96	АС
То же, но пониженная на 3 м УСБ110-17, рис. 2.10.9s	АС
То же, но повышенная на 3,5 м УСБ110-5, рис. 2.10.9г	АС
То же, но повышенная на 0,5 м УСБ110-9, рис. 2.10.96	АС.
Анкерная угловая одноцепная свободностоящая на стойках диаметром 800 мм УБ 110-7, рис. 2.10.9е	АС
То же УБ110-7-1, рис. 2.10.9ж	АС
То же УБ110-9, рис. 2.10.9з	АС
То же УБ110-9-1, рис. 2.10.9а	АС
То же , но повышенная на 3 м УБ110-19, рис. 2.10.9к	АС
Продолжение табл. 2.10.10
юты, м	Расход мате-риалов бетона, м3 стали, кг
Весовой	
370 295	1,67 216
385 320	
375 340	
375 355	
380 370	1,81 216
370 370	
240 195	1,81 255
260 220	
295 250	
310 275	
380 275	
325 255	
До 240	1,81 414
До 460	2,52 301
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м			Расход материалов бетона, м3 стали, кг
	Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Анкерная угловая одноцепная свободностоящая (или с оттяжками) на угол поворота добСГ, УБ 110-1-1, рис. 2.10.9а	AC 70/11...АС 240/32 С 50	I-IV				2,32 467(801)
Анкерная угловая одноцепная свободностоящая (или с оттяжками), УБ110-13, рис. 2.10.96	АС 95/16...АС 240 /32 С 50	1-1V		До 500	До 750	4,63 599 (845)
То же, но пониженная на 3 м УСБ110-17, рис. 2.10.9в	АС 95/16-АС 240/32 С 50	I, II	—	До 500	До 750	4,64 600
То же, но повышенная на 3,5 м УСБПО-5, рис. 2.10.9г	АС 70/11 ...АС 240/32 С 50	I-IV	—	До 500	До 750	5,0 579 (850)
То же, но повышенная на 0,5 м УСБ110-9, рис. 2.10.96	АС 70/11 ...АС 240/32 С 50	I, II	—	До 500	До 750	5,0 585
Анкерная угловая одноцепная свободностоящая на стойках диаметром 800 мм УБ110-7, рис. 2.10.9е	АС 95/16-АС 240 /32 С 50	I-IV				3,68 376
Тоже УБ110-7-1, рис. 2.10.9эс	AC 95/16-АС&4О/32 С 50	I-IV	—	—	—	3,68 371
То же УБ110-9, рис. 2.10.9з	AC 150/24...АС 240/32	I-IV	—	—	—	7,36 789
Тоже УБ110-9-1, рис. 2.10.9а	АС 150/ 24 ..АС 240/32 С 50	I-IV	—	—	—	6,88 784
То же , но повышенная на 3 м УБ110-19, рис. 2.10.9к	АС 95/16-АС 240/32 С 50	I-IV	—	—	—	7,36 789
Продолжение табл. 2.10.10
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м			Расход мате-риалов бетона, ма стали, кг
	Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Тоже УБ110-19-1, рис. 2.10.9л	АС95/16...АС 240/32 С 50	I-IV	—	—	—	3,09 527
То же , но повышенная на 6 м УБ110-23, рис. 2.10.9л/	АС 95/16...АС 240/32 С 50	I—IV	—	—	—	3,68 919
То же УБ110-25, рис. 2.10.9н	АС 95/16...АС 240/32 С 50	I—IV	—	—	—	7,36 1887
Анкерная угловая одноцепная на оттяжках на угол поворота добСГ, УБ 110-1, рис. 2.10.9с	АС 70/11 ...АС 240/32 С 50	I-IV		До 500	До 750	2,1 1526
То же , но повышенная на 3,7 м УСБ110-1, рис. 2.10.9п	АС 70/11 ...АС 240/32 С 50	I—IV	—	До 500	До 750	2,1 1789
То же. но пониженная на 2 м УСБНО-З, рис. 2.10.9/9	АС 70/11 ...АС 240/32 С 50	I—IV	—	До 500	До 750	2,1 1551
Концевая одноцепная на оттяжках на угол поворота до 60°, КСБ110-1, рис. 2.10.9с	АС 70/11 ...АС 240/32 С 50	I-IV		До 500	До 750	2,1 1967
Промежуточная двухцепная сво-бодностоящая ПБ110-2, рис. 2.10.10а	АС 70/11 С 50	1 11	275 215	280 280	310 250	1,81 522
	АС 95 /16 С 50	I II	260 235	245 245	325 275	
	АС 120/19 С 50	I II	275 250	220 220	275 275	
То же ПБ110-4, рис. 2.10.106	АС 185/29 С 50	I II	275 275	285 285	345 345	2,52 422
	АС 240/32 С 50	I II	275 275	275 275	330 330	
То же ПБ110-6, рис. 2.10.10в	АС 70/11 С 50	III IV	145 120	185 145	180 150	1,67 522
Тип и условное обозначение	——
	—
ТожеПБ1Ю-8, рис. 2.10.10г	—
Анкерная угловая двухцепная свободностоящая на стойках диаметром 800 мм, УБ 110-2, рис. 2.10.106	АС 7
То же, УБ110-4, рис. 2.10.10е	АС
То же, повышенная на 3 м УСБ110-2, рис. 2.10. Юж	АС
То же УСБ110-4, рис. 2.10.10з	АС
Опоры разработа I-Ш районов по вет
Длина поддержи
Расчетные габар нимаются те же, Предельные ветровы схемах в зависимое!
Предельный угс проводов АС 240/3
Анкерные углов с ограничением угл климатических услс опор.
Продолжение табл. 2.10.10
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м			Расход мате-риалов бетона, м3 стали, кг
	Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	Весовой	
	АС 95/16 С 50	Ш IV	160 135	175 140	200 165	1,67 522
	АС 120/19 С 50	III IV	170 145	160 130	210 180	
То же ПБ110-8, рис. 2.10.10г	АС 150/24 С 50	III IV	235 200	250 205	295 250	2,52 484
	АС 185/29 С 50	III IV	235 205	240 200	295 255	
	АС 240/32 С 50	III IV	240 215	235 195	295 245	
Анкерная угловая двухцепная свобод^ ностоящая на стойках диаметром 800 мм, УБ 110-2, рис. 2.10.103	АС 70/11 ...АС 240/32 С 50	I-IV				3,68 899
То же, УБ 110-4, рис. 2.10.10е	АС 70/11...АС 240/32 С 50	I-IV	—	—	—	7,36 1878
То же, повышенная на 3 м УСБ110-2, рис. 2.10.10эс	АС 70/11 ...АС 240/32 С 50	I-IV	—	—	—	3,68 1808
То же УСБ 110-4, рис. 2.10. Юз	АС 70/11 ...АС 240 /32 С 50	1-IV	—	—	—	7,36 3699
Опоры разработаны Северо-Западным отделением «Энергосетьпроект» для I-III районов по ветру.
Длина поддерживающей гирлянды принята 1,3 м.
Расчетные габаритные пролеты для анкерных угловых опор обычно принимаются те же, что и для соответствующих промежуточных опор. Предельные ветровые и весовые пролеты для этих опор указаны на монтажных схемах в зависимости от марки проводов и района по гололеду.
Предельный угол поворота на опорах ПУСБ110-1 и ПУСБНО-З для проводов АС 240/32 в IV районе по гололеду 6°.
Анкерные угловые опоры со стойками диаметром 800 мм применяются с ограничением углов поворота в зависимости от марки провода, районов климатических условий в соответствии с указаниями на монтажных схемах опор.
Для опор типов УБ110-13, УСБ110-17, УСБ110-5 и УСБ110-9 без оттяжек углы поворота ограничены в зависимости от марки провода и указаны на монтажных схемах.
Для опор типов УБ110-3 и УСБ110-5 в скобках (см. табл. 2.10.10) указан расход стали для III и IV районов по гололеду.
Рис. 2.10.11. Универсальные железобетонные опоры ВЛ 150 кВ
Унифицированные железобетонные опоры для ВЛ 150 кВ (рис. 2.10.11, табл. 2.10.11) разработаны Северо-Западным отделением «Энергосетьпроект» для III района по ветру и на подвеску троса С50.
Опора ПБ150-11 применяется при условии согласования с заводом-изготовителем.
Стойки СК-4 для опор ПБ 150-2 в стержневом варианте армирования могут применяться только в I и II районах по гололеду.
Длина поддерживающих гирлянд 1,7 м.
Таблица 2.10.11. Унифицированные железобетонные опоры 150 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м			Расход мате-риалов бетона, м3 стали, кг
	Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Промежуточная	АС 120/19	1	290	370	310	
одноцепная сво-		II	245	345	285	
бодностоящая		III	205	290	235	
ПБ 150-1 (ПБ150-11), рис. 2.10.11а		IV	175	220	205	1,81 316 (1,97)
	АС 150/24	I II	275 255	365 355	310 305	
		III	220	285	255	(296)
		IV	190	210	225	
Тип и условное обозначение	——
	—
Промежуточная двухцепная свободностоящая ПБ 150-2, рис. 2.10.116	—
Промежуточная одноцепная свободностоящая портальная ПСБ 150-1, рис. 2.10.116	—г—
I УСБ 110-9 без оття-и провода и указаны
(см. табл. 2.10.10)
Окончание табл. 2.10.11
50 кВ (рис. 2.10.11, «Энергосетьпроект»
сования с заводом-
»ианте армирования
ые опоры 150 кВ
юлеты, м		Расход мате-риалов бетона, м3 стали, кг
>-	Весовой	
	310 285 235 205	1,81
	310	316
	305	(1,97)
	255	(296)
	225	
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м			Расход мате-
	Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	Весовой	риалов бетона, м3 стали, кг
	АС 185/29	I	275	350	310	
		11	265	350	310	
		III	230	270	270	1,81
		IV	200	295	235	316
	АС 240/32	1	270	335	305	(L97)
		II	270	335	305	(296)
		III	235	255	280	
		IV	210	190	230	
Промежуточная	АС 120/19	I	290	325	310	
двухцепная сво-		II	245	325	295	
бодностояшая		III	205	250	240	
ПБ 150-2, рис. 2.10.116		IV	175	195	205	
	АС 150/24	I	275	280	310	
		II	255	280	305	
		III	220	250	255	
		IV	190	185	225	2 52
						
	АС 185/29	I	250	255	310	596
		II	250	255	310	
		III	230	230	270	
		IV	200	180	225	
	АС 240/32	I	245	250	305	
		II	245	250	305	
		III	225	215	270	
		IV	200	170	215	
Промежуточная	АС 120/19	I	385	490	435	
одноцепная сво-		II	325	455	415	
бодностоящая		III	270	365	340	
портальная ПСБ 150-1,		IV	230	300	285	
	АС 150/24					
рис. 2.10.116		I	385	465	435	
		II	340	455	420	
		III	285	355	355	
		IV	245	285	305	3,34
	АС 185/29	I	385	415	435	360
		II	350	415	420	
		III	305	345	380	
		IV	285	270	330	
	АС 240/32	I	380	400	430	
		II	360	400	425	
		III	315	330	370	
		IV	275	265	325	
।
Унифицированные железобетонные опоры для ВЛ 220 кВ (рис. 2.10.12, табл. 2.10.12) разработаны Северо-Западным отделением института «Энер-госетьпроект» для III района по ветру.
Длина поддерживающей гирлянды принята 2,4 м.
При применении опоры ПБ220-1 в IV районе по гололеду с проводом АС 400/51 высота до нижней траверсы принимается 14,5 м.
Для опор типов ПУСБ220-1, УСБ220-1, УСБ220-3, УСБ220-5, УСБ22О-7, УБ220-7, УБ220-7-1, УБ220-9, УБ220-9-1 предельные углы поворота для различных марок проводов и климатических условий указаны на монтажных схемах опор.
Рис. 2.10.12. Универсальные и типовые железобетонные опоры ВЛ 220 кВ
220 кВ (рис. 2.10.12, ем института «Энер-
гололеду с проводом 4,5 м.
СБ220-5, УСБ22О-7, :е углы поворота для 'казаны на монтаж-
Рис. 2.10.12. Продолжение
20,0
опоры ВЛ 220 кВ
Таблица 2.10.12. Унифицированные и типовые железобетонные опоры 220 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м			Расход мате-риалов бетона, м3 стали, кг
	Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Промежуточная	АС 300/39	I	310	360	360	
одноцепная сво-	С 70	И	310	360	360	
бодностоящая		III	280	280	325	
ПБ220-1, рис. 2.10.12а		IV	230	215	285	2,52
	АС 400/51	I	310	315	360	452
	С 70	II	310	315	360	
		III	280	260	340	
		IV	220	205	255	
То же ПБ220—3,	АС 300/39	I	320	335	400	
рис. 2.10.126	С 70	11	320	335	400	2 52
	АС 400/51	I	320	320	370	577
	С 70	II	320	320	370	
Промежуточная	АС 300/39	I	350	425	400	
одноцепная сво-	С 70	11	345	425	400	
бодностоящая		III	305	375	355	
портальная ПСБ220-1,		IV	270	295	320	3,62
	АС 400 /51	I	350	370	400	429
	С 70	II	350	370	400	
		III	320	345	380	
		IV	375	275	345	
Промежуточная	АС 300/39	1-IV	—	—	—	
угловая одноцеп-	АС 400/51					2,52
ная свободносто-	С 70					
ящая						455
ПУСБ220-1, рис. 2.10.12г						
Промежуточная	АС 300/39	I	310	360	360	
двухцепная сво-	С 70	II	310	360	360	5,03 933
бодностоящая ПСБ220-4	АС 400/51	I	310	315	360	
рис. 2.10.126	С 70	II	310	315	360	
Тоже ПБ220-12,	АС 300/39	I	430	465	540	
рис. 2.10.12е	С 70	II	410	465	510	
		III	365	495	485	
		IV	320	410	400	5,03 2548
	АС 400/51	I	430	440	545	
	С 70	II	430	440	540	
		III	380	440	475	
		IV	345	390	430	
Тип и условное обозначение	—
Анкерная угловая одноцепная свободностоящая (или с оттяжками) УБ220-1, рис. 2.10.12м:	
То же на с оттяжках на угол поворота до 60° УБ220-3, рис. 2.10.12з	
Анкерная угловая на оттяжках повышенная на 3,8 м УСБ220-1, рис. 2.10.12и	
То же свободностоящая со стойками диаметром 800 мм УБ220-7, рис. 2.10.12к	
То же УБ220-7-1, рис. 2.10.12л	
То же УБ220-9, рис. 2.10.12м	
То же УБ22О-9-1, рис. 2.10.12н	
То же повышенная на 3 м УСБ220-3 (УСБ220-5), рис. 2.10.12о	
То же повышенная на 6 м УСБ220-7, рис. 2.10.12п	
Окончание табл. 2.10.12
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м			Расход материалов бетона, м3 стали, кг
	Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Анкерная угловая одноцепная свободностоящая (или с оттяжками) УБ220-1, рис. 2.10.12ж	АС 300/39, АС 400/51 С 70	I...IV	—-	—	—	2,56 1643(1825)
То же на с оттяжках на угол поворота до 60° УБ220-3, рис. 2.10.12з	АС 300/ 39, АС 400/51 С 70	I...IV				2,56 1807
Анкерная угловая на оттяжках повышенная на 3,8 м УСБ220-1, рис. 2.10.12ы	АС 300/ 39, АС 400/51 С 70	I...V				2,56 1934
То же свободностоящая со стойками диаметром 800 мм УБ220-7, рис. 2.10.12к	АС 300/39, АС 400/51 С 70	L..1V	—			3,09 846
То же УБ220-7-1, рис. 2.10.12л	АС 300/39, АС 400/51 С 70	I...IV	—	—	—	3,68 846
То же УБ220-9, рис. 2.10.12л«	АС 300/39, АС 400/51 С 70	1...IV	—	—	—	6,18 1773
То же УБ220-9-1, рис. 2.10.12н	АС 300/39. АС 400/51 С 70	I...IV	—	—	—	7,36 1773
То же повышенная на 3 м УСБ220-3 (УСБ220-5), рис. 2.10.12о	АС 300/39, АС 400/51 С 70	1...1V	—			3,68(7,36) 874(1866)
То же повышенная на 6 м УСБ220-7, рис. 2.10.12п	АС 300/39, АС 400 /51 С 70	I...IV	—		—	7,36 2335
Унифицированные железобетонные опоры для ВЛ 330 кВ (рис. 2.10.13, табл. 2.10.13) разработаны Северо-Западным отделением института «Энер-госетьпроект» для I-III района по ветру.
Рис. 2.10.13. Унифицированные и типовые железобетонные опоры ВЛ 330 кВ
Таблица 2.10.13. Унифицированные и типовые железобетонные опоры 330 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м			Расход мате-риалов бетона, м3 стали, кг
	Провод Трос	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Промежуточная	2 х АС 300/39	I	450	450	560	
одноцепная сво-	С 70	II	425	425	530	
бодностояшая пор-		III	375	375	470	
тальная ПБ330-7Н, рис. 2.10.13а		IV	335	335	420	5,03
	2 х АС 400/51	I	450	450	560	1Ы 1
	С 70	II	440	440	550	
		III	395	395	495	
		IV	355	355	445	
То же двухцепная	2 х АС 300/39	I	290	290	350	
ПБЗЗО-4,	С 70	II	290	290	360	
рис. 2.10.136		III	260	260	325	5,04 2914
		IV	230	230	285	
	2 х АС 400/51	I	290	290	360	
	С 70	II	290	290	360	
Анкерная угловая	2 х АС 300/ 39,	L..1V	—	—	—	11,1
одноцепная на от-	2 х АС 400 /51					2304
тяжках на угол поворота до 60°	С 70					
УБЗЗО-5, (УБЗЗО-7) рис. 2.10.1 Зе						
330 кВ (рис. 2.10.13, !М института «Энер-
Длина поддерживающей гирлянды принята 3,4 м.
Опора УБЗЗО-5 (УБЗЗО-7) применяется с ограничением углов поворота ВЛ в соответствии с указаниями на монтажной схеме опоры.
е опоры ВЛ 330 кВ
лезобетонные
ролеты, м		_ Расход мате-риалов бетона, м3 стали, кг
О	Весовой	
1	560 530 470 420	5,03 1511
	560 550 495 445	
	350 360 325 285	5,04 2914
	360 360	
		11,1 2304
Рис. 2.10.14. Унифицированные и типовые железобетонные опоры для ВЛ 500 кВ
Опоры для ВЛ 500 кВ (рис. 2.10.14, табл. 2.10.14) разработаны Отделением дальних передач и Северо-Западным отделением института «Энерго-сетьпроект».
Длина поддерживающей гирлянды принята 4,5 м.
Для IV, V районов по ветру принят скоростной напор 800 Па.
Таблица 2.10.14. Унифицированные и типовые железобетонные опоры 500 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Расход материалов бетона, м3
	Провод Трос	Район по гололеду	Район по ветру	Габаритный	Ветровой	Весовой	
							стали, кг
Промежуточная одноцепная на оттяжках ПБ500-1, рис. 2.10.14а	Зх АС 330 /43 С 70	I II III IV	III	380 380 340 300	560 560 515 455	550 550 465 430	
		I II III IV	IV...V	370 370 330 290	465 405 375 340	555 555 490 430	
	3 х АС 400/51 С 70	1 II III IV	III	385 385 350 315	525 525 425 440	500 500 400 400	5,13 2580
		I II III IV	IV... V	380 380 345 310	380 380 350 320	500 500 400 400	
	3 х АС 500/64 С 70	1 II III IV	III	355 355 325 295	480 480 440 400	440 440 400 365	
		I 11 III IV	IV... V	350 350 320 290	350 350 320 290	440 440 400 365	
То же ПБ500-3, рис. 2.10.146	3 х АС 330/43, 3 х АС 400/51 С 70	I II III IV	IV..V	450 450 405 365	450 450 415 365	560 560 505 435	6,35 2240
Промежуточная одноцепная свободностоящая ПВС500, рис. 2.10.14в	3 х АС 330/ 43, 3 х АС 400/51 С 70	п-ш	IV...V	360	360	450	5,03 3570
То же ПБ500-5Н, рис. 2.10.14г	3 х АС 330/43, 3 х АС 400/51 С 70	II III	IV... V	345 355	430 390	495 440	5,03 2460
То же ПБ500-7Н, рис. 2.10.146	3 х АС 330/43, 3 х АС 400/51 С 70	IV	IV-V	300	300	340	5,03 2270
Опоры для ВЛ 75( Западным отделением
Длина поддержив!
Весовой пролет дл 51 во II районе по roj лянд изоляторов.
11,8
Рис. 2
Таблица 2.10.15.
Тип и условное обозначение	
	Г
Промежуточная одноцепная сво-бодностоящая ПБ750-1, рис. 2.10.15а	4jlj 2х
	5 х. 2х
То же ПБ75О-3, рис. 2.10.156	5 х. 2 х
	5х 2 х
	5х 2 х
	5 х 2 х
к
Опоры для ВЛ 750 кВ (рис. 2.10.15, табл. 2.10.15) разработаны Северо-Западным отделением института «Энергосетьпроект».
Длина поддерживающей гирлянды принята 7,5 м.
Весовой пролет для опоры ПБ750-3 при подвеске проводов 5 х АС 400/ 51 во II районе по гололеду ограничен по прочности поддерживающих гирлянд изоляторов.
Рис. 2.10.15. Железобетонные опоры ВЛ 750 кВ
Таблица 2.10.15. Железобетонные опоры 750 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Расход материалов бетона, м~
	Провод Трос	Район по гололеду	Район по ветру	Габаритный	Ветровой	Весовой	
							стали, кг
Промежуточная одноцепная сво-бодностояшая ПБ750-1, рис. 2.10.15а	4 х АС 500/27 2 х АС 70/72	II III	IV	430 385	430 430	540 480	13,92 5630
	5 х АС 300 /66 2 х АС 70/72	II III	IV	485 435	485 485	610 485	
То же ПБ75О-3, рис. 2.10.156	5 х АС 300/39 2 х АС 70/72	II III	IV	450 400	450 400	560 400	13,92 5790
	5 х АС 300 /66 2 х АС 70/72	II III	IV	490 435	490 435	610 480	
	5 х АС 400/22 2 х АС 70/72	II III	IV	420 375	420 375	525 410	
	5 х АС 400/51 2 х АС 70/72	II III	IV	470 420	470 420	560 460	
Металлические (стальные) опоры.
Стальные опоры ПО кВ (рис. 2.10.16, 2.10.17 и табл. 2.10.16) разработаны Северо-Западным отделением института «Энергосетьпроект» и рассчитаны на подвеску троса С 50.
При подвеске проводов АС 240/32 на опоре У110-2 угол поворота ВЛ при наличии разности тяжений на опоре ограничивается до 50° во II районе и 48° в III и IV районах по гололеду, а при отсутствии разности тяжений — 58° во II районе и до 50° в III и IV районах по гололеду.
Длина поддерживающей гирлянды принята 1,3 м.
Опоры У110-1 и У110-2 могут быть использованы в качестве концевых опор, углы поворота, допускаемые на концевых опорах, указаны на монтажных схемах опор. В случаях, когда угол поворота на концевых опорах превышает эти значения, опоры устанавливаются не по биссектрисе угла, а с предельным углом относительно линии, указанным на монтажной схеме. В этих случаях необходимо проверить величины воздушных промежутков от проводов до опоры.
Повышенные промежуточные опоры монтируются путем применения нормальных опор с 4-х метровыми подставками. Повышенные анкерные угловые опоры монтируются с помощью нормальных опор с одной 10-ти метровой или с двумя 5-ти и 10-ти метровыми подставками. Опора типа УС110-8 применяется без подставок.
Угол поворота на опоре ПУС110-2 при подвеске проводов АС 185 и АС 240 не должен превышать 8°.
Предельный угол поворота линии в V районе по ветру и в III и IV районах по гололеду на опоре У110-1 для проводов АС 240/32 при наличии грозозащитного троса ограничивается до 55°, а на опоре У110-2 — до 45°.
Опоры У110-3 и У110-4 являются нормальными для ВЛ с проводами до АС 120/19 включительно и облегченными (т.е. расчитанными на обрыв одного провода) для ВЛ с проводами АС 150/24. Эти опоры могут применяться также и для ВЛ 150 кВ.
Институтом «Энергосетьпроект» разработаны четырехцепные опоры для строительства ВЛ НО кВ в стесненных условиях трассы и на подходах к подстанциям и станциям.
Промежуточные опоры НО кВ могут применяться в качестве повышенных на ВЛ 35 кВ.
Опоры П110-ЗУ и П110-4У применяются в качестве анкерных угловых.
На опорах П110-5, П110-6, ПС110—9, ПС110-10 могут устанавливаться тросостойки для возможности плавки гололеда на тросах. В этих случаях в обозначении опор в конце добавляются буквы ПГ.
Разработан вариант стальных опор 110 кВ с болтовыми секциями вместо сварных. При этом в обозначении опор в конце добавляется буква В
Для проводов АС 70/11, АС 95/16 и АС 120/19 разработаны повышенные одноцепные и двухцепные анкерные угловые опоры для ВЛ 35 и НО кВ на базе опоры П220-2: одноцепные типов ПС220-21У35 и ПС220-21У110 с высотой до нижней траверсы 24 м и двухцепные типов ПС220-2У35 и ПС220-2У110 с высотой 17,5 м.
. 2.10.16) разработа-эпроект» и рассчита-
2 угол поворота ВЛ до 50° во II районе и ости тяжений — 58°
в качестве концевых азаны на монтажных порах превышает эти а с предельным углом их случаях необходи-одов до опоры.
путем применения иные анкерные угло-
одной 10-ти метро-)пора типа УС110-8
оводов АС 185 и АС
ветру и в III и IV 240/32 при наличии УНО-2 —до 45°.
з ВЛ с проводами до тыми на обрыв одно-ll могут применяться
ехцепные опоры для сы и на подходах к
качестве повышен-
тве анкерных угло-
гут устанавливаться |Х. В этих случаях в
ми секциями вместо |1ется буква В.
>работаны повышен-для ВЛ 35 и 110 кВ
и ПС22О-21У110 с юв ПС220-2У35 и
На анкерных угловых опорах У110-1, У110-2, У110-3 и У110-4 (с подставкой 5 м), УС110-5 и УС110-6 могут устанавливаться молниеотводы высотой 5 и 8 м.
Опоры ГН 10-1, П110-39, ПУС110-1, ПУС110-2 и УС 110-5 изготав-ли-вались до 1987 года.
2,8г	| д М
Рис.2.10.16. Унифицированные промежуточные стальные опоры ВЛ 110 кВ
Рис.2.10.16. Продолжение
Таблица 2.10.16. У/
Рис.2.10.17. Унифицированные анкерные угловые стальные опоры ВЛ ПО кВ
Тип и условное обозначение	
	
Промежуточная одноцепная сво-бодностоящая П110-1, рис. 2.10.16а	А
	А
То же П110-3, рис. 2.10.166	А(
	АС
	АС
	А(
То же П110-ЗУ, рис. 2.10.16в	А<
	А<
То же П110-5, рис. 2.10.16г	А<
	А<
	АС
	АС
13 Справочник по элекгр. сетям тс
384
Рис.2.10.17. Продолжение
Таблица 2.10.16. Унифицированные стальные опоры ПО кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка С цинком
	Провод	Район по гололеду	Район по ветру	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Промежуточная одноцепная свободностоящая П110-1, рис. 2.10.16а	АС 70/11	I II	III	380 300	380 380	475 375	1900 1970
	АС 95/16	I 11	III	375 305	375 375	470 380	
То же П110-3, рис. 2.10.166	АС 120/19	I II	III	435 365	435 435	545 455	2460 2560
	АС 150/24	I II	III	445 380	445 445	555 475	
	АС 185/29	I II	III	440 380	440 440	550 475	
	АС 240/32	I II	III	435 380	435 435	545 475	
То же П110-ЗУ, рис. 2.10.16в	АС 70/11	I...IV	III	—	—	—	2530 2630
	АС 95/16	1,11	III	—	—	—	
То же П110—5, рис. 2.10.16г	АС 70/11	III IV	III	240 200	240 240	300 250	2590 2690
	АС 95/16	III IV	III	270 230	270 270	340 280	
	АС 120/19	III IV	III	300 255	300 300	375 320	
	АС 150/24	III IV	III	320 280	320 320	400 350	
Продолжение табл. 2.10.16
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка с цинком
	Провод	Район по гололеду	Район по ветру	Габаритный	Ветровой	Весовой	
	АС 185/29	III IV	III	325 280	325 325	405 350	2590 2690
	АС 240/32	III IV	III	330 290	330 330	415 360	
Промежуточная двухцепная свободностоящая П110-2, рис. 2.10.166	АС 70/11	I, И	III	То ж опо	е , что эы П11	d для 0-1	2690 2800
То же П110—4, рис. 2.10.16е	АС 120/19-АС 240/32	1,П	III	То же, что и для опоры Ш 10-3			3240 3370
Тоже П110-4У, рис. 2.10.16ж	АС 70/11	I...IV	III	—	—	—	3300 3420
	АС 95/16	1,11	III	—	—	—	
То же П110-6, рис. 2.10.16з	АС 70/11-АС 240/32	III...IV	III	То же, что и для опоры П110-5			3790 3940
Промежуточная пониженная одноцепная свободностоящая ПС110-5, рис. 2.10.16ы	АС 70/11-АС 240/32	1,11	III				2180 2260
Промежуточная пониженная двухцепная свободностоящая ПС110-6, рис. 2.10.16к	АС 70/11-АС 240/32	1,11	III				3330 3460
Промежуточная угловая одноцеп-ная свободностоящая на угол поворота 10° ПУС110-1, рис. 2.10.16л	АС 70/11	III IV	V	240 205	335 235	480 410	4420 4590
	АС 120/19	III IV	V	275 235	385 330	550 470	
	АС 150/24	III IV	V	295 255	400 360	590 510	
	АС 185/29	III IV	V	315 270	400 330	600 540	
	АС 240/32	III IV	V	320 280	400 390	600 560	
Промежуточная угловая двухцеп-ная свободностоящая на угол поворота 10° ПУС110-2, рис. 2.10.16л<	АС 70/11-АС 240/32	III	V	То же, что и для опоры ПУС110-1			6750 7010
Тип и условное обозначение
Промежуточна? одноцепная сво бодностоящая для горных условий ПС110-9, рис. 2.10.16н
То же, но даухцеп-ная ПС110-10, рис. 2.10.16о
Анкерная угловая одноцепная свободностоящая на угол поворота до 60° У110-1, рис. 2.10.17а То же У110-3, рис. 2.10.176
Анкерная угловая двухцепная свободностоящая на угол поворота до 60° У110-1, рис. 2.10.17е Тоже У110-4, рис. 2.10.17г
Анкерная угловая ответвительная одноцепная свободностоящая
УС110-7, рис. 2.10.176 Анкерная угловая ответвительная двухцепная
УС 110-8, рис. 2.10.17е
Анкерная угловая одноцепная с горизонтальным расположением проводов свободностоящая УС 110-3, рис. 2.1О.17ж
табл. 2.10.16
гтные пролеты, м			Масса, кг без цинка
-	Ветровой	Весовой	
			с цинком
	325 325	405 350	2590
	330 330	415 360	2690
к 31	е, что эы П11	и для 0-1	2690 2800
же, что и для эры П110-3			3240 3370
	—	—	3300
	—	—	3420
* э	е, что и для ры П110-5		3790 3940
			2180 2260
			3330 3460
	335 235	480 410	
	385 330	550 470	
	400 360	590 510	4420 4590
	400 330	600 540	
	400 390	600 560	
	е, что и для I ПУС110-1		6750 7010
Продолжение табл. 2.10.16
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка с цинком
	Провод	Район по гололеду	Район по ветру	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Промежуточна; одноцепная сво бодностоящая для горных условий ПС 110-9, рис. 2.10.16н	АС 95/16-АС 240/32	III IV	V	То ж onopi	е , что я ПУС1	и для 10-1	2850 2690
То же, но двухцепная ПС110-10, рис. 2.10.16о	АС 95/16-АС 240/32	III	III	То же, что и для опоры ПУС110-1			4720 4900
Анкерная угловая одноцепная свободностоящая на угол поворота до 60° УНО-1, рис. 2.10.17а	АС 70/11-АС 240/32	I...IV	III				5040 5240
То же У110-3, рис. 2.10.176	АС 70/11-АС 150/24	I ...IV	III	—	—	—	3250 3380
Анкерная угловая двухцепная свободностоящая на угол поворота до 60° УНО-1, рис. 2.10.17в	АС 70/11- АС 240/ 32	I ...IV	III				7700 8000
Тоже УН0-4, рис. 2.10.17г	АС 70/11-АС 150/24	I ...IV	III	—	—	—	5270 5470
Анкерная угловая ответвительная одноцепная свободностоящая УС 110-7, рис. 2.10.176	АС 70/11-АС 240/32	1. IV	III				7440 7730
Анкерная угловая ответвительная двухцепная УСН0-8, рис. 2.10.17е	АС 70/11-АС 240/32	I...IV	III				12080 12650
Анкерная угловая одноцепная с горизонтальным расположением проводов свободностоящая УС110—3, рис. 2.10.17ж	АС 70/11-АС 240/32	I...IV	III				5290 5500
Окончание табл. 2.10.16
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка С цинком
	Провод	Район по гололеду	Район по ветру	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Анкерная угловая одноцепная для городских условий свободностоящая УС 110-5, рис. 2.10.17з	АС 70/11-АС 240/32	I...IV	III				6740 7000
То же, но двухцепная УС 110-6, рис. 2.10.17tz	АС 70/11-АС 240/32	I. .IV	III	—	—	—	10450 10860
Стальные опоры для ВЛ 150 кВ (рис. 2.10.18, табл. 2.10.17) разработаны Северо-Западным отделением института «Энергосетьпроект» и рассчитаны на подвеску троса С 50.
Анкерные угловые опоры для ВЛ 150 кВ применяются те же, что и для ВЛ НО кВ (см. табл. 2.10.16).
При углах поворота ВЛ более 26° для обводки шлейфов на анкерных угловых опорах требуется подвеска поддерживающей гирлянды. Длина поддерживающей гирлянды принята 1,6 м.
В качестве пониженной промежуточной опоры может быть использована
В качестве пов опоры Ш10-5 и П1 В качестве повь ны опоры У110-1 и В качестве отве ваны опоры УС ПО-В качестве одн пользована опора П На опорах П15 возможности плавю в конце добавляютс Разработан eapi сварных. При этом
Таблица 2.10.17. i
Тип и условное обозначение	—
Промежуточная	i
одноцепная свободностоящая П150-1, рис. 2.10.18а	У
	
	
То же двухцепная	А
П150-2, рис. 2.10.166	1
В качестве повышенных промежуточных опор могут быть использованы опоры П110-5 и П110-6 с подставкой.
В качестве повышенных анкерных угловых опор могут быть использованы опоры УНО-1 и УНО-2 с одной и двумя подставками.
В качестве ответвительных анкерных угловых опор могут быть использованы опоры УС110-7 и УС110-8.
В качестве одноцепных промежуточных угловых опор может быть использована опора ПУС110-1.
На опорах П150—1 и П150-2 могут устанавливаться тросостойки для возможности плавки гололеда на тросах, в этом случае в обозначениях опор в конце добавляются буквы ПГ.
Разработан вариант стальных опор 110 кВ с болтовыми секциями вместо сварных. При этом в обозначении опор в конце добавляется буква «Т».
Таблица 2.10.17. Унифицированные стальные опоры 150 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка
	Провод	Район по гололеду	Район по ветру	Габаритный	Ветровой	Весовой	
							С цинком
Промежуточная	АС 120/19	I	III	420	420	525	
одноцепная сво-		II		350	420	435	
бодностоящая		III		290	405	365	
П150-1,		IV		250	350	315	
рис. 2.10.18а	АС 150/24	I	III	425	425	530	
		II		365	425	455	
		III		310	425	340	2620
		IV		270	380	340	2720
	АС 185/29	I	III	425	425	530	
		II		365	425	390	
		III		315	425	390	
		IV		270	380	340	
	АС 240/32	I	III	415	415	520	
		II		370	415	460	
		III		320	415	400	
		IV		280	370	350	
То же двухцепная	АС 120/19-	I...IV	III	То же, что и для			3860
П150-2,	АС 240/32			опоры П150-1			4010
рис. 2.10.166							
Стальные опоры для ВЛ 220 кВ (рис. 2.10.19, табл. 2.10.18) разработаны Северо-Западным отделением института «Энергосетьпроект» для III района по ветру.
Длина поддерживающей гирлянды принята 2,4 м. Грозозащитный трос С 70.
Промежуточные опоры П202-2, ПС220-2, ПУС220-1 и анкерные угловые опоры У220-2 могут применяться также и для подвески двух тросов, при этом используется тросостойка для двух тросов, а в обозначении опор в конце добавляется буква «Т».
Напряжение в грозозащитном тросе не должно превышать 400 МПа.
Все анкерные опоры могут быть использованы в качестве концевых, при этом углы поворота указаны на монтажных схемах опор. В случаях, когда углы поворота на концевых опорах превышают эти значения, опоры устанавливаются не по биссектрисе угла, а с предельным углом относительно линии, указанной на монтажной схеме. В этих случаях необходимо проверить величины воздушных промежутков от провода (наружного угла) до опоры.
При углах поворота более 21° для обводки шлейфа на верхней траверсе опоры У220-1 и на верхней и нижней траверсах опоры У220-2 требуется подвеска поддерживающих гирлянд (с наружной стороны угла поворота). На опоре У220-3 для обводки шлейфа средней фазы при любых углах поворота требуется подвеска двух поддерживающих гирлянд на верхней траверсе.
Разработаны специальные промежуточные и промежуточные угловые опоры для горных условий: свободностоящие (ПС220-5 и ПС220-6) и на оттяжках (ПС220-7) для III и IV районов по гололеду и для V района по ветру. Все опоры могут применяться с одним или двумя тросами.
Промежуточные свободностоящие одноцепные и двухцепные опоры могут применяться с подставкой высотой 5 м, а анкерные угловые с подставками высотой 5 и 9 м, а также с двумя подставками высотой 5 + 9 = 14 м.
МО. 18) разработаны оект» для III района
эзащитный трос С 70. -1 и анкерные угло-ски двух тросов, при обозначении опор в
вышать 400 МПа.
естве концевых, при )р. В случаях, когда ;ния, опоры устанав-относительно линии, имо проверить вели-/гла) до опоры.
на верхней траверсе ы У220-2 требуется ы угла поворота). На обых углах поворота ерхней траверсе.
ежуточные угловые 5 и ПС220-6) и на и для V района по ? тросами.
ухцепные опоры меловые с подставками 5 + 9 - 14 м.
Рис. 2.10.19. Продолжение
ВЛ 220 кВ
Весовые пролеты для опоры П220-5 в III и IV районах по гололеду указаны в знаменателе (см. табл. 2.10.18) для опоры П220-3.
По согласованию с заводом-изготовителем могут применяться анкерные угловые опоры на провод АС 300/39 и ограниченные углы поворота: одноцепные с одним тросом типа У220-7 (угол поворота до 40°) и с двумя тросами типа У220-11 (угол поворота до 60°); двухцепные с одним и двумя тросами типа У220-10 и У220-10Т (угол поворота до 60°). Эти опоры также применяются с подставками 5 и 9 м.
Таблица 2.10.18. Унифицированные стальные опоры 220 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка с цинком
	Провод	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Промежуточная свободностоящая П220-3, рис. 2.10.19а	АС 300/39	I II III IV	520 490 430 380	520 520 520 520	650 615 540 475 440	4700 4880
	АС 400/51	1 II III IV	520 475 435 390	520 520 520 520	595 595 545 520 490 390	
То же с двумя тро-сами П220-ЗТ, рис. 2.10.196	АС 300/ 39-АС 400/51	I...IV	То Ji-on о	се, что ры П22	4 ДЛЯ 0-3	4880 5070
То же пониженная на 5 м ПС220-3, рис. 2.10.19е	АС 300/39-АС 400/51	I...IV	—	—	—	4060 4210
Промежуточная одноцепная на оттяжках П220-5, рис. 2.10.19г	АС 300/39-АС 400/51	1,11	То я опо	се, что ры П22	4 ДЛЯ о-з	3430 3540
То же повышенная на 4,5 м ПС220-5-4.5, рис. 2.10.196	АС 300/ 39-АС 400/51	1,11	—	—	—	3730 3850
То же пониженная на 6 м П220-5-6,0, рис. 2.10.19е	АС 300/39-АС 400/51	I.1I	—	—	—	3080 3180
То же пониженная на 10,5 м ПС220-5-10,5, рис. 2.10.19ж	АС 300/39-АС 400/51	1,11	—	—	—	2780 2880
Тип и условное обозначение	
Промежуточная двухцепная свободностоящая П220-2, рис. 2.10.19з	
То же пониженная на 5 м ПС220-2, рис. 2.10.19и	А<
Промежуточная угловая одноцепная свободностоящая ПУС220-1. рис. 2.10.19/с	А<
Анкерная угловая одноцепная с одним тросом на угол поворота до 6° У220-1, рис. 2.10.19л	А(
То же, но с двумя тросами и горизонтальным расположением проводов У220-3, рис. 2.10.19л«	А<
Анкерная угловая двухцепная на угол поворота до 60°У220-1, рис. 2.10.19н	А<
Анкерная угловая одноцепная для городских условий повышенная на 5 м УС220-5, рис. 2.10.19о	А(
То же двухцепная УС220-5, рис. 2.10.19п	А<

Окончание табл.2.10.18
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка С цинком
	Провод	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Промежуточная двухцепная свободностоящая П220-2, рис. 2.10.19з	АС 300/39	I II III IV	470 440 385 345	470 470 470 470	530 550 480 430	6210 6450
	АС 400/51	I II III IV	465 425 390 355	465 465 465 465	520 530 490 440	
То же пониженная на 5 м ПС220-2, рис. 2.10.19и	АС 300/39-АС 400/51	I...IV	—	—	—	5500 5720
Промежуточная угловая одноцепная свободностоящая ПУС220-1, рис. 2.10.19k	АС 300/39-АС 400/51	I...IV	—	—	—	6820 7080
Анкерная угловая одноцепная с одним тросом на угол поворота до 6° У22О-1, рис. 2.10.19л	АС 300/39-АС 400/51	I...IV				8610 8950
То же, но с двумя тросами и горизонтальным расположением проводов У220—3. рис. 2.10.19л«	АС 300/39-АС 400/51	I...IV				7250 7530
Анкерная угловая двухцепная на угол поворота до 60°У220-1, рис. 2.10.19н	АС 300/39-АС 400/51	I . IV	—	—	—	14400 14980
Анкерная угловая одноцепная для городских условий повышенная на 5 м УС220—5, рис. 2.10.19о	АС 300/39-АС 400/51	I, II				10830 11250
То же двухцепная УС220-5, рис. 2.10.19п	АС 300/39-АС 400/51	I, п	—	—	—	18720 19450
Стальные опоры для ВЛ 330 кВ (рис. 2.10.20, табл. 2.10.19) разработаны Северо-Западным отделением института «Энергосетьпроект» для III района по ветру.
Длина поддерживающей гирлянды принята 3,5 м. Грозозащитный трос С 70.
Напряжение в грозозащитном тросе не должно превышать 400 МПа.
Все анкерные угловые опоры могут быть использованы в качестве концевых, при этом углы поворота на них указаны на монтажных схемах опор. В случаях, когда углы поворота на концевых опорах превышают эти значения, опоры устанавливаются не по биссектрисе угла, а с предельным углом относительно линии, указанным на монтажной схеме. В этих случаях необходимо проверить величины воздушных промежутков от проводов до опоры.
Промежуточные опоры ПЗЗО-З, ПСЗЗО-З, ПЗЗО-2, ПСЗЗО-2 и анкерные угловые опоры УЗЗО-1, УЗЗО-2 и УСЗЗО-2 могут применяться также с двумя тросами. При этом испльзуется специальная тросостойка для двух тросов, а в обозначении опор в конце добавляется буква «Т».
При углах поворота более 21° для обводки шлейфа на верхней траверсе опоры УЗЗО-1 и на верхней и нижней траверсах опоры УЗЗО-2 требуется подвеска поддерживающих гирлянд (с наружной стороны угла поворота). На опоре УЗЗО-З для обводки шлейфа средней фазы при любых углах поворота требуется подвеска двух поддерживающих гирлянд на верхней траверсе.
Промежуточные свободностоящие одноцепные и двухцепные опоры могут применяться с подставкой высотой 5 м, а анкерные угловые с подставками высотой 5 и 9 м, а также с двумя подставками высотой 5 + 9 = 14 м.
Опора ПСЗЗО-5 изготавливалась до 1987 г.
5,5 . 5,5
Рис. 2.10.20. Унифицированные стальные опоры 330 кВ
10.19) разработаны ект» для III района
защитный трос С 70. ышать 400 МПа.
ны в качестве конных схемах опор. В иают эти значения, гльным углом отно-лучаях необходимо ,ов до опоры.
СЗЗО-2 и анкерные зться также с двумя для двух тросов, а в
а верхней траверсе УЗЗО-2 требуется угла поворота). На бых углах поворота рхней траверсе.
депные опоры могут звые с подставками 1 + 9 = 14 м.
Рис. 2.10.20. Продолжение
330 кВ
Таблица 2.10.19. Унифицированные стальные опоры 330 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка С цинком
	Провод	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Промежуточная одноцепная свободностоящая пззо-з, рис. 2.10.20а	2 х АС 300/39	I II	495 470	495 495	620 590	6150 6390
	2 х АС 400/51	I II	495 450	495 495	620 565	
То же пониженная на 5 м ПСЗЗО-2, рис. 2.10.206	2 х АС 300/39	I. ..IV	—	—	—	5420 5630
Промежуточная одноцепная на оттяжках ПЗЗО-1, рис. 2.10.20в	2 х АС 300/39	1...IV	То же, что и для опоры ПЗЗО—3			4860 5020
То же ПЗЗО—9, рис. 2.10.20г	2 х АС 300/ 39, 2х АС 400/51	I, II III IV	То я опо 410 365	<е, что ры ПЗс 495 495	4 ДЛЯ 10—3 515 455	5110 5300
Промежуточная двухцепная свободностоящая ПЗЗО-2, рис. 2.10.206	2 х АС 300/39,	1 II III IV	445 415 365 325	445	555 520 455 405	10080 10480
	2 х АС 400/51	1 II III	425 395 365	525	530 495 455	
Анкерная угловая одноцепная с одним тросом на угол поворота до 60° УЗЗО-1, рис. 2.10.20ж	2 х АС 300/39, 2 х АС 400/51	I...1V				13150 13660
То же, но с двумя тросами и горизонтальным расположением проводов УЗЗО—3, рис. 2.10.20з	2 х АС 300/39, 2 х АС 400/51	I...IV				10500 10910
Анкерная угловая двухцепная на угол поворота до 60°У330-2, рис. 2.10.20а	2 х АС 300/39, 2 х АС 400/51	1...1V		—	—	22970 23870
Тип и условное обозначение	—
Промежуточная одноцепная свободностоящая для районов с загрязненной атмосферой ПСЗЗО—5, рис. 2.10.20к	
То же двухцепная ПСЗЗО-6, рис. 2.10.20л	
То же анкерная угловая двухцепная УСЗЗО—2, рис. 2.10.20л	
Стальные onopi ОДП института «Э марки С 70. Матерт типов ПБ—1, ПБ-2 типов ПУБ-2 и ПУ Ст-35л. Все конст|
Нормативное н нято 113 МПа, авг плуатационных усл
Опоры У1 и У2
Опоры Р2 и Р1 У2 и У1 — с подст
Подставки при! устанавливаемых в
Стойки опор У ваются по специа/ угла поворота.
На базе каждо! четыре схемы косо работ при установ!
Разработаны т проводящих сталег по ним ВЫСОКОЧЗС1
Опоры ПБ-5,1
I
оры 330 кВ
пролеты, м		Масса, кг без цинка с цинком
гро эй	Весовой	
95 95	620 590	6150 6390
95 95	620 565	
—	—	5420 5630
то и для ПЗЗО-З		4860 5020
[ТО ПЗГ )5 15	и для ю-з 515 455	5110 5300
5	555 520 455 405	10080 10480
5	530 495 455	
		13150 13660
		10500 10910
		22970 23870
Окончание табл.2.10.19
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка С цинком
	Провод	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Промежуточная одноцепная свободностоящая для районов с загрязненной атмосферой ПСЗЗО—5, рис. 2.10.20/с	2 х АС 300/39 2 х АС 400/51	1...IV	То опо	,е, что эы ПЗЗ	4 ДЛЯ 0-9	7150 8050
То же двухцепная ПСЗЗО-6, рис. 2.10.20л	2 х АС 300/39 2 х АС 400/51	I...IV	То же, что и для опоры ПЗЗО-2			10930 11360
То же анкерная угловая двухцепная УСЗЗО—2, рис. 2.10.20л	2 х АС 300/39 2 х АС 400/51	I...IV	—	—	—	31010 34210
Стальные опоры для ВЛ 500 кВ (рис. 2.10.21, табл. 2.10.20) разработаны ОДП института «Энергосетьпроект» и рассчитаны на подвеску двух тросов марки С 70. Материал опор — сталь марок ВМСт-3 и 14Г2; оттяжки для опор типов ПБ~1, ПБ-2 и ПБ-1-3 — стальной канат 15,5-140-В-СС, а для опор типов ПУБ-2 и ПУБ—5 — стальной канат 21,0-120—В—СС; стальное литье Ст-35л. Все конструкции опор болтовые оцинкованные.
Нормативное наибольшее напряжение в проводах АС 330 и АС 400 принято 113 МПа, а в проводе АСО 500 — 93,1 МПа, напряжение при среднеэксплуатационных условиях — 67,5 МПа.
Опоры У1 и У2 могут быть использованы в качестве концевых
Опоры Р2 и Р1 могут применяться с подставками высотой 5 и 10 м, опоры У2 и У1 — с подставками 5 и 12 м.
Подставки применяются для нормальных условий и усиленные для опор, устанавливаемых в поймах рек.
Стойки опор У1Т и У2Т в зависимости от угла поворота ВЛ устанавливаются по специальным схемам со смещением относительно биссектрисы угла поворота.
На базе каждой из опор ПБ-1, ПБ-2, ПБ-3, ПБ-4 и ПБ-5 разработаны четыре схемы косогорных опор, позволяющих отказаться от планировочных работ при установке опор на косогорах поперек линии.
Разработаны тросостойки для подвески вместо стальных тросов С 70 проводящих сталеалюминиевых проводов марки АС 70/39 для организации по ним высокочастотных каналов.
Опоры ПБ-5, Р1, У1, У1Т, ПУБ-5 и ПУБ-20 изготавливались до 1987 г.
Рис. 2.10.21. Типовые стальные опоры 500 кВ
Таблица 2.10.20. Т1
Тип и условное обозначение	
	Г
Промежуточная	3 х У
на оттяжках	3 х 1
ПБ-1, рис. 2.10.21а	
То же ПБ-2,	3 х j
рис. 2.10.21а	Зх.
То же ПБ-3,	3 х.
рис. 2.10.216	3 х
То же ПБ-4,	3 х
рис. 2.10.216	Зх
То же ПБ—5,	3 х
рис. 2.10.216	3 х
То же ПБ-1-3, рис. 2.10.216	3 х
Промежуточная свободностоящая	3 х
Р2, рис. 2.10.21 в	Зх
То же Р1,	Зх
рис. 2.10.21а	
	Зх
Промежуточная угловая на оттяж-	3 х
ках на угол до 2° ПУБ-2,	
рис. 2.10.21г	О X
Таблица 2.10.20. Типовые стальные опоры 500 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка
	Провод	Район по гололеду	Скоростной напор, МПа	Габаритный	Ветровой	Весовой	
							С цинком
Промежуточная на оттяжках ПБ-1, рис. 2.10.21а	3 х АС 400/51 3 х АС 500/64	II II	550	460 425	460 425	575 530	6540 6730
То же ПБ—2, рис. 2.10.21а	3 х АС 400/51	II III IV	550	460 410 370	460 410 370	575 510 460	6710
	3 х АС 500/64	II III IV	550	425 385 350	425 385 350	530 480 435	6910
То же ПБ—3, рис. 2.10.216	3 х АС 400/51 3 х АС 500/64	II II	800	450 420	450 420	560 525	7320 7530
То же ПБ—4, рис. 2.10.216	Зх АС 400/51	II III IV	800	450 405 385	450 405 365	560 505 455	7770
	3 х АС 500/64	II III IV	800	420 380 345	420 380 345	525 475 430	7990
То же ПБ-5, рис. 2.10.216	3 х АС 400/51	II III IV	800	450 405 365	450 405 365	525 505 455	8180
	3 х АС 500/64	II III IV	800	420 380 345	420 380 345	525 475 430	8410
То же ПБ—1-3, рис. 2.10.216	3 х АС 330/43	II	550	430	460	575	6760 6960
Промежуточная свободностоящая	Зх АС 400/51	II IV	800	450 365	525 420	655 525	Н470
Р2, рис. 2.10.21е	3 х АС 500/64	II IV	800	420 345	485 395	605 495	11820
То же Р1, рис. 2.10.21е	3 х АС 400/51	II IV	550	460 370	530 425	660 530	10810
	3 х АС 500/64	II IV	550	425 350	495 400	62(Г 500	11140
Промежуточная угловая на оттяжках на угол до 2°	3 х АС 400/51	II III IV	800	450 405 365	450 405 365	560 505 455	9440
ПУБ-2, рис. 2.10.21г	3 х АС 500/64	II III IV	800	420 380 345	420 380 345	525 475 430	9730
Окончание табл.2.10.20
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка
	Провод	Район по гололеду	Скоростной напор, МПа	Габаритный	Ветровой	Весовой	
							С цинком
То же на угол 2...5° ПУБ-5, рис. 2.10.21д	3 х АС 400/51	II III IV	550...800	450 405 365	450 405 365	560 505 455	9310 9590
	3 х АС 500/64	II III IV	550...800	420 380 345	420 380 345	525 475 430	
То же на угол 5...20° ПУБ-20, рис. 2.10.21е	Зх АС 400/51, 3 х АС 500/64	II...IV	550... 800	—	—	—	13270 13670
Анкерная угловая трехстоечная свободностоящая на угол до 60° У2, рис. 2.10.21 ж	3 х АС 400/51	IL..IV	550...800				15450 15920
То же на угол до 45° У1, рис. 2.1О.21ж	3 х АС 400/51 3 х АС 500/64	II...IV	550 и 800	—	—	—	14410 14840
То же транспозиционная У1Т, рис. 2.10.21з	Расчетные условия те же, что и для опоры У1						15980 16460
То же У2Т, рис. 2.10.213	Расчетные условия те же, что и для опоры У2						17030 17540
То же косогорная У1к, рис. 2.10.21U	Расчетные условия те же, что и для опоры У1						15560 16030
То же У2К, рис. 2.10.21 и	Расчетные условия те же, что и для опоры У2						16640 17140
Анкерная угловая трехстоечная на угол до 60° на оттяжках высотой 17 м УБМ-17, рис. 2.10.21k	3 х АС 400/51 3 х АС 500/64	II...IV	550...800				12850 13330
То же высотой 22 м УБМ-22, рис. 2.10.21л	3 х АС 400/51 3 х АС 500/64	II.IV	550...800	—	—	—	15180 15640
Все конструкции ( опор — сталь марок В В-СС-Н; стальное ли
Анкерные угловые установкой на 0° со ст
Анкерные угловые с подставками высоте
На базе каждой I четыре схемы косого]: работ при установке <
Для опоры ПС75С для ветрового напора следует снизить на 1<
Опора ПН750-1 Петербург.
Стальные опоры для ВЛ 750 кВ (рис. 2.10.22, табл. 2.10.21) разработаны Отделением дальних передач и Северо-Западным отделением института «Энергосетьпроект».
Опоры рассчитаны на подвеску двух расщепленных тросов 2 х кСЮ/72, используемых для организации по ним высокочастотных каналов. На тросах может быть предусмотрена плавка гололеда.
Примечани не менее.
Все конструкции опор оцинкованные, собираемые на болтах. Материал опор — сталь марок ВСт-ЗПс и 14Г2; оттяжки — стальной канат 17,0-140-В-СС-Н; стальное литье — Ст-35л, гр. И.
Анкерные угловые опоры могут быть использованы в качестве концевых с установкой на 0° со стороны линии.
Анкерные угловые опоры и опоры ПС750-1 и ПС750-3 могут применяться с подставками высотой 5 и 10 м.
На базе каждой из опор ПП750-1, ПП750-3 и ПП750-5 разработаны четыре схемы косогорных опор, позволяющих отказаться от планировочных работ при установке опор на косогорах поперек линии.
Для опоры ПС750-3 длины пролетов для IV района по гололеду указаны для ветрового напора 550 МПа, для ветрового напора 800 МПа длины пролетов следует снизить на 10... 15 м.
Опора ПН750-1 применялась только на ВЛ 750 кВ Конаково-Санкт-Петербург.
Q	л
Рис. 2.10.22. Типовые стальные опоры 750 кВ
Таблица 2.10.21. Типовые стальные опоры 750 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка
	Провод	Район по гололеду	Скоростной напор, МПа	Габаритный	Ветровой	Весовой	
							с цинком
Промежуточная портальная на оттяжках ПП750-1. рис. 2.10.22а	5 х АС 300/39	II III	550	500 440	500 440	625 550	11080 11490
	5 х АС 300/66	II Ш	550	540 475	540 435	675 595	
	5 х АС 400/22	II III	550	470 415	470 415	590 520	
	5 х АС 400/51	II III	550	515 460	515 460	645 575	
То же ПП750—3. рис. 2.10.22а	5 х АС 300/39	III IV	550	385 425	385 425	480 530	11290 11820
	5 х АС 400/51	III IV	550	365 410	365 410	455 515	
То же ПП750-5, рис. 2.10.22а	5 х АС 300/39	III IV	800	430 375	430 375	535 470	12600 13060
	5 х АС 300/66	III IV	800	465 415	465 415	580 520	
	5 х АС 400/22	III IV	800	405 355	405 355	505 445	
	5 х АС 400/51	111 IV	550	450 405	450 405	580 505	
То же У-образная на оттяжках ПН75О-1, рис. 2.10.226	5 х АС 300/39	II III	550	540 470	540 470	675 590	11300 11660
	5 х АС 300/43	II HI	550	550 485	550 485	690 605	
	5 х АС 400/51	II III	550	560 495	560 495	700 620	
То же свободностоящая портальная ПС750-1, рис. 2.10.226	5 х АС 300/39	II III	550	500 440	560 440	625 550	19880 20670
	5 х АС 300/66	II III	550	540 475	540 475	675 595	
	5 х АС 400/22	II HI	550	470 415	590 520	705 625	
	5 х АС 400/51	II HI	550	515 460	645 460	775 575	
То же ПС75О-3, рис. 2.10.22е	5 х АС 300/39	II III	550...800	430 385	430 385	535 480	20250 21066
	5 х АС 300/66	II HI	550...800	485 425	465 425	580 530	
Тип и условное обозначение	
Промежуточная портальная сво-	5 х
бодностоящая ПС750-3, рис. 2.1О.22е	5х
Анкерная угловая	5 х
трехстоечная сво-	5 х
бодностоящая на	5 х
угол до 60° УС750-1,	5 х
рис. 2.10.22г	
То же косогорная	5 х
УСК750-1	5 х
рис. 2.10.22г	5 х 5 х
То же транспози-	5 х
ционная	5 х
УС750-1+5Т,	5 х
рис. 2.1О.22е	5 х
Стальные onopi
Отделением дальш
1 — узел крепления нал гирлянды для обводки шлей 7 — дополнительн<
Окончание табл.2.10.21
пролеты, м		Масса, кг без цинка
ро >й	Весовой	
		С цинком
)0 Ю	625 550	11080 11490
Ю 15	675 595	
'0 .5	590 520	
5 >0	645 575	
Гел 5т	480 530	11290 11820
15 0	455 515	
10 '5	535 470	12600 13060
15 5	580 520	
15 15	505 445	
10 15	580 505	
Ю '0	675 590	11300 11660
10 15	690 605	
О LO	700 620	
10 ю	625 550	19880 20670
ю '5	675 595	
10 !0	705 625	
15 10	775 575	
Ю 15	535 480	20250 21066
>5 ’5	580 530	
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка с цинком
	Провод	Район по гололеду	Скоростной напор, МПа	Габаритный	Ветровой	Весо-ВОЙ	
Промежуточная портальная свободностоящая ПС750-3, рис. 2.1О.22е	5 х АС 400/22	II III	550...800	405 365	405 460	505 450	20250 21060
	5 х АС 400/51	II III	550... 800	460 410	575 410	690 515	
Анкерная угловая трехстоечная свободностоящая на угол до 60° УС750-1, рис. 2.10.22г	5 х АС 300/39 5 х АС 300/66 5 х АС 400/22 5 х АС 400/51	I1...IV	550...800	—	—	—	29510 30660
То же косогорная УСК750-1 рис. 2.10.22г	5 х АС 300/39 5 х АС 300/66 5 х АС 400/22 5 х АС 400/51	II...IV	550...800	—	—	—	32330 33590
То же транспозиционная УС750-1+5Т, рис. 2.10.22е	5 х АС 300/39 5 х АС 300/66 5 х АС 400/22 5 х АС 400/51	II...IV	550...800	—	—	—	44530 46250
Стальные опоры для ВЛ 1150 кВ (рис. 2.10.23, табл. 2.10.22) разработаны Отделением дальних передач института «Энергосетьпроект».
48,0	__________45,6
Рис.2.10.23. Стальные опоры П50 кВ:
1 — узел крепления натяжных гирлянд троса; 2 — то же провода; 3 — узел крепления, поддерживающий гирлянды для обводки шлейфа троса, 4 — то же оттяжных гирлянд провода; 5 — подставка П5; 6 — подставка П7;
7 — дополнительная стойка; 8 — узел крепления натяжных транспозиционных гирлянд провода
Рис. 2.10.23 Продолжение
Таблица 2.10.22. С
Тип и условное обозначение	—
Промежуточная V-образная на от-тяжках ПОГ1150-1М, рис. 2.10.23а	8 х 2х 8х 2> 8 х 2г
То же ПОГ1150-5, рис. 2.10.236	8х 2з 8х 2; 8х 2:
Анкерная угловая и концевая свободностоящая трехстоечная на угол 60° высотой 23 м У1150-1, рис. 2.1О.23в	
То же повышенная на 5 м У1150-1+5, рис. 2.10.23г	
То же повышенная на 12 м У1150-1 + 12, рис. 2.10.236	
То же транспозиционная У1150-1+12Т, рис. 2.1О.23е	
Таблица 2.10.22. Стальные опоры 1150 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка с цинком
	Провод трос	Район по гололеду	Скоростной напор, МПа	Габаритный	Ветровой	Весо-ВОЙ	
Промежуточная V-образная на от-тяжках ПОП 150-1М, рис. 2.10.23а	8 х АС 300/48 2 х АС 70/72	II	700 750	420 415	420 415	460 460	20350 21050
	8 х АС 330/43 2 х АС 70/72	III	700 750	380 370	400 370	430 400	
	8 х АС 400/51 2 х АС 70/72	IV	700	335	340	375	
То же ПОГ1150-5, рис. 2.10.236	8 х АС 300/48 2 х АС 70/72	II	700 750	420 415	420 415	460 460	17830 18430
	8 х АС 330 /43 2 х АС 70/72	III	700 750	375 370	380 370	420 410	
	8 х АС 400/ 51 2 х АС 70/72	IV	700	335	340	375	
Анкерная угловая и концевая свободностоящая трехстоечная на угол 60° высотой 23 м У1150-1, рис. 2.10.23е	То же	II III	800 800	—	400 360	600 540	46480 48220
То же повышенная на 5 м У1150-1+5, рис. 2.10.23г	То же	п III	800 800	—	400 360	600 540	58170 60350
То же повышенная на 12 м У1150-1 + 12, рис. 2.10.236	То же	II III	800 800	—	400 360	600 540	76170 79040
То же транспозиционная У1150-1 + 12Т, рис. 2.10.23е	То же	II III	700 700	—	425 380	600 600	86220 89460
Стальные опоры со стойками многогранного сечения 110 и 220 кВ представлены на рис. 2.10.24 и табл. 2.10.23.
Опора ПМОПО-З разработана институтом «Сельэнергопроект», а остальные опоры разработаны Северо-Западным отделением института «Энергосетьпроект».
Опоры могут применяться при условии предварительного согласования с заводом-изготовителем.
Рис. 2.10.24 Стальные опоры со стойками многогранного сечения НО и 220 кВ
Таблица 2.10.23. С с
Тип и условное обозначение	
Промежуточная одноцепная на оттяжках для ВЛ ПО кВ ПМО110-3-1, рис. 2.10.24а	AJ
П ро межуточная	А
двухцепная на оттяжках для ВЛ	
НО кВ	А<
ПМ110-2, рис. 2.10.24а	А
П ромежуточная одноцепная на оттяжках для ВЛ 220 кВ ПМ220-5Т, рис. 2.1О.24е	А
Промежуточная	А
одноцепная свободностоящая для ВЛ 220 кВ ПМ220-1, рис. 2.10.24г	А
То же ПМ220-3, рис. 2.1О.24<3	А
Переходные ст 2.10.25 и табл. 2.10 «Энергосетьпроект*
Опоры могут п ми условиями и с на опоры не будут опор.
Опоры неоцинг ниям на монтажны
Таблица 2.10.23. Стальные опоры со стойками многогранного сечения 110 и 220 кВ
Тип и условное обозначение	Расчетные условия			Расчетные пролеты, м			Масса, кг без цинка с цинком
	Провод трос	Район по гололеду	Скоростной напор, МПа	Габаритный	Ветровой	Весовой	
Промежуточная одноцепная на оттяжках для ВЛ ПО кВ ПМО110-3-1, рис. 2.10.24а	АС 120/19 С 50	I II	500	400 365	435 435	480 455	2000 2050
Промежуточная двухцепная на оттяжках для ВЛ НО кВ ПМ110-2, рис. 2.10.24а	АС 70/11 С 50	I 11	650	355 285	415 355	445 355	3070 3180
	АС 95/110 С 50	I II	650	375 320	415 355	470 400	
	АС 120/19 С 50	I II	650	415 355	415 355	520 445	
Промежуточная одноцепная на оттяжках для ВЛ 220 кВ ПМ22О-5Т, рис. 2.10.24е	АС 240/32 С 70	I II	650	500 470	500 470	620 590	3690 3820
Промежуточная одноцепная свободностоящая для ВЛ 220 кВ ПМ220-1, рис. 2.10.24г	АС 300 /39 С 70	I II	500	375 365	420 420	370 455	3360 3490
	АС 400/51 С 70	I II	500	375 375	375 375	470 455	
То же ПМ220-3, рис. 2.1О.24<3	АС 240/32 С 70	I II	500	450 430	450 430	560 540	3800 3940
Переходные стальные опоры ВЛ 110-220 кВ, представленные на рис. 2.10.25 и табл. 2.10.24, разработаны Северо-Западным отделением института «Энергосетьпроект» и рассчитаны для применения в I-IV районах по гололеду.
Опоры могут применяться в районах с более тяжелыми климатическими условиями и с другими проводами и тросами при условии, что нагрузки на опоры не будут превышать значений, указанных на монтажных схемах опор.
Опоры неоцинкованные и подлежат защите от коррозии согласно указаниям на монтажных схемах опор.
Рис. 2.10.25. Унифицированные стальные переходные опоры
Рис. 2.10.25. Продолжение
Таблица 2.10.24. Унифицированные переходные стальные опоры ВЛ 110-500 кВ
ые опоры
	Расчетные условия		Высота	
Тип и условное обозначение	Провод трос	Скоростной напор, МПа	до нижней траверсы, м	Масса, кг
Промежуточная одноцепная для ВЛ 110 кВ, рис. 2.10.25а ПП110-1/67,5, Тоже ПП110-1/57,5, То же ПП110-1 / 47,5, То же ПП110-1 / 37,5	До АС 185/128 До С 70	500	67,5 57,5 47,5 37,5	56360 47230 37700 31030
Промежуточная двухцепная для ВЛ ПО кВ, рис. 2.10.256 ПП110-2/60, То же ПП110-2/50, То же ПП110-2/40,	До АС 185/128 До С 70	500	60 50 40	60860 51130 40700
Промежуточная одноцепная для ВЛ 220 кВ, рис. 2.10.256 ПП220-1/79, То же ПП220-1/69, То же ПП220-1/59, То же ПП22О-1/49, То же ПП220-1/38	До АС 500/336 До С 140	500	79 69 59 49 38	75000 62000 52500 43500 35000
Продолжение табл. 2.10.24
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Высота до нижней траверсы, м	Масса, кг
	Провод трос	Скоростной напор, МПа		
Промежуточная двухцепная для ВЛ220 кВ, рис. 2.10.25г ПП22О-2/7О, То же ПП220-2/60, То же ПП220-2/ 50, То же ПП220-2/40	До АС 500 /336 До С 140	500	70 60 50 40	83300 71000 62000 52000
Промежуточная одноцепная для ВЛ 330 кВ, рис. 2.1О.25<3 ППЗЗО-1/81, То же ППЗЗО-1/71, То же ППЗЗО—1 / 61, Тоже ППЗЗО-1/51, Тоже ППЗЗО-1/41	До 2 х АС 500/336 До С 200	650	81 71  61 51 41	136900 116960 99300 80720 67880
Промежуточная двухцепная для ВЛ 330 кВ, рис. 2.10.25г ПП330-2/70, То же ПП330-2/ 60, То же ПП330-2/ 50, То же ПП330-2/40	До 2 х АС 500/336 До С 200	650	70 60 50 40	148400 128160 110600 94500
Промежуточная одноцепная для ВЛ 500 кВ, рис. 2.10.25ж ПП500-1/100*,	До 2 х АС 500/336 До С 200	650	100	211600 206500
То же ПП500-1 /88,			88	179800 177000
То же ПП500-1/76,			76	150400 148300
То же ПП500-1 /64,			64	125700 125500
То же ПП500-1/52			52	105900 105700
Тоже ПП500-1/40			40	87300 88300
Концевая трехстоечная одноцепная для ВЛ 220 кВ К22О-1 **, рис. 2.10.25з	До АС 500 /336 До С 140	500	12	29000
То же двухцепная К220-2, рис. 2.10.25и			12	38000
гние табл. 2.10.24
Окончание табл. 2.10.24
Высота до нижней траверсы, м	Масса, кг
70	83300
60	71000
50	62000
40	52000
81	136900
71 	116960
61	99300
51	80720
41	67880
70	148400
60	128160
50	110600
40	94500
100	211600 206500
88	179800 177000
76	150400 148300
64	125700 125500
52	105900 105700
40	87300 88300
12	29000
12	38000
Тип и условное обозначение	Расчетные условия		Высота до нижней траверсы, м	Масса, кг
	Провод трос	Скоростной напор, МПа		
Концевая трехстоечная одноцепная для ВЛ 330 кВ КЗЗО-1, рис. 2.1О.25к То же двухцепная КЗЗО-2, рис. 2.10.25л	До 2 х АС 500/336 До С 200	650	12 12	33000 62000
Концевая трехстоечная одноцепная для ВЛ 500 кВ К500-1***, рис. 2.10.25м	До 2 х АС 500/336 До С 200	650	13,5	33000
* Масса опоры: в числителе — для расчетных температур -40 °C и выше, в знаменателе — для расчетных температур -40...-50 °C.
** Опоры применяются также с подставками высотой 5 м
*** То же высотой 6 м.
2.10.5. Железобетонные фундаменты и приставки (рис.2.10.26...2.10.29, табл. 2.10.25...2.10.31)
Рис.2.10.26. Фундаменты сборные железобетонные
Рис.2.10.26. Продолжение
Таблица 2.10.25. Фундаменты сборные железобетонные под _______________свободностоящие опоры
Марка	Размеры фундамента, мм		Расход материалов		Масса, КГ	Номер рисунка
	а	h	бетона, м3	стали, кг		
ФК-1	1200	2200	0,54	82	1350	
Ф1-2	1200	2700	0,59	90	1500	
Ф2-2	1500	2700	0,96	102	2400	
ФЗ-2	1800	2700	1,17	133	3400	
Ф4-2	2100	2700	1,36	278	4460	2.10.26а
Ф5	2400	3200	1,79	351	5600	
ФП6	2700	5000	2,69	532	6700	
Ф6	2700	3200	2,24	412	5600	
Ф1-А	1500	3200	1,0	293	2500	
Ф2-А	1800	3200	1,2	311	3000	
ФЗ-АМ	2100	3400	1,7	445	4500	
Ф4-АМ	2100	3400	2,0	533	5000	
Ф5-АМ	2700	3400	2,5	643	6500	2.10.266
ФП5-А*	2700	3400	3,0	821	7500	
Ф6-АМ	—	—	2,7	792	6900	2.10.26в
ФС-1	—	—	2,4	520	6000	
ФС2-4	—	—	2,8	592	7000	2.10.26г
ФС-А*	—	—	4,5	1486	11500	2.10.266
ФЗ-АМ	2100	3115	1,7	385	4300	
Ф5-АМ	2700	3115	2,5	587	6250	2.10.266
ФПБ5-А5	2700	5270	2,82	741	7150	
Ф6-А5М	—	—	2,7	667	6800	2.10.26в
ФС1-А5НМ	—	—	4,22	1101	10600	2 10 26е
ФС2-А5НМ	—	—	4,64	1181	11600	
* Выпускается только по предварительному согласованию с заводом-изготовителем
иные под
Таблица 2.10.26. Фундаменты сборные железобетонные под опоры на оттяжках
Марка	Размеры фундамента, мм		Расход материалов		Масса, КГ	Номер рисунка
	а	h	бетона, м3	стали, кг		
ФК1-0	1200	2200	0,54	59	1350	
Ф2-0	1500	2700	0,96	85	2400	2.10.26ж
ФЗ-0	1800	2700	1,17	95	2900	
Ф4-0	2100	2700	1,36	170	3400	
Ф1-05	1200	2700	0,73	69	1800	
Ф2-05	1500	2700	0,95	77	2400	
ФЗ-05	1800	2700	1,17	87	2900	
Ф4-05	2000	2700	1,33	140	2900	2.10.26з
ФК1-05	1200	1700	0,54	58	1400	
ФК2-05	1500	1700	0,77	67	1980	
ФКЗ-05	1800	1700	0,99	77	2500	
ФК4-05	2000	1700	1,15	130	2900	
	Масса, кг	Номер рисунка
	1350 1500 2400 3400 4460 5600 6700 5600 2500 3000	2.10.26а
	4500 5000 6500 7500	2.10.266
	6900	2.10.266
	6000 7000	2.10.26г
	11500	2.10.266
	4300 6250 7150	2.10.266
	6800	2.10.266
	10600 11600	2.10.26е
юм-нзготовителем.
Рис. 2.10.27. Анкерные плиты для крепления оттяжек опор
Таблица 2.10.27. Анкерные плиты для крепления оттяжек
Марка	Размеры фундамента, мм			Расход материалов		Масса, КГ	Номер рисунка
	а	Ь	h	бетона, м3	стали, кг		
ПА1-1	1000	1000	450	0,2	25	500	
ПА 1-2	1000	1500	450	0,28	30	700	2.10.27
ПА2-1	1500	2000	600	0,65	68	1600	
ПА2-2	1500	3000	600	0,89	92	2200	
ПАЗ-1	2000	3000	600	1,15	114	2800	
ПАЗ-2	2000	4000	600	1,43	198	3700	
Рис. 2.10.28. Ригели и опорные плиты
Таблица 2.10.28. Ригели фундаментные железобетонные
Марка	Размеры фундамента, мм				Расход материалов		Масса, КГ	Номер рисунка
	а	Ь	с	d	бетона, м3	стали, кг		
Р1	1500	500	620	140	0,08	14	200	2.10.28а
АР5	3000	400	620	200	0,20	62	500	
АР6	3500	500	700	200	0,28	98	760	
АР6-1	3500	500	810	200	0,28	98	760	2.10.286
Р1-А	3000	400	620	140	0,20	38	500	
АР7	2000	300	400	200	0,09	18	230	
АР7-1	2000	300	430	200	0,09	- 18	230	
АР8	6000	640	810	250	1,04	198	2600	
Таблица 2.10.29. Опорные плиты железобетонные
Марка	Размеры фундамента, мм					Расход материалов		Масса, КГ	Номер рисунка
	а	d<	t/г	Ь	h	бетона, м3	стали, кг		
ОП-1	1600	720	660	150	500	0,62	43	4550	
ОП-2	2000	720	660	200	550	0,97	75	2400	2.1О.28в
ОП-3	2500	720	660	300	550	1,37	101	3400	
ОП-4	1500	350	300	100	300	0,35	48	880	
a
0=560,
Рис. 2.10.29. Сваи железобетонные
Таблица 2.10.30. ( 1		
	Марка	Раз! 1
С25	-1-6-0*	60
С25	-2-6-0*	60
С25-1-6-1*		60
С25-2-6-1*		60
С25-1-8-0*		70
С25-2-8-О*		80
С25-1-8-1*		80
С25-2-8-1*		80
С35-1-8-0		80
С35-2-8-О		80
С35-1-8-1		80
С35-2-8-1		80
С35-1-8-2		80
С35-2-8-2		80
С35-1-10-0		10
С35-2-1О-О		10
С35-1-1О-1		10
С35-2-1О-1		10
С35-1-1О-2		10
С35-2-1О-2		10
С35-1-12-О		12’
С35-2-12-0		12’
С35-1-12-1		12’
С35-2-12-1		12
С35-1-12-2		12
С35-2-12-2		12
	* Выпускаются toj	
Таблица 2.10.31. ( Звв!		
	Тип св;	
	Ц-1-1/3 + К	
	Ц-2-1/3 + К	
	Ц-1-1/2 + К	
	Ц-2-1/2 + К	
энные
1 :г	Масса, кг	Номер рисунка
	200	2.10.28а
	500	
	760	
	760	2.10.286
	500	
	230	
	230	
	2600	
J	Масса,	Номер
г	КГ	рисунка
	4550	
	2400 3400	2.10.286
	880	
Таблица 2.10.30. Сваи железобетонные квадратного сечения (без наголовников)
Марка	Размеры фундамента, мм			Расход материалов		Масса, КГ	Номер рисунка
	/	a	Ь	бетона, м3	стали, кг		
С25-1-6-0*	6000	250	375	0,37	84	900	
С25-2-6-0*	6000	250	375	0,37	143	1000	
С25-1-6-1*	6000	250	375	0,37	98	1000	
С25-2-6-1*	6000	250	375	0,37	157	1000	
С25-1-8-0*	7000	250	375	0,49	107	1200	
С25-2-8-0*	8000	250	375	0,49	186	1200	
С25-1-8-1*	8000	250	375	0,49	121	1200	
С25-2-8-1*	8000	250	375	0,49	200	1400	
С35-1-8-0	8000	350	500	0,96	199	2400	
С35-2-8-0	8000	350	500	0,96	287	2,6	
С35-1-8-1	8000	350	500	0,96	214	2,4	
С35-2-8-1	8000	350	500	0,96	319	2,5	
С35-1-8-2	8000	350	500	0,96	216	2,4	2.10.29а
С35-2-8-2	8000	350	500	0,96	306	2,6	
С35-1-10-0	10000	350	500	1,2	246	3,0	
С35-2-10-0	10000	350	500	1,2	354	3,2	
С35-1-1О-1	10000	350	500	1,2	261	3,0	
С35-2-10-1	10000	350	500	1,2	386	3,2	
С35-1-10-2	10000	350	500	1,2	263	3,0	
С35-2-10-2	10000	350	500	1,2	373	3,2	
С35-1-12-О	12000	350	500	1,44	291	3,6	
С35-2-12-О	12000	350	500	1,44	423	3,9	
С35-1-12-1	12000	350	500	1,44	306	3,6	
С35-2-12-1	12000	350	500	1,44	455	3,9	
С35-1-12-2	12000	350	500	1,44	308	3,6	
С35-2-12-2	12000	350	500	1,44	441	3,8	
* Выпускаются только по предварительному согласованию с заводом-изготовителем.
Таблица 2.10.31. Сваи цилиндрические железобетонные из свайных звеньев диаметром 560 мм и длиной 11 и 7,4 м*
Тип сваи	Общая длина сваи, мм	Расход материалов		Номер рисунка
		бетона, м3	стали, кг**	
Ц-1-1/3 + К	7800	0,89	371...561	
Ц-2-1/3 + К	7800	0,89	462...652	
Ц-1-1/2 + К	11500	1,34	479...669	2.10.296
Ц-2-1/2 + К	11500	1,34	617...807	
Окончание табл. 2.10.31
Тип сваи	Общая длина сваи, мм	Расход материалов		Номер рисунка
		бетона, м3	стали, кг**	
Ц-1-1/3 + 1/3 + К	15200	1,78	690...880	
Ц-2-1/3+ 1/3 + К	15200	1,78	872...1062	9 1 Л 90о
Ц-1-1/2 + 1/3 + К	18900	2,23	798...988	Z. 1 u.zye
Ц-2-1/2 + 1/3 + К	18900	2,23	1027...1217	
Ц-1-1/2 + 1/2 + К	22600	2,67	906... 1096	
Ц-2-1/2 + 1/2 + К	22600	2,67	1182...1372	
Ц-1-1/3 + 1/3 + 1/3 + К	22600	2,67	1007...1197	О 1 Л ОН ->
Ц-2-1/3 + 1/3 + 1/3 + К	22600	2,67	1282...1472	Z. 1
* Выпускается только по предварительному согласованию с заводом-изготовителем
** Расход стали зависит от типа наголовника: минимальный для крепления оттяжек, наибольший для 4-х болтов с расстоянием между ними 350 мм.
2.10.6.	Защита деталей деревянных опор ВЛ от гниения в условиях эксплуатации.
Таблица 2.10.32. Вос
Наименование
Натрий фтористый техн ческий
Арсенат натрия
Динитрофенол
Бихромат калия или i
Для защиты деревянных опор от гниения в условиях эксплуатации рекомендуется применять антисептики в соответствии с табл. 2.10.32 и 2.10.33.
Дополнительная пропитка (допропитка) древесины опор ВЛ. Для продления срока использования древесины опор ВЛ, находящихся в эксплуатации, применяется дополнительная пропитка (допропитка), состоящая в том, что водорастворимый антисептик, проникая вместе с влагой в древесину, предохраняет опасные зоны опор от гниения (рис. 2.10.30).
Допропитку производят по всей линии при обнаружении загнивания древесины после шести лет ее эксплуатации, не позже. Для изготовления бандажей в качестве антисептика используются водорастворимые комбинированные антисептики типа препарата ХМ-5 или пасты с фтористым натрием и Др.
Размеры бандажей и расход антисептика приведены в табл. 2.10.32.
Нафтенат меда
Купорос медный
Медно-хромово-мышья (ССА) состав
Рис. 2.10.30.
Места дополнительной пропитки (доппропитки) древесины опор ВЛ: а — места наложения бандажей;
б — защита верха опоры
1 — бандаж;
2 — битумная лента;
3 — опора; 4 — жесткий пояс;
5 — антисептическая паста;
6 — мешковина;
7 — дырчатый колпачок
Примечание, ваны только в комбинирс но вымываемые соедииег
Таблица 2.10.33. К
Наименование и состав
Препарат ХМ-5 марки А: купорос медный бихромат натрия ангидрид хромовый
марки Б:
купорос медный бихромат натрия
Препарат ХХЦ: хлорид цинка цикломат натрия (кал! уксусная кислота (ле ная)
Таблица 2.10.32. Водорастворимые антисептики
Наименование	Технические характеристики
Натрий фтористый технический Арсенат натрия Динитрофенол Бихромат калия или натрия Нафтенат меда Купорос медный Медно-хромово-мышьяковый (ССА) состав	Сильный антисептик, белый порошок, растворяется в воде не более 3,5%, хорошо проникает в древесину, не имеет запаха и не горит Очень сильный антисептик, ядовит, входит в состав комбинированных антисептиков, кристаллический порошок, хорошо растворим в воде Желтый кристаллический порошок с запахом миндаля, очень сильный антисептик, плохо растворяется в воде (не более 0,65%), летуч, пожароопасен и ядовит Красные прозрачные кристаллы, отлично растворим в воде, токсичен, образует сложные невымы-ваемые соединения в древесине с другими антисептиками Обладает большой токсичностью, растворяется в маслах и растворителях Синие кристаллы, хорошо растворим в воде, не горючий, удовлетворительно проникает в древесину, корродирует металлы Сильный антисептик, экологически безопасный, хорошо проникает в древесину. Срок действия — минимально 40 лет
Примечание. Большинство водорастворимых антисептиков могут быть использованы только в комбинированных антисептиках, где они дополняя друг друга, образуют трудно вымываемые соединения, что важно для древесины, работающей на открытом воздухе
Таблица 2.10.33. Комбинированные водорастворимые антисептики
Наименование и состав	Содержание, % по массе	Техническая характеристика	Рекомендуемое поглощение, кг/м3
Препарат ХМ-5 марки А: купорос медный бихромат натрия ангидрид хромовый марки Б: купорос медный бихромат натрия Препарат ХХЦ: хлорид цинка цикломат натрия (калия) уксусная кислота (ледяная)	50 48,3 1,7 50 50 77...8O 20...22 0,05	Эффективный антисептик, практически не вымываем, растворяется в воде до 10%, а при 60 °C — до 30% Слабый антисептик, растворяется в воде до 5%, составные части смешиваются перед применением. Для опор ВЛ не применяются	10...12 (срок службы до 15 лет) 16 ..18 (срок службы до 40 лет) 10...12
Требования к качеству и режиму пропитки древесины водорастворимыми антисептиками нормированы ГОСТ 20022.7-82 «Автоклавная пропитка водорастворимыми антисептиками под давлением», ГОСТ 20022.8-82 «Пропитка способом вакуум — атмосферное давление — вакуум», ГОСТ 20022.9 — 76* «Капиллярная пропитка способом нанесения на поверхность».
Рис 2 10 31 Наложение антисептических бандажей на опоры при уровне грунтовых вод:
а — выше уровня земли; б — ниже уровня земли на 1,2 м, е -— ниже уровня земли на 1,4 2 м;г — ниже уровня земли на 2,5 м; д — при отсутствии грунтовых вод; е — способ обмазки бандажа битумом и закрепление гвоздями
Антисептическая паста для изготовления бандажей и диффузионной пропитки древесины приготовляется по следующему рецепту (в массовых частях) и в следующей последовательности: порошок антисептика — 55 частей; сульфитный щелок (сухой) — 3...5, разбавляется в горячей воде (40 ..50 °C) — 15...20; коалин сухой или жирная глина — 10 ..15; масло вазелиновое или талловое — 3. .5; смачиватель ОП-7 — 5 7.
Паста тщательно перемешивается до сметанообразного состояния и при необходимости разбавляется водой; рекомендуется использовать в тот же день.
Бандажи (рис. 2 10 31, табл. 2.10.34) изготовляют шириной 0,5, длиной 5.. 6 м из двух слоев: внешнего (пергамин, рубероид или полиэтиленовая
пленка) и внутренв который наносится а лопаткой). Мешкови пасту наносят на 0, мешко-вины. Все зав< вают про-волокой ил
Приготовленный таллические бочки(г в зависимости от ди<
Бандаж плотно н, и закрепляют неско находилась на 10.. обтягивают битумно скота битумной лент
Готовые бандаж) поэтому при их исп по технике безопасн попали в глаза, в д бандажи, посуда и и
Верх бандажа г шляпки которых на опору над бандажом вырезают в виде нег от уровня грунтовы
Для контроля ка ле наложения банд; лее опасных в отн лаборатории глубин летворительной, ес. глубине проник-нов ют антисептически пасты, состоящие и: (10%), а также ypaj смеси.
Таблица 2.10.34.
Диаметр столба в м установки бандажа
До 20
21 .25
26 ..30
31 .35
36.. 40
пленка) и внутреннего (мешковина или другой подобный материал, на который наносится антисептическая паста маховой кистью или специальной лопаткой). Мешковину накладывают на гидроизоляционный внешний слой, пасту наносят на 0,4 м ширины мешковины и накрывают вторым слоем мешко-вины. Все заворачивают в рулон, чтобы паста была внутри, и завязывают про-волокой или шнуром.
Приготовленный бандаж укладывают в полиэтиленовые мешки или металлические бочки (можно использовать бочки из-под антисептика). У опоры в зависимости от диаметра столба отрезается кусок необходимой длины.
Бандаж плотно накладывают на поверхность опоры с небольшим нахлестом и закрепляют несколькими гвоздями так, чтобы верхняя кромка бандажа находилась на 10. .20 см выше уровня земли. Внешний слои бандажа обтягивают битумной лентой. В населенной местности или в местах прогона скота битумной лентой покрывается бандаж на 20...25 см над уровнем земли.
Готовые бандажи и антисептические пасты содержат ядовитые вещества, поэтому при их использовании необходимо обеспечить соблюдение правил по технике безопасности и промышленной санитарии, чтобы эти вещества не попали в глаза, в дыхательные пути или в тело через раны. Антисептики, бандажи, посуда и инструмент должны храниться под замком.
Верх бандажа и продольный шов закрепляют толевыми гвоздями, под шляпки которых навертывают проволоку. Выступающую часть бандажа и опору над бандажом обмазывают горячим битумом. Для верха опоры бандаж вырезают в виде неполного круга. Места наложения бандажей в зависимости от уровня грунтовых вод приведены на рис. 2.10.31.
Для контроля качества и эффективности антисептирования через год после наложения бандажа с антисептиком берут образцы древесины на наиболее опасных в отношении гниения участках трассы ВЛ, для проверки в лаборатории глубины проникновения антисептика. Пропитка считается удовлетворительной, если антисептик проник на глубину 4. .5 мм. При меньшей глубине проник-новения антисептика пропитку опоры повторяют. Существуют антисептические пасты различных составов. Наиболее распространены пасты, состоящие из фтористого натрия (40%), кузбасского лака (50%), воды (10%), а также уралита (фтористого натрия 85% и динитрофенола 15%) и его смеси.
Таблица 2.10.34. Устройство антисептических бандажей
Диаметр столба в месте установки бандажа, см	Длина бандажа, см	Расход антисептика на один бандаж кг	
		готовой пасты	сухого порошка антисептика
До 20	70	0,7	0,35
21 ..25	80	0,8	0.4
26 ..30	100	1,0	0,5
31 ..35	115	1,15	0,6
36...40	130	1,30	0.7
2.10.7.	Неизолированные провода и грозозащитные тросы ВЛ 110-1150 кВ
На ВЛ 110 кВ и выше применяются кроме алюминиевых, сталеалю-мини-евых и стальных проводов, которые, как известно, применяют и на ВЛ 0,4—10 кВ, но и бронзовые, и алюминиевые с использованием твердотянутых проволок (АТп) повышенной прочности (табл. 2.10.35).
В районах, где толщина стенки гололеда превышает 22 мм, в сталеалюминиевых сечением 120 мм2 и более при а*= 4,29...18,09, а также в стальных тросах сечением 95 мм2 и более допускается повышение механического напряжения при наибольшей нагрузке до 60% предела прочности. Однако при этом для толщины стенки гололеда 20 мм механическое напряжение в этих проводах не должно превышать 45%, а в тросах — 50% предела прочности.
Технические характеристики и допускаемые механические напряжения алюминиевых и сталеалюминиевых проводов приведены в табл. 2.10.36.
Механические характеристики и допустимые механические напряжения стальных проводов и тросов, проводов из алюминиевых сплавов и биметаллических сталеалюминиевых проводов приведены в табл. 2.10.37.
Предел прочности при растяжении стальных тросов принимается, исходя из прочности на разрыв по соответствующим ГОСТ, но не менее 1200 МПа. Наибольшее допустимое напряжение стальных тросов равно 50%, а допустимое напряжение при среднегодовой температуре воздуха — 35% предела прочности на растяжение этих тросов.
При расчете других проводов и тросов, не включенных в табл. 2.10.37, их механические характеристики должны приниматься по соответствующим нормативным документам; наибольшие допустимые напряжения и допустимые напряжения при среднегодовой температуре не должны превышать соответственно 0,5 и 0,3 предела их прочности.
До разработки и использования виброустойчивых поддерживающих зажимов и зажимов распорок для проводов АЖ 120 и АЖС 70/39 значение допустимого среднеэксплуатационного напряжения рекомендуется ограничить значением не более 0,2.
Характеристики алюминиевых и медных проводов (ГОСТ 839-80Е) приведены в табл. 2.10.38, сталеалюминиевых проводов и проводов из алюминиевого сплава со стальным сердечником — в табл. 2.10.39. Разрывное усилие провода, приведенное в третьей справа колонке таблиц, в числителе — для проводов из проволоки марки АТ, а в знаменателе — из проволоки марки АТп. Характеристики проволок приведены в табл. 2.10.35.
Срок службы алюминиевых и медных проводов — 45 лет.
Сталеалюминиевые провода с повышенным содержанием стали могут изготовляться следующих строительных длин: провода АС 70/72, АС 95/141, АС 185/128 — 4000 м, провод АС 300/204 — 3500 м, АС 500/ 336 — 3000 м.
* а — отношение сечения алюминиевой части провода к сечению стальной части
со с пь
с со с
о;
пь а
с
с со с сх с
со Е
У,
с со У,
а
У,
х
ч
X
с X X со X е
из ее
О
сч
cd Н
Электрическое активное сопро-	тивление (при 20 °C), Ом -мм2/км
Коэффи-циэнт	температурного расши- _ or-*-1	1 рения, С
Коэффициент	упругого удлинения, 1 /(МПа -10)
i 1	с	упругости, МПа
Предел текучести, МПа	
Относительное удлине-	ние при обрыве (при длж не 200 мм),%1 не менее
Предел	прочности, МПа, не менее
t	1 плотность, г/см3
га
£
Таблица 2.10.35. Физико-механические свойства проволоки для проводов ВЛ
Материал проволоки, ГОСТ	Плотность, г/см3	Предел прочности, МПа, не менее	Относительное удлинение при обрыве (при длине 200 мм),% не менее		Предел гекучести, МПа	Модуль упругости, МПа	Коэффициент упругого удлинения, 1/(МПа- 10)	Коэффи-циэнт температурного расширения, °C 1	Электрическое активное сопротивление (при 20 °C), Ом-мм2/км
Медная твердотянутая (МТ) ГОСТ 2112-79* с изменением № 1 от 19.03.81 г. и № 2 от 24.09.85 г диаметром, мм: 1,0 .2,95 2 96 4 80	8,9 8.9	400 (430)* 380 (400)*	L0 1 1.5 1		280	130-10’	77-10"	17-10"	17,8 17,7
Алюминиевая твердотянутая (АТ) ГОСТ 6132-79* с изменениями Ns 1 от 1903 81 г и № 2 от 25.09.85 г диаметром, мм 1,5 .2.5 2,51 4.0 4 01 5 0	2,7 2.7 2.7	170 165 160	1.3 1.5 2,0		- НО	63-103	160- 10"	23-10"	28.15
Алюминиевая твердотянутая повышенной прочности (АТп) ГОСТ 6132-79 с изменениями № 1 от 19 03 81 г и № 2 от 25 09 85 г диаметром. мм" 1.5. 1,85 1.86 2,00 2.01 2.30 2.31 2.57 2.58 2.80 2.81 3.05 3.06 3.40 3.41 3.80 3 81 -1 50	2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2,7 2.7 2.7 27	191 186 183 181 176 174 171.5 171.5 167	1.5 ? 1.5 1.5 1.5 1,6 1.6 1.7 1.8 2.0 -	>	-115	63-10*	160-10"	23-10"	28.15
Бронзовая марки ТБМ	8.9	540 600**	1.0		350 400	130-10'	77-10"*	(17 18J-10	30,0 	-	
Окончание табл. 2.10.35
Материал проволоки. ГОСТ	Плотность, г/см1	Предел прочности МПа не менее	Относительное удлинение при обрыве (при длине 200мм), % не менее	Предел текучести, МПа	Модуль упругости, МПа	Коэффициент упругого удлинения 1/ (МПа-10)	Коэффициент температурного расширения. °C'1	Электрическое активное сопротивление (при 20 О. Ом • мм км
Стальная низкоуглеродистая оцинкованная ГОСТ 3282-74* с изменениями № .3 от 19 12 83 г и № 4 от 15 06 84 г диаметром, мм- 1.8 2,5 2,51 3,6 3.61 5.0	7,85 7.85 7.85	690 1080 =* 640 .980** 590 880**	6 8 10	500 1 450 [ 400 J	20U-10’	50- 1О'Ь	12-10'”	138
Стальная для сердечников проводов ГОСТ 9850-72* с изменением № 3 от 19 12 84 г диаметром , мм-1,5 2.2 2.3 2.95 3.05. 3.5 3,6 4.5	7,85 7,85 7,85 7,85	1310(1450) 1280(1410) 1240(1410) ’ 1180(1380)-	4(4.5)	850	200-10*	50-10"	12-Ю-6	—
Стальная канатная (для оцинкованных стальных тросов) ГОСТ 7372-79* с изменениями № 1 от 09 02 83 г и № 2 от 30 03.83 г. диаметром 1,5 3.2, мм	7.85	1200 1600**		850	200-10’	50-10'"	12-10'’	
Из алюминиевого сплава АВЕ твердая марки ACT (ТУ 16-501.016-74)	2.7	220***	1,5	- 135	65- 10’	155-10'°	23-10"	30.0
Из алюминиевого сплава А.ВЕ твердая марки АСЗ (ТУ 16-501.016-74)	2 7	300***	4.0	~ 180	65-10'	155-10 ”	23-10'”	32.5
*	В скобках указано значение предела прочности медной проволоки
*	* При отсутствии данных следует принимать меньшее из указанных значении
*	** Допускается применение проволок с пределом прочности не менее 200 МПа (вместо 220 МПа) и 285 МПа (вместо 300 МПа) при условии, что среднеарифметическое значение временного сопротивления разрыву проволок в проводах марок АН и А.Ж будет 220 МПа и 300 МПа соответственно
Таблица 2.10.36. Механические характеристики и допускаемые напряжения алюминиевых и сталеалюминиевых проводов
Материал и марки проводов	Приведенная нагрузка от собственной массы. даН / (мм2 • м)	Модуль упругости, МПа-10	Температур ный коэффициент линейного удлинения, град 1	Предел прочности при растяжении. МПа • 10, для алюминиевой проволоки марок	Наибольшее допускаемое напряжение, МПа • 10. для алюминиевой проволоки марок	Допускаемое напряжение при среднегодовой температуре. МПа • 10 для алюминиевои проволоки марок
					т г	-	1	• Т-	АТ	1	»т„
423
дан марки z\.k>i v 1«у ID—oui.uio—	2,/	Z2U**’	1,0	~ 1ЛО	60 • 1U”	1	1 t»t> • 1U “	1	23-10“	30,0
Из алюминиевого сплава АВЕ твердая марки АСЗ (ТУ 16-501 016-74)	2.7	300***	4.0	- 180	65-10’	155-10”	23-10”	32.5
В скобках указано значение предела прочности медной проволоки
», .р отсУтствии данных следует принимать меньшее из указанных значении
г ДопУскается применение проволок с пределом прочности не менее 200 МПа (вместо 2’0 МПа) и '’85 МПа (вместо miui
®	₽'”"“ГО	РазРывУ "Р»«° в "X л” „ A™ S’
Таблица 2.10.36. Механические характеристики и допускаемые напряжения алюминиевых и сталеалюминиевых проводов
Материал и марки проводов	Приведенная нагрузка от собственной массы, даН/ (мм2-м)	Модуль упругости, МПа-10	Температур ный коэффициент линейного уддине-ния. град “	Предел прочности при растяжении, МПа • 10, для алюминиевой проволоки марок		Наибольшее допускаемое напряжение, МПа • 10. для алюминиевой проволоки марок		Допускаемое напряжение при среднегодовой температуре МПа • 10 для алюминиевои проволоки марок	
				АТ	АТв	АТ	АТв	АТ	АТв
Алюминиевые А и АКП сечением, мм3: от 16 до 35	2.75-10“’	6.3-10	23-10““	16	17	5,6	6.0	4,8	5.1
50 и 70	2,75-10 3	6,3-10“	23- Ю”	16	17	6.4	6,8	4,8	5,1
95	2.75-10“3	G.3-103	23-10““	15	16	6.0	6.4	4.8	4,8
от 120 до 185 и от 300 до 400	2,75-10“’	6,3-10“’	23-10’6	16	17	7.2	7.6	4.8	5.1
240	2.75-10	6 3-10'3	23-10”	15	16	7,2	7,6	4,8	5.1
450 и более	2.75-10“’	6,3-1 О’	23-10”	16	17	7,2	7,6	4,8	5.1
Сталеалюминиевые АС АСКС. АСКП и АСК с сечением алюминия мм2: от 10 до 25 при а = 6,0 6,25	3.46-10”	8.25-1 От3	19.2-10”	29	30	10.2	10.5	8.7	9.0
от 35 ди 95 при а = 6,0 6.13	3,46 • 10“'	8.25-10	19.2-10 6	29	30	11.6	12.0	8.7	9.0
70 при а = 0.95	5.37-10“'	13.4-10	14,5-10 ’	67	68	26.8	27,2	20.1	20.4
95 при а = 0.65	5.85-10	16,6-10 5	13.9-10 ’	76	77	30.4	30 8	22.8	23.1
120 и более при а = 6 11 6.25	3.16-10“’	8.25-10 ’	19.2- 10”	29	30	13.0	13.5	8.7	9.0
120 и более при а = 4.29 4.39	3.71 • 10 3	8.9-10	18.3-10”	33	34	14.9	15,3	99	10.2
150 и более при а = 7,71 8.04	3.34-10	7.7-10”3	19.8- 10”		28	12.2	12.6	8 1	8.4
185, 300 и 500 при а = 1.46 2.43	4.84-10“	11 4-10	15.5-10”	55	56	25.0	25.2	16.5	16.8
330 при <1= 11.55 12,22	3.15-10 ’	6.65-10 1	21.2- 10 °	24	26	10,8	11 7	7 2	7.8
400 и 500 при и = 17.93 и 18.09	3.03-10	6,65-10	21,2- 10“'	21 5	23	9.7	10.4	6.5	6.9
2.10 ВЛ 110-1150 кВ
424
Таблица 2.10.37. Механические характеристики и допустимые напряжения стальных проводов и тросов, проводов из алюминиевого сплава и биметаллических сталеалюминиевых проводов
Материал и марки проводов и тросов	Приведенная нагрузка от собственной массы, даН / (мм2 • м)	Модуль упругости, МПа • 10	Температурный коэффициент линейного удлинения, град 4	Предел прочности при растяжении, МПа • 10	Наибольшее допускаемое напряжение, МПа-10	Допускаемое напряжение при среднегодовой температуре, МПа • 10,
Стальные: однопроволочные ПСОЗ ПСО5	7,85-10”J	20- Ю'1	12-10”	40,0	16,0	12,0
многопроволочные ПС всех сечений	8,0-10”J	20- 10'3	12-10'”	62.0	31,0	21.6
тросы ТК всех сечений	8,0-10*’	20-10'3	12 • 10'”	—	—	—
Биметаллические сталеалюминиевые ПБСА 120	5,87-10-3	13 -10'1	13,75-10*	90,0	40,5	27,0
Из алюминиевого сплава сечением, мм2: от 16 до 95 марки АН	2,75-10 3	6,5-10'3	23-10”	20,8	8,3	6,2
от 16 до 95 марки АЖ	2,75 -10*’	6,5-10'3	23-10’6	28,5	11,4	8,5
120 и более марки АН	2,75-10“3	6,5-10'3	23-10'”	20,8	9,4	6,2
120 и более марки АЖ	2,75-10’3	6,5-10'3	23-106	28,5	12,8	8,5 (5.7)
70/39 марки АЖС	4,62-10“3	11,65-10 3	16-10'”	62,0	27,9	15,5 (12,4)
500/336 марки АЖС	4,85-10“3	11.4-10’3	15.5-10*	63,6	28,7	19,0
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Таблица 2.10.38. Характеристики алюминиевых и медных проводов (ГОСТ 839—80Е)
Марка провода	Число и диаметр проволок, мм	Расчетное сечение, мм3	Расчетный диаметр провода, мм	Сопротивление постоянному току при 20°C, Ом/км, не более	Разрывное усилие провода, даН, не менее	Масса провода, кг/км	Строительная длина, м, не менее
			А	люминиевые пповос	к		
А 16	7 х 1,70	15,9	5,1	1,838	—/273.6	43	4500
А 25	7x2,13	24,9	6,4	1,165	—/410,9	68	4000
А 35	7 х 2.50	34,3	7,5	0,850	—/560.9	94	4000
А 50	7 х 3,00	49,5	9.0	0,588	719.8/776,7	135	3500
А 70	7 х 3,55	69,2	10,7	0,420	1008,8/1069.9	189	2500
А 95	7 х 4,10	92,4	12,3	0,315	1304,3/1385.6	252	2000
Окончание табл. 2.10.38
Марка провода	Число и диаметр проволок, мм	Расчетное сечение, мм2	Расчетный диаметр провода, мм	Сопротивление постоянному току при 20 °C, Ом/км, не более	Разрывное усилие провода, даН, не меиее	Масса провода, кг/км	Строительная длина, м, не менее
А 120 А 150 А 185 А 2 40	19 х 2,80 19x3,15 19 х 3,50 19 к 400	117 148 183 209	14,0 15,8 17,5 20 0	0,251 0,198 0,161 О 123	—/1962,3 2275,1/2412,4 2812,5/2983,2 3668 6/3784 4	321 406 502 655	1500 1250 1000 1000
425
—	проволок, мм	мм'1	провода, мм	| при ZU	VJM/ КМ, не более	не менее	кг/км	д/шна, м, не менее
А 16 А 25 А 35 А 50 А 70 А 95			Алюминиевые проводи					—	
	7 х 1.70 7 х 2.13 7 х 2.50 7 х 3,00 7 х 3.55 7x4.10	15.9 24.9 34.3 49.5 69,2 92.4	5.1 6.4 7.5 9.0 10.7 12,3	1.838 1.165 0.850 0,588 0.420 0,315	—/273.6 —/410.9 —/560,9 719,8/776,7 1008,8/1069,9 1304.3/1385,6	43 68 94 135 189 252	4500 4000 4000 3500 2500 2000
Окончание табл. 2.10.38
Марка провода	Число и диаметр проволок, мм	Расчетное сечение, мм“	Расчетный диаметр провода, мм	Сопротивление постоянному току при 20°C, Ом/км, не более	Разрывное усилие провода. даН, не менее	Масса провода, кг/км	Строительная длина, м, не менее
А 120	19 х 2,80	117	14,0	0,251	—/1962,3	321	1500
А 150	19x3,15	148	15,8	0,198	2275,1/2412,4	406	1250
А 185	19 х 3,50	183	17,5	0,161	2812,5/2983,2	502	1000
А 240	19 х 4,00	239	20.0	0,123	3668,6/3784,4	655	1000
А 300	37 х3.15	288	22,1	0,102	4426,7/4695,4	794	1000
А 350	37 х 3,45	346	24,2	0,085	5319,1/5640,8	952	1000
А 400	37 х 3,60	389	25,6	0,076	5980,0/6342,0	1072	1000
А 450	37 х 3,90	442	27,3	0,067	6794,0/6976,0	1217	1000
А 500	37 х 4,15	500	29,1	0,058	7453,1/7918,9	1378	1000
А 550	61 х 3,37	544	30,3	0,054	8359,0/8866,0	1500	1000
А 600	61 х 3,50	587	31,5	0,050	9017,0/9563,2	1618	800
А 650	61 х 3.66	641	32.94	0,046	9860.3/10457,5	1771	800
А 700	61 х 3,80	691	34.2	0,043	10629,2/11272,5	1902	800
А 750	61 х 3,95	747	35,6	0,039	11490.2/11832,4	2062	800
А 800	61 х4,10	805	36,9	0,036	11998,1/12748,3	2220	800
				Медные провода			
М4	1 х 2.24	3.94	2,2	4,601	166,1	35	2200
М 6	1 х 2.76	5,85	2,8	3.070	246.7	52	1500
М 10	1 х 3,57	9.89	3.6	1.820	388.1	88	900
М 16	7 х 1.70	15.90	5.1	1.157	603.1	142	4000
М 35	7 х 2.51	34.61	7.5	0,524	1314,1	311	3500
М 50	'	7x3.00	49.40	9,0	0,369	1745.5	444	2000
М 70	19 х 2.13	67,70	10,7	0,272	2711.5	612	1500
М95	19 х 2.51	94.00	12.6	0,194	3763,7	850	1800
М 120	19 х 2,80	117,00	14,п	0.156	4684.5	1058	1000
М 150	19x3.15	148,00	15,8	0.124	5515.1	1338	800
М 185	37 х 2.51	183.00	17,6	0.100	7330.3	1659	800
М 240	37 х 2.84	234.00	19.9	0.079	9383.7	2124	800
М 300	37 х 3.15	288,00	22.1	0.064	10740.0	2614	600
М 400	37 х 3.66	389.00	25,5	0.047	14498,8	3528	600
2.10. ВЛ 110-1150 кВ
426
Таблица 2.10.39. Характеристики сталеалюминиевых проводов (ГОСТ 839—80Е) и проводов из алюминиевого сплава со стальным сердечником (ТУ 16-705.183-81 с изменением АКИТ 4120-83)
Марка провода	Число и диаметр проволок, мм		Расчетное сечение, мм-			Расчетный диаметр провода, мм		Сопротивление постоянному току при 20 С, Ом/км. не более	Разрывное усилие провода. даН. не менее	Масса провода, кг/км	Строительная длина, м. ие менее
	алюминиевых	стальных	алюминия	стали	всего провода	стального сердечника	провода				
				Провода нормальной кин			стрцкц	ии (АС)			
АС 10, 1,8	6х 1,5	1 х 1.5	10.6	1.77	12.37	1,5	4.5	2,766	—, 408,9	42,7	3000
АС 16/2.7	6 х 1.85	1 х 1,85	16.1	2.69	18,79	1,9	5.6	1.800	— /622,0	64.9	3000
АС 25/4.2	6 х 2,3	1 х 2,3	24,9	1.15	29,05	2 3	6.9	1 176	—/929,6	1003	3000
АС 35/6.2	6 х 2.8	1 х 2.8	36,9	6.15	43.05	2,8	8.4	0 790	—/1352.4	148	3000
АС 50/8.0	6 X 3.2	1 х 3.2	48.2	8,04	56,24	3 2	9.6	0 603	1663.8/1711.2	195	3000
АС 70 11	6 х 3.8	1 х 3.8	68 0	113	79 30	38	11.4	0 429	2346.3/2413,0	276	2000
АС 70, 72	18 х 2.2	19 х 2.2	68.4	72 2	140.60	11.0	15.4	0.428	—/9682.6	755	2000
АС 95/16	6x4.5	1 х 4,5	95,4	15,9	111,3	4,5	13.5	0,306	3213.3/3336,9	385	1500
АС 95/141	24 х 2.2	37 х 2.2	91.2	141,0	232,2	15.4	19.8	0,321	—/18077,5	1357	1500
АС 120/19	26 х 2,4	7 х 1.85	118	18.8	136,8	5.6	15.2	0 249	—/4152,1	471	200о
АС 120/27	30 х 2.22	7 х 2.20	116	26,6	142,6	6,6	15.5	0.253	—/ 4946,5	528	2000
АС 150/19	24 х 2.80	7 х 1.85	148	18,8	166.8	5.5	16>	0.199	—/4630,7	554	2000
АС 150/24	26 х 2.70	7x2,10	149	24.2	173.2	6.3	17.1	0.198	—/5227,9	599	20о0
АС 150/34	30 х 2.50	7 х 2.50	147	34,3	181.3	7,5	17.5	0.201	—/6264,3	675	2000
АС 185/24	24 х 3,15	7 х 2.10	187	24.2	211.2	63	18 9	0 157	5624.1/5807.5	705	2000
АС 185/29	26 х 2,98	7 х 2.30	181	29.0	210.0	6.9	18,8	0 162	5963.4. 6205 5	728	2000
АС 185/43	30 х 2.80	7 х 2.80	185	43,1	228,1	8.4	19.6	0,158	— /7776,7	846	20и0
АС 185/ 128	54 х 2.10	37 х 2.10	187	128.0	315.0	14.7	23 1	0.158	— /18381.6	1525	2000
АС 205 27	24 х 3.30	7 х 2.20	205	26.6	231.6	6.6	19,8	0.143	6173.3 /6374 0	774	2000
АС 240/32	24 х 3.60	7 \ 2.40	244	31.7	275.7	7 2	21.6	0.121	7265.7 7505 0	921	2000
АС 240/39	26 х 3.40	7 х 2.65	236	38,6	274.6	8,0	21,6	0 124	7858.1 8089.5	952	2000
АС 240/ 56	30 х 3.20	7 х 3.20	241	56.3	297.3	9.6	22.4	0.122	9588.9/ 9825.3	1106	2000
АС 300/39	24 х 3.00	7 х 2.65	301	38.6	339.6	8,0	24.0	0 098	8916.0/ 9057.4	1132	2000
АС 300/ 48	26 х 3.80	7 х 2.95	295	47.8	342,8	8,9	24.1	0 100	9776,2/ 10062,3	1186	2000
АС 300/66	о0 х 3,50	19 х 2 10	288	65.8	353.8	10 5	24.5	0.102	12343,6 12627.0	1313	2000
АС 300/67	30 х 3,50	7 х 3.50	289	67.3	356.3	10.5	24.5	0.103	11469.6/ 11725,0	1323	2000
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Окончание табл 2.10.39
Марка провода	Число и диаметр проволок, дм		Расчетное сечение, мм"			Расчетный диаметр провода, мм		Сопротивление постоянному току при 20 "С, Ом/км, не более	Разрывное усилие провода. даН. не менее	Масса провода, кг/ км	Строительная длина, м, не менее
	алюминиевых	стальных	алюминия	стали	всего провода	стального сердечника	провода				
АС 300/204 АС 330/30	54 х 2.65 48 х 2,98	37 х 2,65 7x2,3	298 335	204.0 29.1	502,0 364,1	18,6 6,9	29,2 24,8	0,099 0,088	— /28457,9 8456,1/8884,8 / 4	Л	2428 1152 1 ИГ ГГ	2000 2000
АС 205/27	24 х 3 30	7 х 220	205	26.6	231.6	6.6	19.8	0.143	6173 3/6374,0	774	2000
ЛС 240/32	24 х 3 60	7 х 240	244	31,7	275.7	72	21.6	0 121	7265 7/ 7505 0	921	2000
АС 240/39	26 х 3 40	7 ,х 2 65	236	38.6	274.6	8.0	21.6	0 124	7858 1/8089.5	952	2000
ЛС 240/56	30 \ 3.20	7 х 3.20	241	56.3	297.3	9.6	22.4	0.122	9588.9, 9825 3	1106	•’ООО
ЛС 300/39	24 х 3.00	1 х 2 6.5	301	38.6	339.6	8.0	24.0	0098	8916 0/9057.4	1132	2000
Ас Зии/ 4b	26 х 3,80	7 х 2.95	295	47.8	342.8	8.9	24.1	0.100	9776.2/10062,3	1186	2000
Ас 300 66	30 х 3,50	19 х 2 10	288	65.8	353.8	10,5	24.5	0.102	1‘’343.6 1 ’6270	1313	2000
At. Зии 6 7	30 х 3.50	7 х 3.50	289	67.3	356.3	10.5	21.5	0,103	11469.6 11723.0	1323	2000
Окончание табл. 2.10 39
Марка провода	Число и диаметр проволок, лм		Расчетное сечение, мм*			Расчетный диаметр провода, мм		Сопротивление постоянному		Разрывное усилие провода, даН, не менее	Масса провода, кг/км	Строительная длина, м. не менее
	алюминиевых	стальных	алюминия	стали	всего провода	стального сердечника	провода	ТОН Ом/	у при 20‘С. 'км. не более			
АС 300/204	54 х 2,65	37 х 2,65	298	204.0	502,0	18.6	29.2		0,099	—/28457,9	2428	2000
АС 330/30	48 х 2.98	7x2,3	335	29.1	364,1	6,9	24,8		0,088	8456.1/8884.8	1152	2000
АС 330/43	54 х 2.80	7x2,8	332	43.1	375,1	8,4	25.2		0,089	—/10378,4	1255	2000
АС 400/18	42 х 3,40	7 х 1,85	381	18.8	399,8	56	26.0		0.078	8186,4/85600	1199	1500
АС 400/22	76x2,57	7x20	394	22.0	416,0	6,0	26.6		0.075	—/9511,5	1261	1500
АС 400/51	54 х 3.05	7 х 3,05	394	51,1	445.1	9,2	27,5		0,075	11538,5/12048,1	1490	1500
АС 400/64	26 х 4 37	7x34	390	63.5	453,5	102	27.7		0.075	12536.8/12918,3	1572	1500
АС 400/ 93	30x4.15	19 х 2 50	406	93.5	499.2	12,5	29.1		0.072	16973 7/17371.5	1851	1500
АС 450/56	54 х 3.2	7 х 3,2	434	56,3	490,3	9.6	28,8		0.068	12711 4/13137,0	1640	1500
АС 500/26	42 х 3.9	7 х 2,2	502	26,6	528.6	6.6	30,0		0.059	10727,5/11218,8	1592	1500
АС 500/27	76 х 2,84	7 х 2,2	481	26.6	507,6	6.6	29,4		0.061	10639,2/11254.8	1537	1500
АС 500/64	54 х 3,40	7 х 3,40	490	63,5	553,5	10,2	30,6		0.060	14345.1/14825.7	1852	1500
АС 500/204	90 х 2.65	37 х 2,65	496	204.0	700,0	18,6	34.5		0,060	31231,2/ 31960,9	2979	1500
АС 500/336	54 х 3,40	61 х 2,65	190	336,0	826,0	23,9	37.5		0.060	46182,5/46604,9	4005	1500
АС 550/71	54 х 3.60	7 х 3,60	549	71.2	620,0	10,8	32.4		0,054	16078.0/16616.4	2076	1200
АС 600/72	56 х 3.70	19 х 2.20	580	72.2	652,2	11,0	33.2		0,051	17814.8 18383.5	2170	1200
АС 650/79	96 х 2.90	19 х 2,30	634	78.9	712,9	11.5	34.7		0.047	19236.9 20045.1	2372	1000
АС 700/86	96 х 3.02	19 х 2.40	687	85,9	772.9	12,0	36.2		0.0.43	20901 0/21777,5	2575	1000
АС 750 '93	96 х 3 15	19 х 2,50	748	93.2	841.2	12.5	37 7		0.0.39	22711.4, 23445.0	2800	1000
АС 800 105	96 х 3.30	19 х 2 65	821	105.0	926,0	13.3	39,7		0,0.36	25202.3/26007,3	3092	1000
АС 1000/ 56	76 х 4,10	7 х 320	1003.2	56.3	1059.5	9.6	42.4		0 029	21421 1 '22404,7	3210	1000
АС 1000 / 643	54 х 4.72	91 х 3.0	944.5	643.2	1586.4	33,0	51.9		0.031	— /85426.5	7720	—
АС 1200 67	76 х 4.5	7x35	1208.0	67.4	1275.4	10,5	46.5		0,024	25914 “ —	1860	10и0
			Провоза		из алюминиевого		сплава	(АЖС)				
АЖС 70/ 39	12 х 2.65	7 \ 2 65	66.1	38.6	104"	8.0	13.3		0.509	6500	484	2000
АЖС 500/ 336	54 х 3.4	61 х 2,65	490	336	826	23 9	37.5		0.0694	53000	4005		
2.10 ВЛ 110-1150 кВ
Провод АС 1000/643 и АЖС 500/336 изготовляют по согласованию с заводом-изготовителем, при этом может быть согласовано изготовление этих проводов без сварок проволок в наружном повиве.
Провод АС 1000/ 643 изготовляется по ТУМИ 186-71, а провод АС 1200/67 — по ТУ 16-705.176-80.
С 1987 г. начат выпуск сталеалюминиевых упрочненных проводов типа АСу по ТУ 16-705.176-80 с изменением № 2 от 11.12.86 г. следующих сечений: 50/8,0; 70/В; 95/16; 240/32; 300/39; 300/48; 330/43; 400/51; 400/64; 400/93; 500/26; 550/71; 1000/56; 1000/643; 1200/67. Все размеры и характеристики этих проводов те же, что и у проводов типа АС, кроме разрывного усилия, которое у проводов типа АСу выше на 2...6%.
Характеристики бронзовых проводов приведены в табл. 2.10.40.
Прочность проводов на разрыв вычисляется по формуле
Р = 0,95о^,	(2.10.5)
где о®р— предел прочности бронзовой проволоки по табл. 2.10.35, МПа; S — расчетное сечение провода, мм2.
Таблица 2.10.40. Характеристики бронзовых проводов (ТУ ООМ.505.128-55)
Марка провода	Число и диаметр проволок, мм	Расчетное сечение, мм2	Расчетный диаметр, мм	Прочность на разрыв, даН, не менее	Масса, кг/ км
Б 50	19 х 1,88	50	9,2	2500	458
Б 70	19 х 2,17	70	10,9	3500	641
Б 95	19 х 2.53	95	12.7	4800	870
Б 120	19 х 2,80	117	14,3	6000	1099
Б 150	37 х 2,80	146	15,7	7400	1374
Б 185	37 х 2,53	186	17,7	9500	1695
Б 240	37 х 2,85	236	20.0	12000	2198
Б 300	61 х 2,53	307	22,8	15500	2748
Характеристики сталебронзовых проводов приведены в табл. 2.10. 41. Провода БС 509/134 изготавливаются по особым техническим условиям. Пряность на разрыв вычисляется по формуле
Р = О^бр+о’Х
(2.10.6)
где Ogp— предел прочности бронзовых проволок по табл. 2.10.35, МПа;
— напряжение в стальном сердечнике при 1% удлинении, равное для многопроволочного стального сердечника 1200 МПа; S6p и Sc — сечения бронзовой и стальной частей провода, мм2.
>гласованию с заво-этовление этих про-
провод АС 1200/67
|ных проводов типа следующих сечений: 3; 400/51; 400/64; 57. Все размеры и )в типа АС, кроме а 2...6%.
5л. 2.10.40.
уле
(2.10.5)
табл. 2.10.35, МПа;
Таблица 2.10.41. Характеристики сталебронзовых проводов (ТУ ООМ.505.128-55)
Марка провода	Число и диаметр проволок, мм		Расчетное сечение, мм2		Расчетный диаметр, мм		Прочность на разрыв, даН. не менее	Масса кг/ км
	бронзовых	стальных	бронзы	стали	стального сердечника	провода		
БС 185/43	30 X 2,80	7 х 2,8	185	43,1	8.4	19.6	14000	2038
БС 240/117	46 х 2,53	19 х 2,8	232	116,8	14,0	24,3	26000	3129
БС 300/167	50 х 2,80	37 х 2,4	307	167,6	16,8	28,0	35000	4162
БС 400/196	54 х 3,0	37 х 2,6	381	196,9	18,2	30,2	40600	5077
БС 509/134	72 х 3,0	19 х 3,0	509	134,3	16,0	33,0	43000	5750
одов
ность иа ыв, даН, менее	Масса, кг/ км
>500	458
1500	641
1800	870
5000	1099
400	1374
1500	1695
2000	2198
5500	2748
Характеристики стальных проводов приведены в табл. 2.10.42.
Провода однопроволочные марки ПСО обладают пределом прочности 550 МПа, но в настоящее время не выпускаются. Метизной промышленностью выпускается стальная, медистая и обыкновенная оцинкованная проволока диаметром 3, 4, 5 и 6 мм для линии связи (телеграфная проволока) по ГОСТ 1668-73 с изменениями № 1 от 09.02.83 г. и № 2 от 13.12.84 г. с пределом прочности 360 МПа; прочность такой проволоки указана в таблице в скобках, остальные характеристики те же, что и для проводов ПСО.
Электрическое сопротивление (активное и внутреннее индуктивное переменному току) дано для токов от 10 А до максимального тока нагрузки, допускаемого по условиям нагрева.
Полное сопротивление переменному току до 15 А для проводов ПСО 3 — 28...30, ПСО 3,5 —23...25, ПСО 4 — 19...22, ПСО 5 — 15... 18 Ом/км.
л в табл. 2.10. 41 зическим условиям.
2.10.6)
габл. 2.10.35, МПа; мнении, равное для >6р и Sf — сечения
Таблица 2.10.42. Характеристики стальных проводов
Марка провода	Число и диаметр проволок, мм	Расчетное сечение, мм2	Расчетный диаметр провода, мм	Электрическое сопротивление. Ом/км		Прочность на разрыв, даН. не менее	Масса провода, кг/ км	Строительная длина, м. не менее
				активное сопротивление при +20 °C	внутреннее индуктивное сопротивление			
		Прово(	За одноп	роволочш	ле оцинков	анные		
псоз	3,0	7,1	3,0	28..30	—	390 (265)	57 (55.5)	440
(ПСО 3,5)	3,5	9,6	3,5	24...26	—	525 —	75 —	400
ПСО 4	4,0	12,6	4,0	19..21	—	690 (465)	100 (98.7)	400
ПСО 5	5,0	19,6	5,0	15.18	—	1080 (725)	155(154,2)	320
ПСО 6	6,0	28,3	6,0	—	—	— (1046)	— (221,9)	—
	Пповода	многопповолочные оцинкованные (ТУ 14—4—861—75)						
ПС 25	5 х 2,5	24,6	6,8	5,5...6,7	1,0.2,0	1530	194	1500
ПС 35	7 х 2,5	34,4	7,8	4,1..5,3	0,6 .1,8	2120	272	1500
ПС 50	12x2,3	49,4	9,2	2.8..3,7	0,3... 1,2	3050	389	1500
ПС 70	19 х 2,3	76,4	11,5	1,7 2,3	0,2 .0,7	4710	617	1500
Характеристики проводов из алюминиевых сплавов АЖ и АН, а также биметаллических сталеалюминиевых проводов марки ПБСА приведены в табл. 2.10.43.
Провода марки АЖ — теплоупрочненные.
Наружный повив имеет правое направление скрутки.
Соединение проволок в проводах, скрученных из семи проволок, не допускается.
Провода марки АЖ изготовляются из проволоки марки АСЗ, провода марки АН — из проволоки марки ACT.
Срок службы проводов АЖ и АН — не менее 25 лет.
Провода марки ПБСА изготовляются из биметаллических сталеалюминиевых проволок с толщиной алюминиевого покрытия не менее 0,2 мм и временным сопротивлением не менее 900 МПа: расчетное сечение: алюминия — в числителе, стали — в знаменателе.
Таблица 2.10.43. Характеристики проводов из алюминиевых сплавов марок АЖ и АН (ГОСТ 839—80) и биметаллических сталеалюминиевых проводов марки ПБСА (ТУ 14-4-1276-84)
Марка провода	Число и диаметр проволок, мм	Расчетное сечение, мм*‘	Расчетный диаметр провода, мм	Сопротивление постоянному току при 20”С, Ом/км, не более		Разрывное усилие провода. даН, не менее		Строительная длина, м. не менее	Масса провода, кг/км
				АЖ	АН	АЖ	АН		
АЖ 16. АН 16	7 х 1.7	15.9	5.1	2,07	1.91	453	332	3000	44.1
АЖ 25. АН 25	7 х 2,12	24.7	6,4	1.33	1,29	704	516	зооо	68,6
АЖ 35, АН 35	7 х 2,5	34,4	7.5	0,960	0.884	980	719	3000	95,5
АЖ 50, АН 50	7x3,0	44,5	9.0	0,665	0,614	1411	1035	3000	137,5
АЖ 70, АН 70	7 х 3,55	63,9	10,7	0.475	0,434	1975	1448	2000	192,5
АЖ 95, АН 95	7 х 4,12	93,3	12,4	0,353	0.326	2659	1950	2000	259,3
АЖ 120. АН 120	19 х 2,8	117,0	14,0	0,283	0,260	3335	2445	2000	326,1
АЖ 150, АН 150	19x3,15	148,0	15,8	0,223	0,206	4218	3099	2000	412,7
АЖ 185, АН 185	19 х 3.5	183,0	17,5	0,181	0,167	5216	3825	2000	510,7
АЖ 240, АН 240	19 х 4,0	234,0	20,0	0,139	0,128	6812	4995	2000	668,7
АЖ 300, АН 300	37 х 3,2	298,0	22,4	0,111	0.103	8493	6228	2000	830.4
АЖ 350, АН 350	37 х 3,45	346,0	24,2	0,096	0,088	9861	7231	2000	970.0
АЖ 400, АН 400	37 х 3,69	396,0	25.8	0,084	0,077	11286	8276	1500	1104.2
АЖ 450, АН 450	37 х 3,90	442,0	27,3	0.075	0,069	12597	9238	1500	1234.5
АЖ 500. АН 500	37 х 4.15	501,0	29.1	0.066	0,061	14279	10471	1500	1397.7
АЖ 550, АН 550	61 х 3,37	544,0	30,3	0,061	0,056	15504	11370	1500	1582,4
АЖ 600, АН 600	61 х 3,55	604,0	32,0	0,055	0,051	17214	12624	1200	1685,5
АЖ 650, АН 650	61 х 3,66	642,0	33,0	0,052	0,048	18297	13418	1200	1802,3
АЖ 700, АН 700	61 х 3,8	692,0	34,2	0,048	0,044	19722	14463	1000	1907,3
АЖ 750, АН 750	61 х 3,95	747,0	35,6	0,044	0.041	21290	15612	1000	2087,0
АЖ 800, АН 800	61 х 4,1	805,0	36,9	0,041	0,038	22943	16825	1000	2248,9
ПБСА 120	19 х 2,8	44/73	14,0	0.658	0.658	10000	10000	1500	690.0
АЖ и АН, а также ПБСА приведены в
На ВЛ применяют стальные оцинкованные канаты для грозозащитных гросов и оттяжек опор (табл. 2.10.44).
Эти канаты имеют предел прочности стальной проволоки диаметром более 2 мм — не менее 1200 МПа, диаметром 1,5...2,0 мм — не менее 1400 МПа.
I.
семи проволок, не
[ АСЗ, провода марки
г.	•
ческих сталеалюми-не менее 0,2 мм и
юе сечение: алюми-
I
)миниевых
339-80) и
евых проводов
юное 1ие ода. i ?нее	Строительная длина, м. не менее	Масса провода кг/ км
АН		
332	зооо	44.1
516	3000	68,6
719	3000	95,5
1035	зооо	137,5
1448	2000	192,5
1950	2000	259.3
2445	2000	326,1
3099	2000	412.7
3825	2000	5)0,7
4995	2000	668,7
6228	2000	830,4
7231	2000	970,0
8276	1500	1104,2
9238	1500	1234,5
10471	1500	1397,7
11370	1500	1582.4
12624	1200	1685,5
13418	1200	1802,3
14463	1000	1907,3
15612	1000	2087,0
16825	1000	2248,9
10000 I	1500	690,0
Таблица 2.10.44. Характеристики стальных канатов для грозозащитных тросов и оттяжек опор
ГОСТ, (число проволок), марка	Номинальный диаметр троса, мм	Расчетное сечение, мм‘	Число и диаметр проволок, мм	Прочность на разрыв, даН. не менее	Масса провода, кг / км
ГОСТ 3062-80,	6,7	26,96	1 х 2,3 + 6 X 2.2	2975	235
(7), ЛК-0	7,3	32,05	1 х 2,5 + 6 х 2.4	3535	279
	8,0	38,01	1 х 2,8 + 6 х 2.6	1)95	331
	8,6	44,01	1 х 3,0 + 6 х 2,8	4855	382
	9,2	50,45	1 х 3,2 + 6 х 3,0	5565	439
ГОСТ 3063-80,	7,6	33,82	1 х 1,6+ 18 х 1,5	4255	29)
(19), ТК	8,1	38,46	1 х 1,7 + 18 х 1,6	4840	330
	8,6	43,30	1 х 1.8 + 18 х 1,7	5465	373
	9,1	48,64	1 х 1,9 + 18 х 1,8	6120	118
ГОСТ 3063-80,	10,0	60,01	1 х 2,1 + 18 х 2,0	7560	515
(19), ТК	И	72,58	1 х 2,3 + 18 х 2.2	7830	623
	12	86,34	1 х 2.5 + 18 х 2,4	9315	741
	13	101,72	1 х 2,8 + 18 х 2,6	10950	873
	14	117,90	1 х 3,0 + 18 х 2,8	12650	1015
	15	135,28	1 х 3,2 + 18 х 3,0	14550	1160
	16	153,84	1 х 3,4 + 18 х 3,2	17250	1320
ГОСТ 3064-80,	12,5	94.44	1 х 1.9 + 36 х 1.8	11200	806
(37), ТК	14	116.56	1 х 2,1 + 36 х 2,0	13650	995
	15,5	141,00	1 х 2,3 + 36 х 2,2	14350	120.5
	17	167,77	1 х 2,5 + 36 х 2,4	17050	1435
	18,5	197,29	1 х 2.8 + 36 х 2.6	20100	1685
	20	228,74	1 х 3.0 + 36 х 2,8	23250	1955
	21	262,51	1 х 3,2 + 36 х 3,0	26750	2240
	22,5	298,52	1 х 3,4 + 36 х 3,2	3)700	2550
Марки и преимущественные области применения неизолированных проводов на ВЛ 35—1150 кВ приведены в табл. 2.10.45
В обозначении проводов, в которых применяется алюминиевая проволо ка марки АТ, стоит буква А, а проводов, где применяется алюминиевая проволока АТв (см. табл. 2.10.35) буквы Ап.
При применении для провода стальной оцинкованной проволоки второй группы в марке провода к букве С добавляют цифру 2.
По требованию потребителя алюминиевые и сталеалюминиевые провода марок АКП, АНКП, АЖКП, АСКП могут изготовляться с наружной поверхностью, покрытой термостойкой смазкой. В этом случае к марке провода добавляют букву 3.
Таблица 2.10.45. Марки и преимущественные области применения неизолированных проводов
Марка провода	Конструкция провода	Преимущественные области применения
м	Провод, скрученный из медных проволок	В атмосфере воздуха типов II и III на суше и в море всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69*
А, Ап	Провод, скрученный из алюминиевых проволок	В атмосфере воздуха типов I и II, но при условии содержания в атмосфере сернистого газа не более 150 мг/(м~’-сут) (1,5 мг/м!) на суше всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69*. кроме районов ТВ и ТС
АКП, АпКП	Провод марки А. но межпроволочное пространство всего провода, за исключением наружной поверхности, заполнено нейтральной смазкой повышенной термостойкости	На побережьях морей, соленых озер, в промышленных районах и в районах засолоненных песков, а также в прилегающих к ним районах с атмосферой воздуха типов II и III на суше и море всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69*
АС, АпС	Провод, состоящий из стального сердечника и алюминиевых проволок	В атмосфере воздуха типов I и II при условии содержания в атмосфере сернистого газа не более 150 мг/(м2-сут) (1,5 мг/м3) на суше всех макроклиматических районов кроме районов ТВ и ТС по ГОСТ 15150-69*
АСКС, АпСКС	Провод марки АС, но межпроволочное пространство стального сердечника, включая его наружную поверхность, заполнено нейтральной смазкой повышенной термостойкости	На побережьях морей, соленых озер, в промышленных районах и в районах засолоненных песков, а также в прилегающих к ним районах с атмосферой воздуха типов II и III, но при условии содержания в атмосфере сернистого газа не более 150 мг/(м2 • сут) (1,5 мг/м3) на суше всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69*, кроме районов ТВ
АСКП, АпСКП	Провод марки АС, но межпроволочное пространство всего провода, за исключением наружной поверхности, заполнено нейтральной смазкой повышенной термостойкости	На побережьях морей, соленых озер, в промышленных районах и в районах засолоненных песков, а также в прилегающих к ним районах с атмосферой воздуха типов II и III на суше и море всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69*
АН	Провод, скрученный из проволок нетермообработанного алюминиевого сплава марки АВЕ	В атмосфере воздуха типов I и II , но при условии содержания в атмосфере сернистого газа не более 150 мг/(м2 • сут) (1,5 мг/м!) на суше всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69*, кроме районов ТВ и ТС
АНКП	Провод марки АН, но межпроволочное пространство всего провода, за исключением наружной поверхности, заполнено нейтральной смазкой повышенной термостойкости	На побережьях морей, соленых озер, в промышленных районах и в районах засолоненных песков, а также в прилегающих к ним районах с атмосферой воздуха типов II и III на суше и море всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69*
		
		
	Марка провода	Конструг
	АСК, АпСК с j j	Провод марь ердечник и; щитами пол ьатной пленю чый стально полиэтиленте] гами покрыт кой повышенн
	АЖ	Провод скр лок алюминь ботанного сп.
	АЖКП	Провод мар водочное п[ провода, за и< ной поверхно тральной см. термостойко<
1 »	АЖС	1 Провод сос сердечника 1 ниевого те] сплава
	АЖСКС	Провод мар водочное п провода, за г ной поверх» тральной сл термостойкс
1	ПБСА	Провод, сс лических < проволок
Обозначения пре техническим условиь
По ГОСТ 839-74 ся коррозионностош1 АСК. Провода марок лочное пространстве поверхности, заполн Провода марки АСК1 пространство сталы
Окончание табл. 2.10.45
Марка провода	Конструкция провода	Преимущественные области применения
АСК, АпСК	Провод марки АС, но стальной сердечник изолирован двумя лентами полиэтилентерефталатной пленки. Многопроволочный стальной сердечник под полиэтилентерефталатными лентами покрыт нейтральной смазкой повышенной термостойкости	На побережьях морей, соленых озер, в промышленных районах и в районах засолоненных песков, а также в прилегающих к ним районах с атмосферой воздуха типов II и III при условии содержания в атмосфере сернистого газа не более 150 мг/(м2,сут) (1,5 мг/м’) и хлористых солей не более 200 мг/(м"-сут) на суше всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150—69*, кроме ТВ
АЖ	Провод скрученный из проволок алюминиевого термообработанного сплава АВЕ	В атмосфере воздуха типов I и II при условии содержания в атмосфере сернистого газа не более 150 мг/(м-’• сут) (1,5 мг/м') на суше всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150—69*, кроме районов ТВ и ТС
АЖКП	Провод марки АЖ, но межпроволочное пространство всего провода, за исключением наружной поверхности, заполнено нейтральной смазкой повышенной термостойкости	На побережьях морей, соленых озер, в промышленных районах и в районах засолоненных песков, а так ие в прилегающих к ним районах с атмосферой воздуха типов II и III на суше и море всех макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69*
АЖС	Провод состоящий из стального сердечника и проволок алюминиевого термообработанного сплава	В атмосфере воздуха типов I и II, но при условии содержания в атмосфере сернистого газа не более 150 мг/(м2• сут) (1,5 мг/м’) на суше всех макроклиматических районов, кроме районов ТВ и ТС, по ГОСТ 15150—69*
АЖСКС	Провод марки АЖС, но межпроволочное пространство всего провода, за исключением наружной поверхности, заполнено нейтральной смазкой повышенной термостойкости	На побережьях морей, соленых озер, в промышленных районах и в районах засолоненных песков макроклиматических районов по ГОСТ 15150-69*
ПБСА	Провод, сотоящий из биметаллических сталеалюминиевых проволок	Область применения аналогична областям применения проводов АС, АпС и А>КС
Обозначения проводов по ГОСТ 839-80, ГОСТ 839-74, ГОСТ 839-59 и техническим условиям (ТУ) приведены в табл. 2.10.46.
По ГОСТ 839-74 и 839-80 наряду с проводами марок А и АС выпускаются коррозионностойкие провода тех же сечений марок АКП, АСКС, АСКП и АСК. Провода марок АКП и АСКП — это провода марок А и АС, межпроволочное пространство которых по всему сечению, за исключением наружной поверхности, заполнено нейтральной смазкой повышенной термостойкости. Провода марки АСКС — это провода марки АС, в которых межпроволочное пространство стального сердечника и его поверхность заполнены той же
смазкой. Провода марки АСК — это провода марки АСКС, в которых стальной сердечник не только заполнен смазкой, но и изолирован двумя лентами полиэтилентере-фталатной пленке. Различные марки коррозионностойких проводов применя-ются в зависимости от условий загрязнения атмосферы.
Цифры в марках проводов обозначают номинальное сечение алюминия (в числителе) и стали (в знаменателе), мм2.
Таблица 2.10.46. Обозначения проводов по ГОСТ 839—80, ГОСТ 839—74, ГОСТ 839—59 и техническим условиям (ТУ)
Медные провода		Алюминиевые провода		Сталеалюминиевые провода			
•74, -80	О ю	•74, -80	О ю	08-	05 ю	08-	о>
о s>			СГ5	СП О>	Л >-	। л	сг>
со	СО	ГГ) СО	со	со СО	со F—	ОО СО	
ОО СО	СО	СО СО	СО	00 00	СО		со
f—'	'		р—*	1	1	1 |—<	о §	к__. [—<	Н Ч
Г у t )	(У	UC	у	С У }		О и	
°£	о	со	о	ОО	о	оо	О
	(—<		(—<		(—<		(—<
М 4	М-4	А 16	А—16 ।	АС 10/1,8*	АС-10*	АС 100/39	АСО-ЗОО
М 6	М-6	А 25	А-25	АС 16/2.5*	АС-16*	АС 300/48	АС-300
М 10	М-10	А 35	А-35	АС 25/4.2*	АС-25*	АС 300/66 АС 300/67	АСУ-300
М 16	м-16	А 50	А-50	АС 35/6,2*	АС-35*	АС 300/204	АСУС-300
М 25	М-25	А 70	А-70	АС 50/8,0*	АС-50*	АС 330/27*** АС 330/30***	—
М 35	М-35	А 95	А-95	АС 70/11*	АС-70*	АС 330/43 АС 400/18***	АСО-ЗЗО
М 50	М-50	А 120	А-120	АС 70/72	АСУС-70	АС 400/22	—
М 70	М-70	А 150	А-150	АС 95/16* АС 95/15**	АС-95* АС-95**	АС 400/51 АС 400/64	АСО-400 А С-400
М 120	М-120	А 240	А-240	АС 95/141	АСУС-95	АС 400/93	АСУ-400
М 150	М-150	А 300	А-300	АС 120/19	АС-120	АС 450/56 АС 500/26	—
М 185	М-185	А 350	—	АС 120/27	АСУ-120	АС 500/27	—
М 240	М-240	А 400	А-400	АС 150/19	АСО-150	АС 500/64 АС 500/204***	АСО-500
М 300	М-300	А 450	—- :	АС 150/24	АС-150	АС 500/336	АСУС-500
М 350	—	А 500	А—500 1	АС 150/34	АСУ-150	АС 550/71	—
М 400	М-400	А 550 А 600 А 650 А 700 А 750 А 800	А-600	АС 185/24 АС 185/29 АС 185/40 АС 185/128 АС 205/24 АС 240/32 АС 240/39 АС 240/56	АСО-185 АС-185 АСУ-185 АСУС-185 АСО-240 АС-240 АСУ-240	АС 600/72 АС 650/79 АС 700/86 АС 750/93 АС 800/105 АС 1000/56	АСО-600 АСО-700
2.10.8.	Допустимые перегрузки линий электропередачи в аварийных режимах
Во избежание преждевременного отключения потребителей и ограничения мощности электростанций допускается перегрузка ВЛ на период ввода резервов, восстановления повреждений на ВЛ, но не более чем на одни сутки. При этом токовая нагрузка на провода ВЛ не должна превышать 120% длительно допустимых значений токовой нагрузки при фактически имеющейся в данное время суток температуре окружающего воздуха. Для расчета аварийной токовой нагрузки ВЛ следует пользоваться коэффициентами перегрузки по отношению к длительно допустимой токовой нагрузке (табл. 2.10.47) при температуре окружающего воздуха +25 С’С, указанными ниже:
Температура
окружающего
воздуха, °C -5 и 0	+5 +10 +15 +20 +25 +30 +35 +40 +45 +50
ниже
Коэффициент
перегрузки 1,55 1,5 1,44 1,38 1,33 1,26 1,2 1,13 1,06 0,97 0,89 0,8
Допустимость аварийной перегрузки ВЛ должна быть предварительно проверена на соблюдение минимально допустимых расстояний от проводов ВЛ до земли, дорог, водных пространств, зданий и сооружений, ВЛ и линий связи с учетом нагрева проводов электрическим током в соответствии с «Методикой расчета предельных токовых нагрузок по условиям нагрева проводов для действующих линий электропередачи», утвержденных Главтехуправлением Минэнерго СССР (М., СПО «Союзтехэнерго», 1978). Согласно этой методике может быть произведен расчет предельных токовых нагрузок с учетом конкретных метеорологических условий и расстояний между проводом и землей на действующих ВЛ. При этом допустимая температура принимается для медных проводов — 90, а для сталеалюминиевых — 100 "С.
Решение о допустимости аварийной перегрузки ВЛ должно приниматься с учетом состояния проводов, соединительных и натяжных контактных зажимов.
Перечень ВЛ с указанием допустимой аварийной нагрузки для различных сочетаний температуры окружающего воздуха и скорости ветра должен находиться у диспетчера предприятия электрических сетей.
Таблица допустимых значений аварийной перегрузки ВЛ (табл. 2.10.48) составлена на основании «Типовой инструкции по ликвидации аварии в электрической части энергосистем», Главтехуправлением Минэнерго СССР (СПО «Союзтехэнерго», 1986 г.).
Токовые нагрузки на полые провода ПА 640 —1680 А, ПМ 240 —950 А, ПМ 300 — 1050 А, а на стальные провода ПСО 3 — 23 А, ПСО 3,5 — 26 А, ПСО 4 — 30 А и ПС 5 — 35 А. Токовые нагрузки на провода из алюминиевого сплава марки АН на 3%, а марки АЖ на 6% меньше, чем на алюминиевые провода марок А и АКП тех же сечений.
Таблица 2.10.47. Допустимые длительные токовые нагрузки (по нагреву) на неизолированные провода марок А, АКП, М, Б, БС, ПС
Сечение провоза, мм‘	Допустимые токовые нагрузки на провода, А					Сечение провоза, мм‘	Допустимые токовые нагрузки на провода, А				
	алюминиевые А и АКП	медные М	бронзовые Б	сталебронзовые БС	стальные ПС		алюминиевые А и АКП	медные М	бронзовые Б	сталебронзовые БС	стальные ПС
10	—	95	—	—	—	150	440	570	430	—	—
16	105	130	—	—	—	185	500	640	500	515	—
25	135	180	—	—	60	240	590	760	600	640	—
35	170	220	—	—	75	300	680	880	700	750	—
50	215	270	215	—	90	400	815	1050	—	890	—
70	265	340	265	—	125	500	980	—	—	980	—
95	320	415	330	—	135	600	1070	—	—	—	—
120	375	485	380	—	—						
Таблица 2.10.48. Допустимые длительные токовые нагрузки (по нагреву) на неизолированные сталеалюминиевые провода марок АС, АСКС, АСК и АСКП
Сечение провода (алюминий/ сталф, мм"	Допустимые токовые нагрузки, А	Сечение провода (алюминий/ сталф, мм"	Допустимые токовые нагрузки, А	Сечение провода (алюминий/ сталь), мм2	Допустимые токовые нагрузки, А	Сечение провода (алюминии/ стал^>), мм"	Допустимые токовые нагрузки, А
10/1.8	80	150/19	425	240/56	610	400/22	825
16/2,7	105	150/24	450	300/39	690	400/51	835
25/4,2	130	150/34	450	300/48	690	400/64	850
35/6,2	175	185/24	505	300/66	705	500/26	965
50/8	210	185/29	510	300/67	705	500/27	930
70/11	265	185/43	515	300/204	710	500/64	945
95/16	330	185/128	520	330/30	745	500/336	980
120/19	380	240/32	605	330/43	745	600/72	1050
120/27	375	240/39	610	400/18	825	700/86	1220
Токовые нагрузки определены из расчета нагрева проводов до +70 °C и температуры воздуха +25 °C (см. ПУЭ, гл. 1-3).При других температурах рекомендуется применять следующие поправки:
Температура
воздуха, °C -5 и 0	+5 +15 +25 +30 +35 +40 +45 +50
ниже
Поправочный
коэффициент 1,3 1,4 1,2 1,1 1,0 0,94 0,88 0,81 0,74 0,67
2.10.9.	Защита проводов и тросов от вибрации
В дополнение к сведениям о вибрации и пляске проводов ВЛ, изложенным в первом томе данного справочника (раздел 2.1.6, с. 241.. 248), добавим следующее.
Вибрация проводов — это вызванные ветром колебания провода в вертикальной плоскости, характеризующиеся небольшим размахом и большой частотой.
Вибрирующий провод в пролете имеет волнообразную форму (рис. 2.1.9, I том). Колебания провода при вибрации представляют собой стоячие волны, когда точки провода с наибольшим размахом колебаний (пучности) и точки провода, остающиеся неподвижными в процессе колебаний (узлы), не меняют своего положения по длине провода. Длина волны вибрации равна удвоенному расстоянию между двумя соседними узлами (или пучностями). Наибольший размах колебаний называется амплитудой вибрации. Амплитуда вибрации обычно не превышает 3...5 см при длине волны от 1 до 10 м За 1 с происходит от 5 до 100 колебаний.
Наименьшая скорость ветра, при которой возможна вибрация проводов, составляет 0,5...0,6 м/с. Верхняя граница колеблется от 4...5 м/с при высоте подвески провода 12 м, до 8...10 м/с при высоте подвески провода около 70 м (на специальных переходах).
Вибрация проводов возникает вследствие образования завихрений воздушного потока при обтекании провода. Отрыв от провода образующихся за ним воздушных вихрей раскачивает провод в вертикальном направлении. Для возникновения вибрации необходимо, чтобы усилия, действующие на провод, были достаточно большими и чередовались по направлению. Такие усилия возникают только при равномерном ветре.
Вероятность возникновения вибрации возрастает с увеличением длины пролета линии, диаметра и высоты подвески провода. С изменением тяжения по проводу меняются длина волны, амплитуда и частота вибрации. Вибрация проводов возникает при направлении ветра под углом 45.. 90° к оси линии При углах 30...45° вибрация неустойчива, а при углах менее 20° — вообще не возникает. Чаще всего вибрация возникает на линиях, проходящих по открытой местности. Кустарники, постройки и деревья на трассе влияют на возникновение вибрации, так как они меняют направление и скорость воздушного потока. На линиях, проходящих по лесным массивам с высотой деревьев, близкой к высоте подвески провода, вибрация проводов практически не наблюдается.
В результате вибрации в месте крепления провода в поддерживающем или натяжном зажиме возникают перегибы. Количество их в процессе эксплуатации быстро достигает очень больших величин и вызывает усталость металла провода. Происходит разрушение отдельных проволок провода, а затем и обрыв провода при нормальном тяжении. Провод до разрушения выдерживает от полумиллиона до нескольких десятков миллионов перегибов. С
увеличением тяжения по проводу усталость металла наступает при меньшем числе перегибов. Повреждения проводов от вибрации чаще всего возникают вблизи поддерживающих зажимов. Чем сильнее изгибается провод в зажиме и чем острее края плашек, зажимающих провод, тем скорее наступает разрушение провода от вибрации. Наилучшие условия для работы провода создаются в зажимах с широким устьем и закругленными краями в месте выхода провода Повреждения проводов от вибрации вблизи натяжных зажимов наблюдаются редко, так как натяжной зажим может колебаться вокруг оси крепления вместе с проводом. Однако, если зажимы оказываются массивными, возможны повреждения провода от вибрации и вблизи натяжного зажима
При вибрации обычно в первую очередь, происходит разрушение проволок наружного повива провода, так как они испытывают наибольшие перегибы. Проволоки в месте излома имеют мелкозернистую структуру, края излома — гладкие. Шейки, характерные для разрыва проволок под действием тяжения, отсутствуют. Разрушение провода от вибрации развивается очень быстро, так как увеличиваются напряжения в оставшихся проволоках за счет уменьшения суммарного сечения провода.
Расщепленные фазы на линиях электропередач 330—750 кВ, состоящие из связанных распорками двух-пяти проводов, подвержены вибрации в меньшей степени, чем отдельные провода. Наличие связей между проводами препятствует развитию колебаний и способствует рассеянию энергии вибрации. Амплитуда вибрации расщепленных фаз снижается в 1,5... 10 раз в зависимости от числа проводов и расстояния между распорками, в большинстве случаев это устраняет опасность повреждения проводов от вибрации.
При двух проводах в фазе иногда требуется установка гасителей [48], а на трех и более защита гасителями вибрации не требуется.
При применении на линиях электропередачи расщепления проводов в фазе дистанционные распорки, устанавливаемые на проводах, в значительной степени обеспечивают гашение вибрации проводов. Особенно эффективно гасят вибрацию парные распорки при групповой схеме их расположения и расщеплении фазы на три и более проводов. В этих условиях установка дополнительных гасителей вибрации, как правило, не требуется, если расстояние между «кустами» распорок не превышает 60.. 75 м. На линиях с расщеплением фазы только на два провода виброгасящее действие дистан-ционных распорок несколько слабее и может потребоваться установка дополнительных гасителей вибрации, хотя количество их на каждом проводе обычно меньше, чем на линиях с нерасщепленными проводами, проходящими в таких же условиях.
Так, на линиях с расщепленной фазой из двух проводов, соединенных распорками, защита от вибрации необходима при длинах пролетов более 150 м и среднеэксплуатационных напряжениях в сталеалюминиевых проводах, превышающих 40...45 МПа, в зависимости от марки провода и характера местности, по которой проходит линия.
Установка гасителей не требуется, если линия проходит по лесному массиву с высотой деревьев, превышающей высоту подвеса проводов, вдоль горных
долин и других препятствий, защищающих линию от поперечных ветров.
В соответствии с действующими «Методическими указаниями по типовой защите от вибрации проводов и тросов воздушных линий электроп редачи напряжением 35-750 кВ» защита от вибрации одиночных проводов и тросов не требуется, если среднеэксплуатационные напряжения в них оказываются меньше 35...40 МПа для алюминиевых проводов и проводов из сплава АН; 40...45 МПа для сталеалюминиевых проводов и проводов из сплава АЖ; 100.. НО МПа для медных проводов и 180...200 МПа для стальных проводов и тросов. Более точно эти величины определяются в зависимости от сечения проводов, длины пролетов и характера местности, по которой проходит линия' открытая ровная местность без древесной растительности, сильш пересеченная или застроенная местность, или наличие редкого или низкорослого леса.
В зависимости от условий прохождения трассы линии, конструктивных особенностей линий и тяжения по проводам и тросам гасители вибрации устанавливают либо с обеих сторон пролета, либо только с одной стороны, при этом рекомендуется устанавливать гасители вибрации через одну опору, т. е. по обе стороны от одной опоры и пропуская следующую
Установка гасителей с одной стороны пролета допуска тся в условиях пониженной опасности вибрации в пролетах длиной менее 200 м, а также в пролетах длиной 200—320 м, если среднеэксплуатационно<- напряжение в проводах незначительно (на 5—10%) превышает указанные ранее безопасные для вибрации значения.
Установка гасителей вибрации обязательна как для одиночных проводов, так и для расщепленных независимо от среднеэксплуатационных напряжении в проводах при пересечении больших рек, водоемов, открытых горных долин, если длина пролета пересечения превышает 500 м для больших рек и водоемов и 800 м для горных долин, где вибрация проявляется несколько в меньшей степени, чем при пересечении рек и водоемов.
В переходных пролетах через реки и водоемы длиной 500 1500 м. а также через горные долины шириной 800...1500 м рекомендуется установка с каждой стороны пролета по два гасителя вибрации. Защита от вибрации проводов и тросов в переходных пролетах длиной более 1500 м, а также независимо от длины пролета для проводов диаметром более 38 мм и проводов со среднеэксплуатационным тяжением более 18U кН должна производиться по специальному проекту.
На линиях с расщепленными фазами наряду с вибрацией наблюдается еще один вид колебаний проводов — это колебания приводов на участках между дистанционными распорками, связанные с экранированием одного из проводов другим при воздействии ветра на провода, расположенные в одной горизонтальной плоскости. Такой вид колебаний получил название субколебаний. Экранирование одного провода другим при ветре поперек линии и сравнительно небольшом расстоянии между проводами (0,3.. 0.4 м) приводит к тому, что экранируемый провод попадает в зону завихрений воздушного потока и возникают его колебания в основном в горизонтальной плоскости (рис. 2.10.32).
Рис. 2.10.32. Субколебания проводов расщепленной фазы:
1 — положение проводов между распорками при субколебаниях.
2 — распорки; 3 — направление ветра
Амплитуда субколебаний от 5...6 см до нескольких десятков сантиметров, а период колебаний составляет от 0,2...0,5 до 1 с. Субколебания проводов возникают при достаточно больших скоростях ветра и могут приводить к соударениям и повреждениям проводов в результате соударений. Большую опасность субколебания представляют для дистанционных распорок, детали которых могут истираться и разрушаться от длительного воздействия субколебаний проводов. По зарубежным данным отношение расстояния между проводами расщепленной фазы к диаметру проводов, уменьшающее вероятность появления субколебаний, должно быть не менее 20. Однако из опыта эксплуатации линий 500 и 750 кВ в РФ можно сделать вывод, что при групповой схеме установки дистанционных распорок указанное отношение может быть уменьшено до 12... 17. В случае появления на действующих линиях субколебаний проводов и повреждений проводов или распорок следует пересмотреть схему установки дистанционных распорок, уменьшив расстояния между распорками или заменив их на другую, более совершенную конструкцию.
Защита от вибрации одиночных проводов и тросов не требуется, если длины пролетов ВЛ и среднеэксплуатационные напряжения в проводах не превышают значений, указанных в табл. 2.1.7,1 том.
При прохождении ВЛ по сплошному лесному массиву с высотой деревьев более высоты подвеса проводов и тросов, а также вдоль горных долин (по низу) зашита проводов и тросов ВЛ не требуется.
Защита от вибрации одиночных алюминиевых проводов сечением 120 мм2 и более, сталеалюминиевых сечением 95 мм2 и более, проводов из алюминиевых сплавов сечением 70 мм2 и более, медных и стальных проводов, грозозащитных тросов сечением 50 мм2 и более осуществляется типовыми гасителями типа ГВН согласно табл. 2.1.9, I том.
В начале 80-х годов некоторое время выпускались гасители вибрации с укороченными грузами и с грузами каплевидной формы вместо цилиндрической.
ной фазы: ебаниях.
десятков сантимет->убколебания прово-и могут приводить к 'ударений. Большую ых распорок, детали ) воздействия субко-; расстояния между шающее вероятность . Однако из опыта 1вод, что при группо->е отношение может вующих линиях субраспорок следует меньшив расстояния гршенную конструк-
не требуется, если ения в проводах не
j с высотой деревьев ь горных долин (по
ов сечением 120 мм2 >дов из алюминиевых эдов, грозозащитных ми гасителями типа
асители вибрации с сто цилиндрической.
Эффективность работы таких гасителей очень низкая. Имелись случаи усталостных повреждений проводов и грозозащитных тросов ВЛ, оснащенных этими гасителями. В настоящее время выпуск таких гасителей прекращен, а установленные ранее гасители с укороченными грузами и грузами каплевидной формы подлежат замене на стандартные.
В связи с имевшими место случаями повреждения проводов из алюминиевых сплавов АЖ 120 и АЖС 70/39 ВНИИЭ были проведены специальные исследования, которые показали необходимость разработки для проводов марок АЖ и АЖС поддерживающих зажимов и зажимов гасителей вибрации с применением специальных прокладок из износоустойчивых эластомеров с полупроводящими свойствами.
До разработки таких зажимов для проводов АЖ и АЖС рекомендуется принимать среднеэксплуатационные напряжения о,<<0,2овр.
Вновь разработанный провод из биметаллических сталеалюминиевых проволок марки ПБСА 120 по лабораторным исследованиям ВНИИЭ имеет устойчивость от повреждений при вибрации по крайней мере не хуже, чем сталеалюминиевый провод того же диаметра. Поэтому критерии и средства защиты от вибрации для провода ПБСА 120 рекомендуется принимать как для сталеалюминиевых проводов.
При установке двух гасителей в пролете с каждой стороны пролета устанавливается по одному гасителю; при установке одного гасителя в пролете (с одной стороны пролета) рекомендуется устанавливать их через одну опору — по обе стороны от крепления провода или троса к гирлянде.
Вновь разработанный многочастотный гаситель вибрации «Пешка» (рис. 2.10.33), предназначен для защиты проводов воздушных линий электропередачи от вибрации. В его конструкции сохранены оба типа изгибающих колебаний тросика с грузами, присущие базовому варианту гасителя Стокбриджа, а также принята новая концепция энергопоглощения для увеличения числа степеней свободы — деформация кручения.
Для переходов ВЛ разработаны сдвоенные гасители вибрации. Совме-щен-ные гасители необходимы для защиты проводов ВЛ от «пляски» и вибрации.
Рис. 2.10.33 Многочастотный гаситель вибрации «Пешка»
Действие гасителей основано на изменении крутильно-жесткостных характеристик как одного провода (троса), так и проводов фазы. Пара совмещенных гасителей устанавливаются в пролете с двух сторон провода, под углом 45° к нему. При необходимости используется и вторая пара гасителей. Положение гасителей при любых эксплуатационных воздействиях весьма устойчивое.
Защита от вибрации расщепленной фазы, состоящей из двух проводов, соединенных в пролете распорками с расстоянием между ними не более 75 м при длине пролетов 150 м и более, осуществляется типовыми гасителями типа ГВН.
При установке четырех гасителей в пролете с каждой стороны пролета устанавливается по два гасителя (по одному на каждом проводе); при установке двух гасителей они устанавливаются по одному на фазу с каждой стороны пролета поочередно на разных проводах фазы.
Провода расщепленной фазы, состоящей из трех-пяти проводов и более, соединенные распорками с расстоянием между ними не более 75 м, в обычных пролетах не требуют защиты от вибрации при любых значениях среднеэксплуатационного напряжения. При этом для четырех и пяти проводов в фазе до разработки распорок повышенной надежности и стойкости к вибрации рекомендуется для обеспечения безопасного уровня колебаний проводов устанавливать сосредоточенные распорки поочередно с группами из пяти и семи парных распорок (соответственно для фаз из четырех и пяти проводов) с расстоянием между ними (под пролетами) не более 40 м. Подпролеты, примыкающие к опорам, сокращаются: первый до 20 м, а следующий за ним до 25...30 м. В отдельных случаях могут применяться только группы из парных распорок
Выбор типов гасителей вибрации и их месторасположения. Выбор типов гасителей для защиты от вибрации проводов и тросов в обычных пролетах производится согласно табл. 2.1.8,1 том.
Место установки гасителей определяется по формуле
5 = 0,0013 d	(2.10.6)
где S — расстояние места установки гасителя от края поддерживающего или натяжного зажима, м; d — диаметр провода, мм; Т — тяженне провода при среднегодовой температуре для расчетного пролета, даН: р — масса провода, кг/м.
Полученные по формуле размеры S округляются с точностью до 0,05 м.
Выбор типов гасителей типа ГПГ и их месторасположения для больших переходных пролетов (500 м и более) должен производиться согласно «Руководящим указаниям по защите от вибрации проводов и тросов ВЛ 35 кВ и выше», разработанных ВНИИЭ, или по специальным расчетам, или исследованиям (для очень больших пролетов или для ВЛ 750 кВ и выше).
I
-костных характе-ара совмещенных ,а, под углом 45° сителей Положе-< весьма устойчи-стоящеи из двух м между ними не щяется типовыми
стороны пролета эоводе); при уста->азу с каждой сто-
проводов и более, эе 75 м, в обычных 4ениях среднеэкс-и проводов в фазе кости к вибрации эебании проводов уппами из пяти и : и пяти проводов) О м. Подпролеты, здующий за ним до группы из парных
вложения. Выбор обычных пролетах
Для защиты защищенных изоляцией проводов «SAX» (ВЛЗ 6-10 кВ) применяют накладки и спирали ( рис. 2.10 34).
(2.10.6)
поддерживающего - тяженне провода р — масса провода,
шестью до 0,05 м.
.ения для больших .одиться согласно эв и тросов ВЛ 35 расчетам, или ис-
50 кВ и выше)
Наименование изделия	Сечение жилы провода, мм?	Код изделия
Накладка	I””	35	ТК 70142
	70	ТК 70143
	120	ТК 70144
Спираль	35	ТК 70140
	70 .120	ТК 70141
Рис 2. 10 34. Средства защиты защищенных изоляцией проводов «SAX» а спираль на промежуточной опоре; б — накладка, е — спираль на концевой опоре
2.10.10.	Борьба с «пляской» проводов
«Пляска» проводов и тросов. Помимо вибрации на ряде ВЛ наблюдается явление, получившее название «пляски» проводов. Это один из видов автоколебаний, при котором имеет место резонанс собственных колебаний провода и возбуждающей силы. В наибольшей степени «пляске» подвержены провода ВЛ, расположенные в гололедных районах.
Под «пляской» проводов принято понимать колебания со значительной амплитудой и низкой частотой. Амплитуда пляшущих проводов может достигать 12...14 м (в пролетах длиной 450...500 м), а частота лежит в пределах 0,2...1,2 Гц. Провода движутся преимущественно в вертикальной плоскости, обычно с некоторым наклоном по направлению ветра.
«Пляска» происходит с одной или несколькими полуволнами в пролете. Наиболее опасными являются колебания с 1...4 полуволнами, при которых амплитуды колебаний весьма значительны и возникает опасность сближения между собой соседних проводов и тросов, что приводит к их перекрытию, пережогу или механическим повреждениям.
Рис. 2 10.35. Траектория движения точек одинарного провода при «пляске»: a. b — отклонения провода в пролете от основного положения; а,. аг— наибольшая и усредненная амплитуда колебания провода в пролете;
а„ — движение провода в зажиме гирлянды; unp— угол отклонения оси амплитуды колебания провоза от вертикали, а„, — угол приближения троса к телу опоры (при колебании троса, неизолированного от земли), 81|т— наибольшее сближение верхнего провода с грозозащитным тросом; 8„„ — наибольшее сближение проводов, расположенных с одной стороны опоры
«Пляска» проводов возникает при порывистых ветрах, направленных под углом 30...90° к линии, со скоростью 10...18 м/с в период, когда провода покрыты односторонним гололедом. «Пляска» проводов без гололеда наблюдается очень редко и характеризуется небольшими амплитудами колебаний. При обтекании ветром провода с односторонним гололедом на провод действуют подъемные усилия, которые в сочетании с порывистым ветром приводят к возникновению колебаний (рис. 2.10.35).
«Пляска» проводов зависит от многих величин, трудно поддающихся точному расчету. При «пляске» на опоры линий действуют большие динамические нагрузки, которые могут привести к поломке опор.
Недостаточная шарнирность узла крепления гирлянд изоляторов к опорам может привести к разрушению его и падению провода. Часто «пляска» проводов приводит к перекрытиям между проводами или между проводами и тросами в пролетах. В результате этого иногда происходят обрывы проводов и тросов из-за пережогов.
В процессе эксплуатации на каждой линии необходимо установить участки, где наблюдается «пляска», условия ее возникновения, меры ее устранения и др..
Колебания проводов между распорками. На ВЛ с расщепленными фазами имеют место колебания проводов на участках между распорками, иногда называемые субколебаниями. Необходимым условием для возникновения субколебаний является наличие двух проводов, расположенных приблизительно в одной горизонтальной плоскости поблизости друг от друга. При ветре, направленном перепендикулярно к линии или под углом близким к 90°, один провод пучка располагается в аэродинамическом следу другого. Изменения аэродинамической подъемной силы и лобового сопротивления приводят к неустойчивому состоянию заднего по потоку ветра провода, который начинает колебаться. Колебания являются самовозбуждающимися и развиваются с собственной или близкой к ней частотой скорее, чем с частотой возбуждающей силы. В этом отношении такие колебания подобны «пляске» проводов и отличаются от вибрации. Вибрация расщепленных проводов имеет малое влияние на колебания между распорками. I/d = 15...18.
При анализе колебаний пользуются относительным расстоянием между проводами, т. е. отношением расстояния к диаметру провода. Обычно это отношение лежит в пределах 15... 18. При значениях относительного расстояния около 10 могут возникнуть очень сильные субколебания.
Опытами на ВЛ 500 кВ в РФ установлено, что при расстояниях между распорками по проводу примерно 40...60 м обеспечивается надежная работа проводов в пролете. Меньшее расстояние принимается на ВЛ, проходящих по открытой ровной местности. Распорками соединяются попарно провода фазы и устанавливаются группами с небольшим разбегом — порядка 1 м друг от друга.
На ВЛ 750 кВ с четырьмя и пятью проводами в фазе устанавливаются как группы парных распорок, так и сосредоточенные распорки, соединяющие все провода фазы. Используются также схемы с чередованием комплексов парных распорок с сосредоточенными.
Субколебания связаны с аэродинамическими характеристиками всей системы проводов и распорок. Исследования ведутся и в направлении создания демпфирующих распорок, способных подавлять такие колебания.
Другие виды колебаний проводов. Отметим два вида колебании проводов, не связанных с воздействием ветра. Первый — при сбросе гололедообразования. При образовании гололедного осадка провод вытягивается и накапливается энергия упругих деформаций. В тех случаях, когда гололедный осадок уменьшается постепенно, например при медленном таянии или сухом испарении льда, энергия упругих деформаций освобождается также медленно и колебания провода не происходит. При плавке гололеда или сильной оттепели может иметь место одновременный сброс гололеда на значительной длине провода. Энергия деформаций переходит в кинетическую энергию движения провода с подскоком последнего. Амплитуда подпрыгивания зависит от длины пролета, тяжения провода, веса сбрасываемого осадка. Подпры
гивание происходит в основном в вертикальной плоскости и может привести к быстроугасающим колебаниям провода.
При недостаточных расстояниях между проводами разных фаз или между проводами и грозозащитными тросами могут иметь место схлестывания проводов с соответствующими отрицательными последствиями. При проектировании ВЛ необходимо обеспечивать достаточные расстояния проводов по вертикали. Эти расстояния устанавливаются на основании изучения опыта эксплуатации ВЛ в различных условиях и регламентируются ПУЭ.
Второй вид колебаний — коронная «пляска» проводов. Такие колебания возникают при большой напряженности электрического поля на поверхности провода.
Провода «плясали» на участке длиной 2 км в пролетах длиной 391...561 м. Зафиксированы колебания в вертикальной плоскости с частотой О,2.. 2 Гц, горизонтальные качания, сложные колебания, представляющие сочетания «пляски», качаний и вибрации. Двойная амплитуда колебаний лежала в пределах 0,3...2,7 м при вертикальных и около 2 м при горизонтальных качаниях. Наложение «пляски» на горизонтальные качания вызывали колебания, площадь которых представляла круг диаметром 2...3 м. Колебания наблюдались при холодной погоде и прекращались в летний период. Это свидетельствует о влиянии на колебательный процесс тяжения в проводе
Коронная «пляска» отмечалась и на зарубежных линиях при большой (28...31 кВ/см) напряженности поля на поверхности провода.
Вся территория РФ в зависимости от интенсивности «пляски» проводов и тросов ВЛ согласно карте районирования по «пляске», имеющейся в ПУЭ, разделена на три района:
1	— районы с редкой «пляской» проводов, где повторяемость «пляски» реже 1 раза в 10 лет;
II	— районы с умеренной «пляской» проводов, где повторяемость «пляски» примерно 1 раз в 5—10 лет;
Ill	— районы с частой «пляской» проводов, где повторяемость «пляски» более 1 раза в 5 лет.
11	район ио интенсивности «пляски» проводов и тросов расположен в основном южнее 56-и параллели от западных границ РФ до Новосибирской области, а также вдоль побережья морей на севере и востоке РФ. Ill район по интенсивности «пляски» проводов и тросов охватывает в основном районы Донбасса, Юга Украины, Средней Волги и Башкирии. Вся остальная территория РФ относится к 1 району по интенсивности «пляски».
Для ВЛ 35-500 кВ с подвесными изоляторами при вертикальном или смешанном расположении проводов в ПУЭ установлены минимальные расстояния между проводами по условиям их работы в пролете в зависимости от стрелы провеса и района по интенсивности «пляски». При этом в районах с толщиной стенки гололеда 15...20 мм расстояние между проводами
подлежит дополнительной проверке по формуле
d = 1,0 +	0 + 0,6-77 + 0,15Ь,
(2.10.7)
где d — расстояние между проводами, м; U — номинальное напряжение ВЛ, кВ,/ — наибольшая стрела провеса, м; b — расстояние между проводами по вертикали, м.
Эта проверка производится только в I и II районах по интенсивности «пляски» проводов.
При выборе расстояний между проводами во 11 и III районах по интенсивности «пляски» для линий или их участков, защищенных от поперечных ветров рельефом местности, лесным массивом, постройками или сооружениями, высота которых составляет не менее 2/3 высоты опор, рекомендуется принимать I район вместо II и II район вместо III.
На опорах всех типов горизонтальное смещение проводов не требуется, если расстояние между проводами по вертикали превышает 0,8/ + U/250 при одиночных проводах и / + U/25O при расщепленных проводах, где / — наибольшая стрела провеса провода, соответствующая габаритному пролету: U — номинальное напряжение ВЛ.
Существуют пассивные и активные мероприятия для борьбы с «пляской» проводов и тросов.
К пассивным мероприятиям относятся:
соответствующий выбор расстояний между проводами и между проводами и тросами, который либо исключает, либо снижает до минимума схлестывание;
устройство узлов крепления проводов и тросов к опорам и отдельных элементов линейной арматуры, обеспечивающих необходимую шарнирность в вертикальной и горизонтальной плоскостях при перемещении проводов и тросов во время «пляски»;
укрепление шлейфов на анкерных опорах, препятствующее их приближению к траверсам опор при «пляске» проводов.
К активным мероприятиям относятся:
плавка гололеда на проводах и грозозащитных тросах или профилактический их нагрев электрическим током, которые устраняют возможность интенсивной «пляски» проводов при образовании одностороннего гололеда;
применение междуфазных упругих изолирующих распорок из полимерных материалов и из фарфора, которые устанавливаются по 2...4 шт. в каждом пролете на участках ВЛ, где наблюдается интенсивная пляска проводов (рис. 2.10.36);
применение различных механических устройств, ограничивающих «пляску» проводов: маятниковых демпферов (расстраивающих маятников), изменяющих частоту крутильных колебаний проводов и ограничивающих возможность появления интенсивной «пляски», спиральных демпферов из пласти-
Рис. 2.10.36. Схемы установки междуфазных изолирующих распорок: а — две распорки на пролет; б — четыре распорки на пролет
1 — распорки; 2 — провода
ковых материалов, надеваемых на провод на длине до 20% пролета, гидравлических демпферов, эксцентричных грузов и др.;
применение аэродинамических демпферов (стабилизаторов) в виде раз-лич-ной формы обтекателей, устанавливаемых на проводах, цилиндров большого диаметра с отверстиями, профилированных пластин, подвешиваемых в пролетах ВЛ под проводами и др.;
снятие (демонтаж) распорок на ВЛ с расщепленными фазами из двух и четырех проводов с одновременным вертикальным смещением соседних проводов пучка по отношению друг к другу.
Практическое применение в РФ находят:
плавка гололеда и профилактический нагрев проводов электрическим током;
установка междуфазных изолирующих упругих распорок из полимерных материалов на ВЛ 35-220 кВ;
плоские аэродинамические пластмассовые обтекатели, разработанные ВНИИЭ, закрепляемые на отдельных участках провода в пролете длиной около 1 /3 длины пролета;
крутильные гасители, разработанные Союзтехэнерго, которые устанавливаются на одиночных проводах и тросах по концам пролета с помощью специальных зажимов.
В ряде энергосистем разрабатываются и проходят экспериментальную проверку другие конструкции гасителей «пляски» как для одиночных, так и для расщепленных проводов в фазе. Информация о них может быть получена во ВНИИЭ, который является головным по разработке методов борьбы с
«пляской» проводов.
На ВЛ с расщепленными фазами наблюдается особый вид колебаний проводов на участках между дистанционными распорками, связанный с экранированием одного из проводов другим при воздействии ветра на провода, расположенные в одной горизонтальной плоскости. Этот вид колебаний называют субколебаниями проводов расщепленной фазы. По амплитудам и частотам субколебания занимают промежуточное положение между вибрацией и «пляской» проводов. Амплитуда субколебаний может достигать от 5...6 см до нескольких десятков сантиметров, а период — от 0,2...0,5 до 1...2 с при достаточно больших скоростях ветра.
Субколебания могут приводить к повреждениям проводов в результате их соударений усталостным повреждениям самих распорок, детали которых могут истираться и разрушаться от длительного воздействия субколебаний проводов.
По зарубежным данным отношение горизонтального расстояния между проводами расщепленной фазы к диаметру проводов, уменьшающее вероятность появления субколебаний, должно быть не менее 20. По опыту работы ВЛ 500 и 750 кВ в РФ, на которых применена групповая схема установки дистанционных распорок, указанное отношение может быть уменьшено до 12...13.
В случае появления на действующих линиях субколебаний проводов, сопровождающихся повреждением проводов или дистанционных распорок, следует с привлечением ВНИИЭ пересмотреть схему установки дистанционных распорок, уменьшив расстояния между распорками, или заменить их на другую, более совершенную конструкцию распорок-гасителей.
2.10.11. Плавка гололеда и профилактический, нагрев проводов и тросов для борьбы с гололедом
Плавку гололеда рекомендуется предусматривать на проводах ВЛ напряжением до 220 кВ включительно, проходящих в IV-V и особых районах по гололеду, а также в районах с интенсивной и частой «пляской» проводов.
Плавка гололеда. На ВЛ выше 1 кВ, подверженных интенсивному гололедообразованию, должна осуществляться плавка гололеда электрическим током. Предприятие электрических сетей должно организовать наблюдение за процессами гололедообразования на ВЛ в целях своевременного включения схем плавки. На ВЛ 6-10 кВ в соответствии с «Руководящими указаниями по плавке гололеда на ВЛ до 20 кВ, проходящих в сельской местности», плавку гололеда необходимо предусматривать для районов, в которых нормативная толщина стенки гололеда составляет 20 мм и более, а также для районов, в которых возможна частая и интенсивная пляска проводов при гололедообразовании. Для районов, в которых нормативная толщина стенки гололеда менее 20 мм, целесообразность организации плавки гололеда должна устанавливаться на основе технико-экономического расчета.
Для оперативного предупреждения об образовании на ВЛ опасных голо-
15 Справочник по электр. ceiWM юм 2
449
ледных отложений необходимо организовывать и вести наблюдения на линиях или специально оборудованных гололедных постах.
Плавку гололеда целесообразно начинать с таким расчетом, чтобы при гололедообразовании она была успешно завершена на всех линиях, взаимосвязанных по режиму плавки. При этом очередность плавки определяется категорийностью потребителей и электроприемников по степени надежности электроснабжения, технологичностью организации плавки и наличием резервного питания.
На ВЛ, оборудованных схемами плавки гололеда, необходимо перед гололедным сезоном производить тщательный осмотр и опробование всех элементов электрической схемы плавки и принимать меры, обеспечивающие нормальную их работу в режиме плавки.
Для успешной и эффективной плавки заранее определяется порядок действия персонала (составляются инструкции), прорабатывается последовательность проведения всех операций при плавке гололеда, составляются технологические карты.
Наиболее распространенным и эффективным способом является плавка гололеда на ВЛ 6-20 кВ током трехфазного КЗ при номинальном напряжении сети в длительном или повторно-кратковременном режиме.
При выборе тока плавки гололеда необходимо, чтобы значение тока плавки было достаточным для расплавления гололеда в нормированный срок на участке, где подвешен провод наибольшего сечения, а ток плавки не превышал значений, допустимых по условию нагрева провода наименьшего сечения из подвешенных на ВЛ. Допустимые токи плавки для ВЛ 6 —20 кВ с алюминиевыми и сталеалюминиевыми проводами определяются в зависимости от скорости ветра и температуры воздуха по табл. 2.10.49.
При использовании данных табл. 2.10.49 расчетную скорость ветра v = 2 м/с следует принимать для районов, где скорость ветра при гололеде составляет до 15 м/с, и v = 4 м/с для районов, где скорость ветра при гололеде превышает 15 м/с.
Длительность плавки гололеда зависит от размеров и плотности гололеда, его формы, тока плавки, скорости ветра и температуры воздуха. Время плавки гололеда и изморози определяется по соответствующим графикам, приведенным в «Руководящих указаниях по плавке гололеда на ВЛ до 20 кВ, проходящих в сельской местности». Плавка гололеда на отдельных участках сети не должна продолжаться более 1 ч.
Все элементы, входящие в электрическую схему плавки (рис. 2.10.37) должны быть рассчитаны на токи плавки с учетом допустимых перегрузок. Элементы оборудования, перегрузка которых превышает допустимую, должны быть заменены или зашунтированы на период плавки. Допустимая кратность перегрузок силовых трансформаторов на подстанции определяется в зависимости от предшествовавшего плавке режима нагрузки и времени плавки (рис. 2.10.38). Для коммутационных аппаратов (выключателей и разъединителей) в режи-
Таблица 2.10.49. Допустимые токи плавки гололеда на ВЛ 6—20 кВ с алюминиевыми и сталеалюминиевыми проводами при различных погодных условиях
Марка провода		Допустимый ток плавки пр скорости ветра и и температуре воздуха t, А					
		v = 2 м/с при t, °C			v = 4 м/с при t, "С		
		-1	-5	-10	-1	-5	-10
А	25	254	260	266	295	305	313
А	35	314	323	328	368	374	384
А	50	394	410	415	465	475	485
А	70	485	497	501	572	584	600
АС 25/4,2		247	252	258	290	297	304
АС 35/6,2		336	342	352	398	405	415
АС 50/8		398	406	416	465	476	490
АС 70/11		496	510	521	580	583	610
Примечание. Приведенные значения допустимых токов определены с учетом высоты опор ВЛ при направлении ветра к их оси под углом 45°
Рис. 2.10.37. Схемы плавки гололеда наиболее распространенных в электросетях напряжением 35-110 кВ (см. табл. 2.10.50)
Рис. 2.10.38. Допустимая кратность перегрузки стационарных ТП (трансформаторов)
ме плавки допускается нагрузка, превышающая номинальный ток в 1,5 раза.
Уставка тока срабатывания защиты ВЛ, на которой проводится плавка гололеда, должна превышать ток плавки на 20%.
Контроль за окончанием процесса плавки может осуществляться по времени плавки или визуально. Визуальное наблюдение за состоянием оплавления гололеда должно проводиться на участках ВЛ с наибольшими размерами отложений.
Плавку гололеда на грозозащитных тросах следует осуществлять в тех случаях, когда возможно сближение освободившихся от гололеда проводов и грозозащитных тросов, покрытых гололедом.
На ВЛ 330 кВ и выше в IV и особых районах по гололеду, а также на ВЛ 35-220 кВ в III районе по гололеду плавка гололеда на проводах и тросах может быть предусмотрена только на основании результатов техникоэкономических расчетов, показывающих целесообразность такой плавки гололеда.
Количество и расположение устройств для плавки гололеда в предприятиях электрических сетей должны выбираться с таким расчетом, чтобы плавка гололеда на ВЛ 110 кВ и выше могла быть обеспечена за 12 ч, а на ВЛ 35 кВ и ниже — за 8 ч.
Как правило, схема плавки гололеда должна собираться и вводиться в работу в течение 1 ч после получения команды диспетчера.
Если отключение ВЛ 110-220 кВ для плавки гололеда приводит к перерыву электроснабжения потребителей, рекомендуется плавка гололеда токами КЗс пофазным выводом ВЛ из работы.
Для своевременного выявления образования гололеда на проводах и грозозащитных тросах и организации плавки гололеда или профилактического нагрева рекомендуется устанавливать на проводах и тросах автоматические
сигнализаторы гололеда. Исправность сигнализаторов должна проверяться перед наступлением гололедного сезона.
Допустимая температура нагрева проводов при плавке гололеда по условию механической прочности принимается:
для алюминиевых и медных проводов 90 в длительном режиме плавки и 120 °C при повторно-кратковременном режиме;
для сталеалюминиевых проводов — соответственно 100 и 130 °C, а для проводов из алюминиевого сплава АЖ, АЖС и АН — соответственно 80 и 100 °C.
На время плавки гололеда, учитывая ее относительную кратковременность, минимально допустимые расстояния между проводами ВЛ, на которой проводится плавка гололеда, и землей или пересекаемыми объектами, могут быть уменьшены на 1 м.
Исходя из минимальных расстояний определяется допустимая стрела провеса проводов, соответствующее механическое напряжение в проводе и допустимая температура нагрева проводов при плавке гололеда или профилактическом нагреве проводов током.
Определение наибольших допустимых токов плавки при различных температурах воздуха и скоростях ветра следует производить в соответствии с «Методическими указаниями по плавке гололеда переменным током» М 34— 70-027-80 (СПО «Союзтехэнерго», 1983 г.).
Расчетные формулы для некоторых схем плавки гололеда переменным током приведены в табл.2.10.50.
В таблице приняты следующие обозначения: /пл — ток плавки, А; ил — линейное напряжение источника питания схемы плавки, кВ; I — длина участка плавки, км; Zo — удельное полное сопротивление трехфазной линии, Ом/км; Zq — удельное полное сопротивление заземленного провода, Ом/км; /?3 — сопротивление заземляющего устройства, Ом; ZOm — удельное сопротивление взаимоиндукции контуров плавки провод — земля, Ом/км:
zoM =гз + 7°-145^^-’	(2.10.8)
где г3 — сопротивление земли, равное 0,05 Ом/км; D3 — глубина возврата тока через землю, м; D — среднегеометрическое расстояние между проводами (тросами), м.
Значения токов и сталеалюминиевых проводах, препятствующие образованию гололеда при различных погодных условиях, приведены на рис.2.10.39.
Значения наибольшего допустимого и одночасового тока плавки гололеда на сталеалюминиевых проводах для различных погодных условий приведены на рис. 2.10.40, а на стальных тросах — на рис. 2.10.41.
Соотношения между напряжением источника питания схемы плавки гололеда на проводах по способу трехфазного КЗ, протяженностью ВЛ и требуемой мощностью при допустимых токах плавки приведены в табл.
Таблица 2.10.50. Рекомендуемые расчетные формулы
Схема (рис. 2.10.37)*	Способ плавки гололеда	Расчетный ток плавки, А
б	Трехфазное КЗ	I = ПЛ Т370/
в...д	Однофазное КЗ	/ =		 ™ л/3 (Zo/+ 27?3)
е	Однофазное КЗ при последовательном соединении проводов всех фаз по схеме «змейка»	/ -	Ет	 пл V3(3Z0Z-2Z0mZ + 2A3)
ж	Двухфазное КЗ без земли	I = -^~ пл 2Z0Z
3	Встречное включение фаз трансформаторов	I = m Zol
и, к	Двухфазное КЗ с землей	I = ——	 пл z;z+2z?3
* По схеме а ток плавки равен двойному току нагрузки на ВЛ.
2.10.51.
Соотношения между напряжением источника питания схемы плавки гололеда на тросах, протяженностью ВЛ и требуемой мощностью при допустимых токах плавки приведены в табл. 2.10.52.
Значения тока плавки /пл, удельных активных, реактивных и полных сопротивлений сталеалюминиевых проводов трехфазной линии (Zo) переменному току приведены в табл. 2.10.53.
Значения тока плавки /пл, удельных активных, реактивных и полных сопротивлений заземленных сталеалюминиевых проводов () переменному току приведены в табл. 2.10. 54.
Значения тока плавки /пл, удельных активных, реактивных и полных сопротивлений стальных проводов и тросов переменному току приведены в табл. 2.10.55.
На линиях напряжением 220 кВ и выше для плавки гололеда требуются очень большие токи в связи с применением на этих линиях проводов больших сечений и расщеплением фазы на несколько проводов. На линиях 500 кВ токи плавки достигают 4500...5000 А. При большой протяженности линий и большом индуктивном сопротивлении плавки гололеда переменным током
Рис. 2.10.39. Ток
а — АС 50; б -ж -
Рис. 2.10.39. Токи, препятствующие образованию гололеда в сталеалюминиевых проводах марок:
а — АС 50; б — АС 70; в — АС 95; г — АС 120; д — АС 150; е — АС 185; ж — АС 240; 3 — АС 300; и — АС 400; к — АС 500
Рис. 2.10.40. Наибольшие допустимые и одночасовые токи плавки гололеда на сталеалюминиевых проводах при скорости ветра: а — 2м/с; б — 5 м/с; в — 10 м/с
-------одночасовый ток плавки гололеда с диаметром гололедной муфты D = 6 см;
------то же ПрИ □ = g см;------наибольший допустимый ток плавки гололеда при D = 6 см
в
Рис. 2.10.41. Наибольшие допустимые и одночасовые токи плавки гололеда на стальных проводах и тросах с диаметром гололедной муфты D = 6 см при скорости ветра: а — 2м/с; б — 5 м/с; в — 10 м/с
-------одночасовый ток плавки;------наибольший допустимый ток плавки
Таблица 2.10.51. Параметры схемы плавки гололеда по способу трехфазного КЗ
Напряжение источника питания, кВ	Ток плавки, А	Марка провода	Требуемая мощность, МВ • А/км	Возможная длина участка плавки, км
	295... 540	АС 50/8	0,06...0,21	18...9,8
	375...675	АС 70/11	0,08...0,27	17,5-9,7
6	475...830	АС 95/16	0,11...0,35	16,0...9,2
	545...950	АС 120/19	0,14...0,43	14,9...8,5
	295...540	АС 50/8	0,06...0,21	28,7...15,7
	375...675	АС 70/11	0,08...0,27	27,7-15,4
10	475...830	АС 95/16	0,11...0,35	25,5.-14,6
	545...950	АС 120/19	0,14...0,43	23,6-13,5
	650...1110	АС 150/24	0,19...0,54	21.12,3
	295...400	АС 50/8	0,06..0,21	95,5-52,0
	375...675	АС 70/11	0,08...0,27	92,5...51,5
35	475...830	АС 95/16	0,11..0,35	84,5-48,5
	545...950	АС 120/19	0,14...0,43	78,7.-45,2
	650...1110	АС 150/24	0,19...0,54	70,7.-41,4
	755...1270	АС 185/29	0,23...0,69	62,2.-37,0
	375...675	АС 70/11	0,08...0,27	231...162
	475...830	АС 95/16	0,11...0,35	246...153
НО	545...950	АС 120/19	0,14...0,43	248...142
	650...1110	АС 150/24	0,19...0,54	223.-130
	755...1270	АС 185/29	0,25.-0,69	196...116
	895...1490	АС 240/39	0,34...0,93	170...102
	545...950	АС 120/19	0,14...0,43	337...193
	650...1110	АС 150/24	0,19.-0,54	300... 176
150	755...1270	АС 185/29	0,25.-0,69	268-159
	895...1490	АС 240/39	0,34...0,93	232...140
	1095...1700	АС 300/39	0,51...1,23	186...120
	1095... 1700	АС 300/39	0,51.-1,23	273.-175
220	1270...2040	АС 400/51	0,66...1,71	244...152
	1460...2330	АС 500/64	0,86.-2,18	216.-136
	2190... 3400	2 х АС 300/39	1,48.-3,56	283...182
330	2540...4080	2 х АС 400/51	1,94-5,01	250...155
	2920...4660	2 х АС 500/ 64	2,42.-6,16	230...144
	3580...5960	4 х АС 300/39	3,70.-10,20	280...168
500	3810...6120	3 х АС 400/51	4,4...11,4	250..155
	4380...6990	3 х АС 500/64	5,8...14,7	220-138
Примечание. Расчеты выполнены при температуре воздуха -5 "С и скорости ветра от 0 до 5 м/с.
Таблица 2.10.52. Параметры схемы плавки гололеда на грозозащитных тросах
Напряжение источника питания, кВ	Ток плавки, А		Схема плавки «трос — трос»		Схема плавки «трос — земля»	
		Марка троса	Требуемая мощность, МВ* А/км	Протяженность участка плавки, км	Требуемая мощность, МВ’А/км	Протяженность участка плавки, км
6 10 35 ПО	90...120	С 35	41,7...70	7...5 11...9 39...11 124...98	40,1...67,4	7...6 12...10 44...35 137...109
6 10 35 ПО	НО...160	С 50	45,1...91	8...6 13...9 45...33 142...103	42,7...86	8..6 14...10 49. .36 155...112
6 10 35 ПО	140...200	С 70	51...98	9...7 20...И 52...39 162...121	47,5...90,9	10...7 16...12 56..41 175...130
Марка провода
АС 400/64
АС 400/51
АС 500/64
2 х АС 300/39
Таблица 2.10.53. Параметры трехфазной линии
Марка провода	Наибольший допустимый ток плавки, А	Активное сопротивление при t = +20 Т, Ом/ км	Активное сопротивление при t = 0 °C, Ом/км	Среднее геометрическое расстояние между фазами, м	Реактивное сопротивление, Ом/ км	Полное сопротивление трехфазной линии, Ом/км
АС 50/8	540	0,65	0,598	3	0,4	0,718
АС 70/11	675	0,46	0,424	3	0,4	0,583
А 95, АС 95/16	830	0,34	0,311	4	0,4	0,508
		0,33	0,302		0,4	0,502
А 120, АС 120/19	950	0,27	0,249	4	0,4	0,471
А 150, АС 150/24	1110	0,21	0,1935	4	0,4	0,444
АС 185/29	1270	0,17	0,1565	4	0,4	0,43
АС 240/39	1490	0,132	0,1215	5	0,4	0,418
АС 240/32	1490	0,130	0,1195	5	0,4	0,417
				5	0,392	0,403
				6	0,404	0,415
АС 300/48	1700	0,107	0,0985	7	0,414	0,424
				8	0,422	0,433
				9	0,429	0,439
				5	0,392	0,403
				6	0,404	0.415
АС 300/39	1700	0,108	0,0995	7	0,414	0,424
				8	0,422	0,433
				9	0,429	0,439
2 х АС 400/51
2 х АС 500/64
4 х АС 240/32
3 х АС 400/51
3 х АС 500/64
Примечав!
КЗ даны для услови:
fa на
Окончание табл. 2.10.53
плавки «трос — земля»
емая ость, 4/КМ	Протяженность участка плавки, км
.67,4	7...6 12...10 44...35 137...109
..86	8.. 6 14.. 10 49. .36 155...112
.90,9	10...7 16 .12 56..41 175...130

Реактив-ое сопротивление. Ом/км	Полное сопротивление трехфазной линии, Ом / км	1
0,4	0.718	
0,4	0,583	
0,4	0,508	
0,4	0,502	
0,4	0,471	
0,4	0,444	
0,4	0,43	
0,4	0,418	
0,4	0,417	
0,392	0,403	
0,404	0,415	
0,414	0.424	
0,422	0,433	
0,429	0.439	
0,392	0,403	
0,404	0,415	
0,414	0,424	
0,422	0,433	
0,429	0,439	
Марка провода	Наибольший допустимый ток плавки, А	Активное сопротивление при t = +20 ГС, Ом/ км	Активное сопротивление при t = 0 °C, Ом/ км	Среднее геометрическое расстояние между фазами, м	Реактивное сопротивление, Ом/ км	Полное сопротивление трех-фазнои линии, Ом/ км
АС 400/64 АС 400/51	2400	0,080	0,0735	5 6 7 8 9	0,383 0,394 0,404 0,413 0,421	0.390 0,400 0,410 0,418 0,427
АС 500/64	2330	0,065	0,0598	5 6 7 8 9	0,379 0,390 0,399 0,408 0,415	0,382 0,394 0,402 0,411 0,418
2 х АС 300/39	3400	0,054	0,0497	6 7 8 9	0,288 0,297 0,306 0,313	0,290 0,300 0.308 0,314
2 х АС 400/51	4080	0,040	0,0368	6 7 8 9	0,282 0,292 0,300 0,308	0,283 0,293 0.301 0,308
2 х АС 500/64	4660	0,0325	0,0299	6 7 8 9	0,258 0,268 0,276 0,284	0,258 0,267 0,276 0,284
4 х АС 240/32	5960	0,0325	0,0299	10 11 12 13 14 15	0,262 0,268 0,273 0,278 0,282 0,287	0,263 0.269 0,274 0,279 0,283 0,288
3 х АС 400/51	6120	0,0267	0,0246	10 11 12 13 14 15	0,277 0,283 0,288 0,293 0,298 0,303	0,278 0,284 0,289 0,294 0,299 0.304
3 х АС 500/64	6990	0,0217	0,020	10 И 12 13 14 15	0,275 0,281 0,286 0,291 0,296 0,300	0,276 0,282 0.287 0,292 0,297 0,301
Примечание. Значения наибольшего допустимого тока плавки по схеме трехфазного КЗ даны для условий погоды: температура воздуха -5 °C, скорость ветра— 5 м/с
Таблица 2.10.54. Характеристики заземленных проводов
Марка провода	Наибольший допустимый ток плавки, А	Суммарное активное сопротивление провода и земли, Ом/ км	Реактивное сопротивление, Ом/км. при глубине возврата тока через землю, м		Полное сопротивление заземленного провода, Ом/ км, при гл у сине возврата тока через землю, м	
			500	1000	500	1000
АС 50/8	540	0,648	0,755	0,799	0.995	1,029
АС 70/11	657	0,474	0,744	0,788	0,882	0,920
А 95	830	0,361	0,739	0,780	0,822	0,860
АС 95/16	830	0,362	' 0,734	0,777	0,814	0,858
А 120	950	0,299	0,716	0,760	0,776	0,817
АС 120/19	950	0,299	0,711	0,755	0,771	0,812
А 150	1110	0,244	0,709	0,752	0,749	0,790
АС 150/24	1110	0,244	0,705	0,749	0,746	0,788
АС 185/29	1270	0,207	0,698	0,741	0,728	0,771
АС 240/39	1490	0,172	0,690	0,734	0,712	0,734
АС 240/32	1490	0,170	0,690	0,734	0,711	0,754
АС 300/48	1700	0,149	0,682	0,726	0,698	0,741
АС 300/39	1700	0,150	0,685	0,729	0,701	0,744
АС 400/64	2040	0,124	0,673	0,717	0,684	0,727
АС 400/51	2040	0,124	0,676	0.720	0,687	0,730
АС 500/64	2330	0,110	0,670	0,713	0,679	0,722
2хАС 300/39	3400	0,100	0,560	0,609	0,569	0,612
2хАС 400/51	4080	0,082	0,555	0,599	0,562	0,605
2хАС 500/ 65	2330	0,110	0,670	0,713	0,679	0,722
2хАС 500/64	4660	0,080	0,552	0,596	0,558	0,601
4хАС 240/32	5960	0,080	0,506	0,550	0,512	0,556
ЗхАС 400/51	6120	0,075	0,52	0,465	0,525	0,569
ЗхАС 500/ 64	5990	0,070	0,517	0,561	0,522	0,566
Примечание. 1. Значения наибольшего допустимого тока плавки по схеме однофазного КЗ даны для условий погоды: температура воздуха -5 °C, скорость ветра 5 м/с.
2. Сопротивление земли принято равным 0,5 Ом/км.
о) Ж	
X	i £
	m ° Я X
X -	ф Ф
	
о	
о	—
	О
ф ей	2 о
О	о к
X О	2 х
ч m ° 2	"ч
	
ей	
Ф g О о	ж £
иви [ров км	m ° Я X
	ф ф
X 2	X ч
S «о	
о, X ф^<	
Ф Ч ей	
Ф СП ф	, о
X X о	2 о
я н Си Ф О£. Ш g	Я X я == " ч
и	
ф
ф	ф	X
ф	о	X
X	X	Я ж
X	СП	
ф	X	СП\
сх	X ей	S у оО
X	Ф	си
CQ	схс о о	
X
с X II Д о ф _
Ф О X СП я
X

требует очень высоких напряжений источника плавки и очень больших реактивных мощностей. В связи с этим плавка гололеда переменным током на линиях 220 кВ и выше, как правило, практически не возможна. На таких линиях плавка гололеда может осуществляться только постоянным током от специальных выпрямительных установок, которые монтируются на подстанциях и питаются от этих подстанций. При тех же токах плавки напряжение плавки постоянным током в 10 и более раз ниже, чем при плавке переменным током. Реактивная мощность на плавку не расходуется, а потери активной мощности сравнительно невелики, так как очень мало активное сопротивление провода.
о ® П о
□X X
3
>х 3
S X
X X со ей
X ей
С Й
ей
ей о
о ГР
о
ГР "О X
X
X
X x
X
X
ь о
X X ГР
X
X го
X
о .
X* 2
ГР 2 ГР X X

о X X X Е
2 о X X
X
X X
S
х
X гр X X о
X X X X X
о X о
2 о
I
X X X
X о 2
X
ь X Е X X
гр
СО X
ND СО СО
nd nd
Ц1 СП го W
3
2
Таблица 2.10.55. Характеристики стальных проводов и тросов в схемах плавки гололеда
Марка провода	Наибольший допустимый ток плавки, А	Активное сопротивление при t = +20 °C, Ом/км	Активное сопротивление при t = 0 °C, Ом/км	Внутреннее реактивное сопротивление, Ом/ км	Внешнее реактивное сопротивление провода (троса), Ом/ км		Полное сопротивление провода (троса), Ом/км	
					заземленного	незазем-ленного	заземленного	незазем-ленного
	90	5,15	4,53	1,55	0,786	0,446	5,15	4,95
С 35	100	5,05	4,44	1,48	0,786	0,446	5,03	4,83
	НО	4,97	4,37	1,43	0,786	0,446	4,95	4,76
	120	4,89	4,3	1,39	0,786	0,446	4,86	4,67
	ПО	3,62	3,18	1,09	0,774	0,434	3,73	3,53
	120	3,59	3,16	1,06	0,774	0,434	3,7	3,5
С 50	130	3,56	3,14	1,02	0,774	0,434	3,66	3,46
	140	3,53	3,1	0,99	0,774	0,434	3,6	3,41
	150	3,5	3,08	0,95	0,774	0,434	3,58	3,38
	160	3,48	3,06	0,95	0,774	0,434	3,55	3,36
	140	2,36	2,08	0,73	0,759	0,5	2,6	2,42
	150	2,34	2,06	0,73	0,759	0,5	2,6	2,41
	160	2,32	2,04	0,72	0,759	0,5	2,56	2,38
С 70	170	2,26	1,99	0,71	0,759	0,5	2,51	2,33
	180	2,22	1,96	0,71	0,759	0,5	2,48	2,3
	190	2,21	1,95	0,7	0,759	0,5	2,46	2,29
	200	2,19	1,93	0,69	0,759	0,5	2,45	2,27
П р и м е ч а н и я:
1. Полное сопротивление определено с учетом сопротивления земли, равного 0,05 Ом/км.
2 Значения наибольшего допустимого тока плавки даны для температуры воздуха -5 °C и скорости ветра 5 м/с.
3 При определении реактивного сопротивления незаземленных тросов принято, что расстояние между тросами (при двух тросах Ф* на ВЛ) марок С 35, С 50 и С 70 равно соответственно 3,6; 4.5 и 17,2 м
2.10. ВЛ110-Ц50 кВ
Для плавки гололеда постоянным током разработаны в 1972 году специальные выпрямительные агрегаты ВУКН-1200-14000 и ВУПГ-1000-14000 и др. ( табл. 2.10.56). Эти агрегаты подключаются к источнику переменного тока напряжением до 10 кВ и дают выпрямленный ток напряжением до 14 кВ. Два таких агрегата, соединенных параллельно, могут обеспечить плавку гололеда на линии 220 кВ протяженностью около 100... 120 км. При последовательном соединении нескольких агрегатов, питающихся от отдельных трансформаторов или раздельных систем шин, может быть получено более высокое напряжение постоянного тока, т. е. увеличена длина участка плавки. К недостаткам агрегата относятся довольно высокая стоимость самого агрегата
Таблица 2.10.56. Характеристики установок для плавки гололеда
постоянным током
	Диодные выпрямители			Тиристорные выпрямители	
	§ со	14000,	14000,	14000	50000
Основные параметры	-1200-тип I	-1200-тип II	-1600-тип III	1 § I	1 § 1
	§	5		Е	с
		£			>>
	са	CQ	m	m	со
Напряжение установки, кВ	8	14	14	14	50
Номинальный ток, кА	1,2	1,2	1,6	—	—
Мощность, МВт Число выпрямительных блоков	9,6	16,8	22,4	14 1/40*	50 1/40*
в установке, шт	1	1	1		
Номинальное напряжение питающей сети, кВ	6	10	10	11	50
Наибольшее длительно допустимое напряжение сети, кВ	7,2	12,0	12,0	12	36,8
Габариты, м					
ширина	3,0	3,0	3,4		
длина	0,97	0,97	0,97		
высота	2,5	2,5	2,5		
* каждый вентиль содержит 40 (включая 10% запас) последовательно соединенных тиристорных ячеек.
Примечания: 1. Установки для плавки гололеда ВУКН выпускались по ТУ 16-529.781-73.
2.	Допустимые перегрузки по току (до 1 мин) составляют 1,25 и 1,4 номинального значения. При больших перегрузках агрегаты должны автоматически отключаться.
3.	Для увеличения мощности и тока плавки агрегаты ВУКН I—III типов могут соединяться параллельно до трех в одной группе, а также последовательно — два агрегата или две упомянутые группы.
4.	Наиболее широко для плавки гололеда постоянным током могут быть использованы схемы фаза — фаза (провод — провод) и фаза — две фазы (провод — два провода)
я в 1972 году специ-ВУПГ-1000-14000 очнику переменного напряжением до 14 г обеспечить плавку 20 км. При последо-от отдельных транс-мучено более высо-а участка плавки. К >сть самого агрегата
главки гололеда
(сторные выпрямители
О-14000	— 3-5ОООО
8	
	I
g	с >5
CQ	са
14	50
—	—.
14	50
40*	1/40*
1	50
2	36,8
<ательно соединенных
и дополнительного оборудования, необходимого для его эксплуатации, а также его ограниченные возможности для плавки гололеда на линиях напряжением 330 кВ и выше большой протяженности.
Устройство плавки гололеда ВУКН-1200-14000 имеет диодные выпрямители и поэтому обладают ограниченной возможностью регулирования выпрямленного напряжения за счет изменения коэффициента трансформации с помощью РПН, что затрудняет подбор режима плавки, невозможность плавного включения и отключения установки, что может вызвать появление опасных перенапряжений на выпрямительных элементах преобразователя, усложнение выполнения защиты от токов.
Чтобы устранить недостатки неуправляемых выпрямителей, появилась возможность применения управляемых выпрямителей на большие мощности, токи и напряжения.
Сейчас (с 1994 года) начали применять тиристорные управляемые выпрямители на два уровня номинального напряжения: 14 кВ (питание от шин переменного напряжения НкВ и 50 кВ (питание от шин переменного напряжения 48,5 кВ) номинальной мощностью соответственно 14 МВт (ВУПГ-1000-14000) и 50 МВт (ВПГУ-1000-50000) — см табл. 2.10.56 и рис. 2.10.42.
Последняя установка уже используется для плавки гололеда в АО Камчатскэнерго [46].
I
пускались по ТУ 16-
и 1,4 номинального включаться
тов могут соединяться
тва агрегата или две
'т быть использованы два провода).
Рис. 2.10.42. Принципиальная электрическая схема тиристорной ячейки ВУПГ-1000-50-
1	— тиристор типа T153-630;
2	— цепи деления и демпфирования напряжения, 3, 4 — ограничительные реакторы;
5 — лавинная защита;
6, 7 — элементы анодной защиты тиристора 8 — формирователь импульсов управления, 9 — трансформатор управления
2.10.12.	Основные механические расчеты проводов и тросов
Внешние нормативные нагрузки от гололеда, действующие на провода и тросы линии, определяются в зависимости от климатических условий местности, где расположена трасса ВЛ. Для расчетов, как правило, используются удельные (приведенные) нагрузки, т.е. нагрузки в ньютонах, отнесенные к 1 м длины и 1 мм2 сечения провода или троса. В ряде случаев могут использоваться удельные нагрузки на 1 м длины провода или троса. Значения удельных нагрузок целесообразно заблаговременно выписать в таблицы из проектов ВЛ или подсчитать по соответствующим формулам.
Расчеты стрелы провеса провода или троса (кроме больших переходов) могут производиться по формуле
В ряде случаев проводов или тросов тации. Эксплуатацио шающая (предельная ше наи-болыией вне!
где ув — удельная н< наибольшая внешня! лено по формуле
/ = 71,	(2.10.9)
8а
где f — стрела провеса, м; I — длина пролета, в котором определяется стрела провеса, м; у— удельная нагрузка, Н/(м-мм2); и — напряжение в проводе или тросе, Па.
При расчете стрел провеса на больших переходах следует пользоваться формулой
У/2 ! Y3/4 8а З84а3'
а также приближенной формулой
v I
/ = (1,0135 4-1,016)-!-— 8(7
(2.10.10)
(2.10.11)
Длина провода в пролете L определяется по формуле
о г2
L = l + -^-WWiL = l + ^—	(2.10.12)
24а2	31
Для определения напряжений и стрел провеса провода или троса при изменении атмосферных условий и внешних нагрузок пользуются уравнением состояния провода:

здесь Ев — относите определяемой при и временное сопротив закрепления в натя; нагрузка на провод проводе или тросе.
Для расчетов пр подвеса вычисляютс । эквивалентные npoj условного пролета, большей высоте пол длина условного про; высоте подвеса npoi ।
/v	Z у а,
--——= (У----—-----(t —t )
24ра2	24ра2
(2.10.13)
где ат, ут и tm — напряжения, удельная нагрузка и температура воздуха при начальных атмосферных условиях; ап, у„ и /„— то же при измененных атмосферных условиях; а — коэффициент температурного линейного удлинения провода или троса; Р — коэффициент упругого удлинения провода.
Зная напряжение в проводе или тросе при одной нагрузке и температуре, по уравнению состояния провода можно найти напряжение в проводе или тросе при других нагрузках и температурах.
где Д/г — разность в при данных услови эквивалентных про; (внешних нагрузок)
Для ДА < (0,1 -г-0,1 в расчетах I = Лк-
В ряде случаев необходимо знать эксплуатационный запас прочности проводов или тросов, который определяет надежность их работы в эксплуатации. Эксплуатационным запас прочности показывает, во сколько раз разрушающая (предельная) внешняя нагрузка (без учета собственной массы) больше наи-большей внешней нормативной нагрузки, определяется по формуле
(2.10.14)
где ув— удельная нагрузка, вызывающая обрыв провода или троса; у„6 — наибольшая внешняя нормативная нагрузка; значение ув может быть определено по формуле
J24eB Унб
+	(2.10.15)
1	° доп
здесь Ев — относительное удлинение проводов при разрушающей нагрузке, определяемой при испытаниях проводов и тросов на разрыв; о'вр= 0,9авр — временное сопротивление с учетом ослабления проводов и тросов на местах закрепления в натяжных зажима; ун6 — наибольшая нормативная удельная нагрузка на провод или трос; едоп —допустимое нормативное напряжение в проводе или тросе.
Для расчетов проводов и тросов в пролетах с разными высотами точек их подвеса вычисляются эквивалентные пролеты. Различают большой и малый эквивалентные пролеты. Большой эквивалентный пролет 1,к1 — это длина условного пролета, на котором высота подвеса провода одинакова и равна большей высоте подвеса провода. Малый эквивалентный пролет Дк2 — это длина условного пролета, в котором высота подвеса одинакова и равна меньшей высоте подвеса провода:
I =i + ^.-	(2.10.16)
JK1	1	*
у/
_	2Д/к5
4к2 ~
yl
(2.10.17)
где Aft — разность высот точек подвеса провода, м; с — напряжение в проводе при данных условиях, Па. Для данного конкретного пролета ВЛ значения эквивалентных пролетов изменяются в зависимости от атмосферных условий (внешних нагрузок).
Для Aft<(0,1-5-0,15,)/можно приближенно (погрешность 3...4%) принимать в расчетах / = /эк.
Весовой и ветровой пролеты определяют механические нагрузки, действующие на опоры. Весовым пролетом /вес называется полусумма двух смежных с этой опорой эквивалентных пролетов 1'м и Гэк, приведенных к высоте подвески провода на данной опоре:
1	_ ^эк ^эк
£вес о
или
^вес
Айс/
Г + Aha
(2.10.18)
где Г и Г — длины действительных пролетов, смежных с данной опорой.
Ветровым пролетом /вет называется полусумма двух смежных с опорой действительных пролетов:
_Г + Г
вет - 2 
Для опор, ограничивающих пролеты с одинаковой высотой точек подвеса провода или троса, весовой и ветровой пролеты равны между собой:
где 8 и Р — соответс линии, м; Gr — нагр — давление ветра на массы гирлянды изо разность тяжения пс
Эти уравнения в либо относительно 2
Отклонение npoi угла отклонения про
где у4— удельная на у6 — то же суммарна
Отклонение пре подвесными изолято] разнице высот точег равно:
Г
2
/вес /вет
г + г
2
Работа проводов и тросов в анкерованных пролетах с разной длиной промежуточных пролетов определяется значением приведенного пролета /пр, который вычисляется по формуле
а в пролете между <
, = //з+/з+/з+... + /з Пр V/]+/2+/3+- + /„
(2.10.19)
где /,,/2, /з.—. k — длины промежуточных пролетов в анкерованном пролете.
Зная значение приведенного пролета и подставляя его в уравнение состояния провода, можно определить напряжения в проводе анкерованного участка при любых атмосферных условиях.
Отклонения поддерживающих гирлянд вдоль и поперек линии на промежуточных опорах можно определить по условию равновесия отклоненных гирлянд изоляторов.
Условие равновесия гирлянды изоляторов, отклоненной вдоль линии, выражается уравнением
I
I
где fx — стрела про расстояние от анкер Для линий со ц линиях с подвеснь формуле
Если величина (Ай//>0,05)), то о" формуле
где Спр х = Д sin <р;
8\Gn + у J - лту11г - 82 = 0 ,	(2.10.20)
а условие равновесия гирлянды изоляторов, отклоненной поперек линии, выражается уравнением

(2.10.21)
где 8 и Р — соответственно отклонения гирлянд изоляторов вдоль и поперек линии, м; Gn — нагрузка от массы провода на длине весового пролета, Н; Рвет — давление ветра на провод на длине ветрового пролета, Н; Gc — нагрузка от массы гирлянды изоляторов, Н; /г — длина гирлянды изоляторов, м; АТ — разность тяжения по проводу в смежных пролетах, Н.
Эти уравнения в зависимости от поставленной задачи могут быть решены либо относительно 8 и Р, либо относительно АТ и Рвет.
Отклонение проводов и тросов по длине пролета определяется значением угла отклонения провода ф, который вычисляется по формуле
sin<p = y4/y6,	(2.10.22)
где у4— удельная нагрузка от давления ветра на провод или трос, Н/(м-мм2); у6 — то же суммарная от массы провода или троса и давления ветра, Н/(м • мм2).
Отклонение провода или троса Сх, в любой точке пролета для линий с подвесными изоляторами между промежуточными опорами при незначительной разнице высот точек подвеса провода или троса на опорах (АЛ//< 0,02-^0,05) равно:
Сх = (А + /г) 51Пф,	(2.10.23)
а в пролете между анкерной и промежуточной опорами
Сх =	+ Zr sin ф,	(2.10.24)
где fx — стрела провеса провода или троса на расстоянии х от опоры, м; х — расстояние от анкерной опоры, м; 2 — длина пролета, м.
Для линий со штыревыми изоляторами и между анкерными опорами на линиях с подвесными изоляторами отклонение провода определяется по формуле
Сх = /х sin ф.	(2.10.25)
Если величина разности высот точек подвеса проводов значительна (АЛ//>0,05)), то отклонение провода Сх следует определять более точно по формуле
Сх=Спрх+р,	(2.10.26)
где Спрх = /х sin ф; Р — отклонение гирлянды изоляторов поперек линии, м.
2.10.13.	Защита проводов, тросов и тросовых оттяжек опор от коррозии
Смазка стальных проводов и грозозащитных тросов рекомендуется для защиты от коррозии с целью продления срока их службы.
Антикоррозионное свойство имеют применяемые для электрических контактов смазки АМС-1, карбонально-никелевая (с органическим связующим ЦИАТИМ 221), Contactol (фр). Но лучше всего использовать отечественную смазку «Суперконт».
Расход смазки, наносимой при помощи аппаратов ACT-3, ACT-4, АСТ-5, ШМ и др., на 1 км троса (провода) сечением 50 мм2 — 14... 18 кг, 70 мм2 — 20...25 кг, 95 мм2 — 27...34 кг. Смазка троса (провода) производится при температуре воздуха не ниже -10 °C.
Для проведения работ по смазке грозозащитного троса без снятия напряжения в комплекте с аппаратами должны использоваться специальные изолирующие тяги, а персонал необходимо обучать этим работам.
Обработку проводов, тросов и тросовых оттяжек рекомендуется производить после подвески проводов и тросов перед вводом линий в эксплуатацию.
Защита проводов производится только в зонах возможной повышенной их коррозийное™ (морские побережья, химические заводы и т. п.).
Возобновление покрытия тросов, проводов и тросовых оттяжек мазкой «Суперконт» и др. производится по мере необходимости в зависимости от их состояния.
Работы выполняются, в соответствии с «Инструкцией по нанесению антикоррозийных покрытий на грозозащитных тросах, тросовых оттяжках опор и проводах воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше», утвержденной Главтехуправлением Минэнерго СССР 19.12.83 г.
Бригада в составе электромонтеров, указанном в Инструкции, за полный рабочий день может произвести смазку на ВЛ 10... 12 км троса или оттяжек на 6...7 опорах.
Полученные с завода смазки следует довести до рабочей вязкости путем добавления при перемешивании и пропускания через краскотерку бензина-растворителя (уайт-спирита). Для смазки тросов и проводов на 1 кг смазки добавляют 0,4 кг растворителя, а для смазки тросовых оттяжек — 0,3 кг.

2.10.14. Лине1
Дополнительно к ным в I томе данной ций ВЛ 110 кВ и вы!
Количество изол «Инструкцией по про< атмосферой» (И34-7 для ВЛ 6-20 кВ для ВЛ 35 кВ для ВЛ 110-220 для ВЛ 330-1151 Для ВЛ напряжс количество изолятор 2.10.57.
Коэффициенты з при наибольшей нац 2,0 — в аварийном j отношению к гарант!
Количество изолг до 110 кВ включител с поддерживающими
В двухцепных по изоляторов в КЗЖД01 табл. 2.10.57.
Для V-образных ляторов принимаете! лянд (указано в ско
На переходных гирляндах следует ув данной ВЛ на один i
Приведенное в ti выше, проходящих н щих на высоте боле гирляндах следует о которую следует уве при высоте от 1( более 2000 до ЗС более 3000 до 4С Количество подв бираются независим
Типы и количес
2.10.14.	Линейная изоляция
Дополнительно к сведениям о линейной изоляции и арматуре, изложенным в I томе данного справочника приводим с учетом специфики конструкций ВЛ ПО кВ и выше следующие сведения.
Количество изоляторов (табл. 2.10.57) определяется в соответствии с «Инструкцией по проектированию изоляции в районах с чистой и загрязненной атмосферой» (И34-70-009-83) и удельной длиной утечки:
для ВЛ 6-20 кВ	— 2,2 см/кВ;
для ВЛ 35 кВ	— 1,9 см/кВ;
для ВЛ 110-220 кВ — 1,6 см/кВ;
для ВЛ 330-1150 кВ — 1,5 см/кВ.
Для ВЛ напряжением до 220 кВ включительно с деревянными опорами количество изоляторов принимается на один меньше, чем указано в табл. 2.10.57.
Коэффициенты запаса прочности изоляторов должны быть не менее 2,7 при наибольшей нагрузке, 5 — при среднеэксплуатационной нагрузке, 1,8 и 2,0 — в аварийном режиме соответственно для ВЛ 3-300 и 400-1150 кВ по отношению к гарантированной прочности изоляторов.
Количество изоляторов всех типов в натяжных гирляндах ВЛ напряжением до 110 кВ включительно следует увеличивать на один изолятор по сравнению с поддерживающими гирляндами.
В двухцепных поддерживающих гирляндах ВЛ 330 кВ и выше количество изоляторов в каждой цепи увеличено на 5% по сравнению с указанным в табл. 2.10.57.
Для V-образных поддерживающих гирлянд ВЛ 1150 кВ количество изоляторов принимается на два-три больше, чем для обычных вертикальных гирлянд (указано в скобках).
На переходных опорах высотой более 40 м количество изоляторов в гирляндах следует увеличивать по сравнению с принятым на остальных опорах данной ВЛ на один изолятор на каждые 10 м высоты опоры сверх 40 м.
Приведенное в табл.2.10.57 количество изоляторов дано для ВЛ 110 кВ и выше, проходящих на высоте до 1000 м над уровнем моря. Для ВЛ, проходящих на высоте более 1000 м над уровнем моря, количество изоляторов в гирляндах следует определять по удельной длине пути утечки изоляции, которую следует увеличить:
при высоте от 1000 до 2000 м —на 5%;
более 2000 до 3000 м	— на 10%;
более 3000 до 4000 м	— на 15%.
Количество подвесных и тип штыревых изоляторов для ВЛ 6-35 кВ выбираются независимо от высоты над уровнем моря.
Типы и количество изоляторов для ВЛ, проходящих в местах, где
изоляция подвержена загрязнению (солончаки, соленые озера, промышленные предприятия, берег моря и т.п.), должны выбираться с учетом местных условий на основании действующей «Инструкции по проектирований изоляции в районах с чистой и загрязненной атмосферой» (И34-70-009-83), а также на основании результатов опыта эксплуатации или специальных исследований изоляции ВЛ в данном районе.
Для выделения зон с повышенной степенью загрязненности атмосферы (СЗА) должны быть разработаны карты уровней изоляции для данного района. Эти карты разрабатываются в соответствии с указаниями упомянутой инструкции.
Изоляторы типов ПСД70-ДМ и ПСВ120-А применяются в основном в районах с загрязненной атмосферой.
В табл. 2.10.57 в скобках даны названия старых аналогичных типов изоляторов, снятых с производства, или количество изоляторов для многоцепных гирлянд.
Конфигурация пс загрязнений рекомег сведениями.
Рекомендуемы^
Конфигурация иг
Тарельчатый с ребр ней поверхностью С
Тарельчатый глади рический, тарельчап конусный
Тарельчатый фарфо1
Таблица 2.10.57. Количество изоляторов в одноцепных поддерживающих гирляндах ВЛ на металлических железобетонных опорах в условиях чистой атмосферы (с обычным полевым загрязнением)
Тип	Количество изоляторов, шт., при номинальном напряжении ВЛ, кВ									
	6. .10	20	35	по	150	220	330	500	750	1150
ПФ6-А (П-4,5)	1	3	3	7	10	14	19	—	—	—
ПФ6-Б (ПМ-4,5)	1	3	3	7	10	15	20	—	—	—
ПФ70-В (ПФ6-В)	1	3	3	7	10	14	19	—	—	—
ПФ16-А	—	—	—	—	—	13	17	25	—	—
ПФ20-А	—	—	—	—	—	11	14	21	—	—
ПС6-А (ПС-4,5)	1	3	3	8	11	16	22	31	—	—
ПС70-Д (ПС6-Б)	1	3	3	8	10	15	20	29	—	—
ПСД70-ДМ	1	3	3	6	9	12	17	24	—	—
ПС-11 (ПС-8,5)	—	—	—	—	—	14	19	27	41	—
ПС120-Б (ПС120-А)	—	—	—	—	—	15	20	28	43	73 (77)
ПСВ120-А	—	—	—	—	—	12	16	23	35	58 (61)
ПС160-В (ПС160-Б)	—	—	—	—	—	13	17	25	37	63 (67)
ПС210-Б (ПС22-А)	—	—	—	—	—	—	16	23	35	57 (60)
ПСК210-А	—	—	—	—	—	—	13	19	29	47 (50)
ПС300-Б	—	—	—	—	—	—	16	20	31	56 (59)
ПСКЗОО-К	—	—	—	—	—	—	13	18	27	45 (47)
ПС400-А					—				29	49 (51)
Стержневой фарфор льного исполнения
Тарельчатый двукр1
Тарельчатый с силы щим ребром на них ности (Аи/D > 1,4)
Стержневой фарфо| ального исполнения
Стержневой полиме льного исполнения
Стержневой полим< ального исполнение
Примечание: D — j стержневого изолятора,
озера, промышлен-I с учетом местных ;ктирований изоля-[34-70-009-83), а и специальных це-
нности атмосферы тля данного района. 1иями упомянутой
[ЮТСЯ в основном в
аналогичных типов job для многоцепных
Конфигурация подвесных изоляторов для районов с различными видами загрязнений рекомендуется выбирать в соответствии с приведенными ниже сведениями.
ных поддержи-чческих железо-пой атмосферы м)
>м напряжении ВЛ, кВ
)	500	750	1150
	—	—	—
	—	—	—
	—	—	—
	25	—	—
	21	—	—
	31	—	—
1	29	—	—
	24	—	—
1	27	41	—
1	28	43	73 (77)
)	23	35	58 (61)
Т	25	37	63 (67)
)	23	35	57 (60)
1	19	29	47 (50)
)	20	31	56 (59)
1	18	27	45 (47)
-	—	29	49 (51)
Рекомендуемые области применения подвесных изоляторов различной конфигурации
Конфигурация изолятора	Характеристика районов загрязнения
Тарельчатый с ребристой нижней поверхностью (Аи/D < 1,4)	Районы с I...II СЗ при любых видах загрязнения
Тарельчатый гладкий полусферический, тарельчатый гладкий конусный	Районы с I...II СЗ при любых видах загрязнения, районы с засоленными почвами и с промышленными загрязнениями не выше III СЗ
Тарельчатый фарфоровый	Районы с IV СЗ вблизи цементных и сланцевоперерабатывающих предприятий,предприятий черной металлургии, предприятий по производству калийных удобрений, химических производств, выпускающих фосфаты, алюминиевых заводов при наличии цехов производства электродов (цехов анодной массы)
Стержневой фарфоровый нормального исполнения (Аи/h < 2,5)	Районы с I СЗ, в том числе с труднодоступными трассами ВЛ
Тарельчатый двукрылый	Районы с засоленными почвами и с промышленными загрязнениями (II...IV СЗ)
Тарельчатый с сильно выступающим ребром на нижней поверхности (Аи/D > 1,4)	Побережья морей и соленых озер (II...IV СЗ)
Стержневой фарфоровый специального исполнения (Аи/h >2,5)	Районы с И...IV СЗ при любых видах загрязнения; районы с труднодоступными трассами ВЛ (II...III СЗ)
Стержневой полимерный нормального исполнения	Районы с I...II СЗ при любых видах загрязнения, в том числе районы с труднодоступными трассами ВЛ
Стержневой полимерный специального исполнения	Районы с II...III СЗ при любых видах загрязнения, в том числе районы с труднодоступными трассами ВЛ
Примечание: D — диаметр тарельчатого изолятора, см; h — высота изоляционной части стержневого изолятора, см; £ц— длина пути утечки, см.
Распределение напряжения по нормальным и дефектным изоляторам в гирляндах при контроле их измерительной штангой представлено в табл. 2.10.28.
Сумма измеренных напряжений по изоляторам гирлянды не должна отличаться от фазного напряжения более чем на ±10% при металлических и железобетонных опорах и конструкциях и ±20% — при деревянных. Если сумма измеренных напряжений по изоляторам гирлянды больше или меньше указанных выше допусков, это означает, что регулировка искрового промежутка или установка стрелки на нуль измерительной штанги произведены неправильно. Если сумма напряжений по изоляторам гирлянды для отдельных гирлянд окажется меньше фазного напряжения, это означает, что отбраковка изоляторов произведена неверно, потому что на отдельных забракованных изоляторах не было измерено напряжение из-за плохого контакта щупов с электродами изолятора (из-за образования корки льда или загрязнения).
Приведенные в табл. 2.10.58 данные для исправного состояния изоляторов относятся к нормальному распределению напряжения по изоляторам, когда все изоляторы гирлянд исправные, сухие и не загрязненные. При появлении в гирлянде неисправных дефектных изоляторов распределение напряжения по изоляторам изменится, и то напряжение, которое сбросил дефектный изолятор, будет передано на соседние изоляторы, что является признаком наличия в гирлянде дефектных изоляторов. Изоляторы отбраковываются, признаются дефектными, если напряжение на них равно (или менее) приведенным в табл. 2.10.58 значениям для дефектного состояния изоляторов.
При выравнивании распределения напряжения по изоляторам гирлянд за счет загрязнения, увлажнения и т. п. дефектными следует считать изоляторы, напряжение на которых менее 50% уточненных на месте измерения значений распределения напряжения по изоляторам.
Контроль состояния изоляторов должен производиться при положительных температурах воздуха преимущественно весной или осенью. После длительной сухой и жаркой погоды дефектные изоляторы могут держать нормальное напряжение и не отбраковываться при помощи измерительных штанг или мегаомметра.
Если крайние изоляторы гирлянд недоступны для контроля их измерительной штангой (наличие измерительной арматуры и т.. п.), то дефектные изоляторы могут отбраковываться по увеличению напряжения на соседнем изоляторе более чем на 25% по сравнению с нормальным напряжением для этого номера изолятора в гирлянде.
Изоляторы, недоступные для измерения под напряжением при помощи измерительных штанг (на транспозиционных или угловых опорах и т. п.), рекомендуется в установленные сроки заменять гирляндами, проверенными в лаборатории, или контролировать на месте на отключенной линии при помощи мегаомметра на 2,5 кВ либо приложением напряжения от передвижной электролаборатории.
Исправные изоляторы должны выдерживать напряжение 50 кВ на каждый элемент (изолятор) или иметь сопротивление изоляции не менее 300 МОм.
Таблица 2.10.58. Распределение напряжения по нормальным (исправным) и дефектным изоляторам в гирляндах при контроле их измерительной штангой
Номинальное напряжение, кВ		Количество изоля-торов в гирлянде, шт	Состояние изолятора	Напряжение, кВ, на изоляторе номер (считая от траверсы или конструкции)																									
линейное	фазное			1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26
500	290	26	Нормальный	12	10	8	7	7	6	6	6	6	6	6	7	7	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	22
			Дефектный	6	5	4	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	4	5	5	6	6	7	7	8	9	9	10	И	11
		23	Нормальный	15	14	12	11	11	10	9	9	9	9	9	9	9	10	11	12	13	14	15	17	19	21	23	—	—	—
			Дефектный	8	7	6	5	5	5	4	4	4	4	4	4	4	5	5	6	6	7	7	8	9	10	12	—	—	—
		22	Нормальный	16	15	14	12	11	11	10	10	9	9	10	10	11	11	12	13	14	15	16	18	20	23	—	—	—	—
			Дефектный	8	7	7	6	5	5	5	4	4	5	5	5	5	5	6	6	7	7	8	9	10	12	—	—	—	—
		20	Нормальный	16	15	14	13	12	12	12	11	11	И	12	12	12	14	15	16	17	19	21	24						
			Дефектный	8	8	7	6	6	6	6	5	5	5	6	6	6	7	7	8	8	9	11	12				—		
330	190	20	Нормальный	11	9	8	8	7	7	7	7	7	7	7	7	8	8	9	11	12	14	16	20				—		
			Дефектный	6	4	4	4	3	3	3	3	3	3	3	3	4	4	4	5	7	6	8	10						
		19	Нормальный	11	9	9	8	8	8	7	7	7	8	8	8	9	10	11	12	14	17	20				—			
			Дефектный	6	4	4	4	4	4	3	3	3	4	4	4	4	5	5	6	7	8	10				—			
		18	Нормальный	11	9	9	8	8	8	8	8	8	8	8	9	10	12	13	15	18	21					—			
			Дефектный	6	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	5	6	6	7	9	11					—			
		17	Нормальный	12	10	9	9	8	8	8	8	8	9	10	11	12	14	16	18	21					—				
			Дефектный	6	5	4	4	4	4	4	4	4	4	5	5	6	7	8	9	11					—				
		16	Нормальный	12	10	9	9	9	9	9	9	9	10	11	13	14	17	19	22						—				
			Дефектный	6	5	4	4	4	4	4	4	4	5	5	6	7	8	9	11						—				
Приведенные в т; числа изоляторов в г ненных зонах.
Сроки проверки ( 35-500 кВ в района) отраслевого министер
В табл. 2.10.59 пр изолирующих констру
Полимерные изо, выпускаются по отде поставка их должна б
На полимерных ¥ установлены экраны I по длине изолирующе деления напряжения
Трекингэррозион! ций в камере соленог (для изолирующей тр
Пятидесятипрощ загрязненном и увла) удельной поверхност ЛК 70/110-3 и ЛК 7(
Масса в табл. 2.1
Изолирующие ме мами двух типов: для распорка РМИ 220-Распорки РМИ 110-2 3750, 4200 и 4750 мм,
Рис. 2.10.43. Эск
Приведенные в таблице распределения напряжения для увеличенного числа изоляторов в гирляндах даны в случае работы изоляторов в загрязненных зонах.
Сроки проверки (измерения) и замены неисправных изоляторов ВЛ 35-500 кВ в районах I и II степени загрязнения установлены решением отраслевого министерства РФ от 09.12.85 №Э-7/85.
В табл. 2.10.59 представлены характеристики полимерных изоляторов и изолирующих конструкций.
Полимерные изоляторы и изолирующие конструкции (рис. 2.10.43) выпускаются по отдельным договорам опытно-промышленными партиями, поставка их должна быть предварительно согласована.
На полимерных изоляторах и конструкциях обязательно должны быть установлены экраны (на рисунках не показаны) для снижения напряжения по длине изолирующей части вблизи проводов и более равномерного распределения напряжения вдоль изоляторов и конструкций.
Трекингэррозионная стойкость характеризуется испытанием конструкций в камере соленого тумана в течение не менее 6 циклов по 182 ч на цикл (для изолирующей траверсы ТПИ ПО — 126 ч на цикл).
Пятидесятипроцентное разрядное и выдерживаемое напряжения в загрязненном и увлажненном состояниях определяются при загрязнении с удельной поверхностной проводимостью 20 мкСм (для изоляторов типов ЛК 70/110-3 и ЛК 70/220-3 — 6 мкСм).
Масса в табл. 2.10.59 приведена без учета экранной арматуры.
Изолирующие междуфазные распорки РМИ 110-2 выпускаются с зажимами двух типов: для проводов диаметром 15,2... 18,9 мм и 21,6...25,6 мм, а распорка РМИ 220-2 — с зажимом проводов диаметром 23,5...27,2 мм. Распорки РМИ 110-2 могут быть изготовлены со строительной длиной 3500, 3750, 4200 и 4750 мм, распорки РМИ 220-2 — 5500, 6000, 6500 и 7000 мм.
н
Рис. 2.10.43 Эскизы полимерных изоляторов и конструкций распорок, траверс и подвесок
1 — стойка опоры; 2 — провод
Рис. 2.10.43. Продолжение
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110—1150 кВ
Таблица 2.10.59. Характеристики полимерных изоляторов и изолирующих конструкций
Тип	Рис. 2.10.43	Основные размеры, мм			Д лина пути утечки, мм	с	разрушающая электромеханическая нагрузка, кН, не менее	Выдерживаемое напряжение комму-та-ционного импульса с формой волны 250/2500 мкс, кВ, не менее		0J с ё о: с те те С г 3	напряжение в увлажненном состоянии, кВ, не менее	Испытательное напряжение грозового импульса с формой волны 1,2/50 мкс, кВ, ие менее	Масса, кг, ие менее
		строительная высота	длина изоляционной части	диаметр ребер/ стержня									
								в сухом состоянии	под дождем				
Таблица 2.10.59. Характеристики полимерных изоляторов и изолирующих конструкций
Тип	Рис. 2.10.43	Основные размеры, мм			Длина пути утечки, мм 		Разрушающая электромеханическая нагрузка, кН, не менее	Выдерживаемое напряжение комму-та-ционного импульса с формой волны 250/2500 мкс, кВ, не менее		50%-ное разрядное напряжение в увлажненном состоянии, кВ, не менее	Испытательное напряжение грозового импульса с формой волны 1,2/50 мкс, кВ, не менее	Масса, кг, не менее
		строительная высота	длина изоляционной части	диаметр ребер/ стержня							
							в сухом состоянии	под дождем			
ЛК 70/35 ЛК 70/110-3 ЛК 70/220-3 ЛК 160/220 ЛК 70/ 330-3 ЛК 160/330 ЛК 300/330 ЛК 160/500 ЛК 300/500 ЛК 160/ 750 ЛК 300/750 РМИ 110-2 РМИ 220-2 РМИ 110-К ТЛИ НО ТЛИ 220	а а а а а а а а а б б в в г д е	700 1280 2095 2174 2995 3034 3000 3880 3856 6180 6117 2700... 4850 5500... 7000 1500	340 980 1784 1847 2675 2690 2596 3530 3430 5380 5190 2530 3726 1307 1014 1842	90/29 90/29 90/29 110/37 90/29 110/37 130/44 110/37 130/44 110/37 130/44 Изолиру! 90/29 110/37 90/29 Изолир	ИзОл 860 26 4950 4930 6850 7240 6930 9600 9140 14480 13870 ошие мез 5000 10206 3465 лощие т	гяторы 122 122 122 190 122 190 316 190 316 190 316 кдифазш 20 25 44,5 оавеосы	210 518 880 1090 950 1100 820 1310 1310 1550 1550 яе oacnooi 1190 1380 и подвесю	188 500 850 1090 950 1100 820 1300 1300 1550 1550 1110 1200 580 1	40 138 260 350 240 310 390 310 500 412 500 230 390 160/475 138 234	160 480 950 950 1200 1200 1200 1600 1600 2300 2300 520	2,5 3,85 6,19 8,7 7,6 12,0 17,1 15,4 21,42 26,75 40,61 18,8 26,2 7,86 26,0
				—	2615 4932	40 70	485 820	485 820			
2.10. ВЛ110-1150 кВ
2.10.15.	Линейная арматура
Наибольшая допускаемая нагрузка на линейную арматуру не должна превышать Рдоп = Р/к , где Р — гарантированная механическая прочность; к — коэффициент запаса: при нормальном режиме работы ВЛ — не менее 2,5, при аварийном режиме (обрыв провода)—не менее 1,7 для ВЛ напряжением до 500 кВ и не менее 1,9 — для ВЛ 750 и 1150 кВ.
Общие технические условия на линейную арматуру установлены ГОСТ 13276—79* с изменениями № 1 от 18.09.84 г. и № 2 от 30.0.7.85 г.
Рис.2.10.44. Виды сопряжения линейной арматуры
Таблица 2.10.60. Стандартные разрушающие нагрузки и сопряжения линейной арматуры (ГОСТ 11359—75* с изменением № 1 от 15.04.83 г.)
Гарантиро-ванная механическая прочность, кН	Размеры сопряжений, мм						
	Сопряжение «палец — проушина» (рис. 2.10.44а)				Сопряжение цепное (рис. 2.10.446)		Сопряжение стержня изолятора
	а	А	d	D	А	d	Диаметр стержня
20	10	11	10	11	11...12,5	8...9	—
40	14	15	14	15	15 .16,5	10..12	—
70	16	17	16	17	17..18,5	14...15	16
100	18	19	18	19	19...21,5	16...18	16
120	22	23	22	23	23...24,5	18...20	16; 20
160	25	26	25	26	25...27,5	20...22	20
210	28	29	28	29	28...30,5	24...26	20
250	32	34	32	34	29..36	26..28	—
300	36	38	36	38	31..40	28...34	24
350	38	40	38	40	35...42	32...38	—
400	40	42	40	42	37...44	34...40	28
450	40	42	40	42	37...44	34...40	—
500	42	44	42	44	39...46	36...42	—
600	45	47	45	47	41...48,5	38...44	—
750	50	52	50	52	43...54	40... 46	—
900	56	58	56	58	51...60	48...52	—
1100	60	62	60	62	56..63,5	53...58	—
1200	65	67	65	67	59...68,5	56...60	—
ру не должна пре-1Я прочность; к — — не менее 2,5, 1Я ВЛ напряжени-
становлены ГОСТ 10.7.85 г.
Срок службы арматуры не менее 25 лет, при этом фактический срок службы арматуры не ограничивается указанным, а определяется техническим состоянием арматуры.
Гарантийный срок эксплуатации арматуры установлен 3 года со дня ввода ВЛ в эксплуатацию.
Конструкции шарнирных соединений должны обеспечивать свободные перемещения сопряженных деталей относительно друг друга и исключать возможность самопроизвольного их расцепления в условиях эксплуатации.
Узлы крепления гирлянд изоляторов к опорам представлены на рис. 2.10.45.
Узлы крепления КГП-6 и 2КГН-6 для деревянных опор в настоящее время не выпускаются.
Механическая прочность узлов крепления типа КГП обеспечивает указанную разрушающую нагрузку при углах отклонения гирлянд изоляторов до 45° как вдоль, так и поперек направления оси трассы ВЛ.
Узел крепления КГП-9/ 12-2с с поддерживающей гирляндой предназначен для разрушающей нагрузки 120 кН и с натяжной гирляндой при углах отклонения до 30° в плоскости U-образного болта и до 20° в плоскости, ей перпендикулярной, — для разрушающей нагрузки 90 кН.
уры
'3KU и
ГОСТ 11359—75*
цепное 1.446)	Сопряжение стержня изолятора
d	Диаметр стержня
8...9	—
10...12	—
14...15	16
16...18	16
18...20	16; 20
20...22	20
24...26	20
26...28	—
28...34	24
32...38	—
34...40	28
34...40	—
36.. .42	—
38...44	—
40...46	—
48...52	—
53...58	—
56...60	—
Рис. 2.10.45. Узлы крепления гирлянд к опорам (ГОСТ 14122-82* с изменением № 1 от 04.06.84 г.)
180..240
Наименование арматуры	Тип	Размеры, мм			Минимальная разрушающая нагрузка	Масса 1 шт., кг
		/	с	d.		
Для	металлических	и же л	езобетс	1ННЫХ	опор	
Узлы крепления поддерживающих гирлянд с серьгой (рис. а)	КГП-7-2Б	116	80	М20	70	1,12
То же со скобой	КГП-16-2	109	80	М20	160	2,00
(рис. б)	КГП-16-1	113	100	М24	160	2,44
	КГП-21-2	118	100	М24	210	3,04
То же усиленный вариант для натяжных и						
поддерживающих гирлянд (рис. в)	КГ-40-1	215	138/70	МЗО	400	13,92
	Для деревянных опор					
Узел крепления поддер-	КГП-6-15	345	156			1,41
живающих гирлянд с	КГП-6-20	395	200	М20	60	1,53
серьгой (рис. г)	КГП-6-25	445	250			1,65
	КГП-6-30	495	300			1,78
Узел крепления натяжных гирлянд (рис. (3)	2КГН-6-2	80	100	М16	60	7,7
Рис. 2.10.45. Продолжение
Таблица 2.10.61. Сцепная арматура
Наименование арматуры					Марка	Размеры, мм		Минимальная разрушающая нагрузка, кН	Масса 1 шт., кг, не более
						строительная длина	диаметр		
Ушки однолапчатые (ГОСТ ЧТП—П* с изменениями № 1 от 15.04.83 г. и № 2 от 11.12.84 г.)					У1-16-20 У1-21-20	из 139	26 29	160 210	2,02 2,67
									
	7^ 42 Г 014 й 2 отв		V		У1-30-24 У1-40-28	150 190	38 42	300 400	5,04 8,13
		I с	J J						
Продолжение табл. 2.10.61
Минимальная разрушающая нагрузка	Масса 1 шт., кг
тор	
70	1,12
160	2.00
160	2,44
210	3,04
400	13,92
	1,41
60	1,53
	1,65
	1,78
60	7,7
Минимальная разрушающая нагрузка, кН	Масса 1 шт., кг, не более
160	2,02
210	2,67
300	5,04
400	8,13
Наименование арматуры				Марка	Размеры, мм		Минимальная разрушающая нагрузка, кН	Масса 1 шт., кг, не более
					строительная длина	диаметр		
Ушки дву> изменения от 11.12.8 g	слапчатые (П ми № 1 от 1 4 г.) ESI .. (		ЭСТ 2727-77* с 5.04.83 г. и № 2	У2-7-16 У2К-7-16 У2-12-16 У2-16-20 У2-21-20 У2-ЗО-24	106 78 108 113 139 150	16 16 22 25 28 36	70 70 120 160 210 300	1,00 0,78 1,92 2,69 3,59 6,42
	”Г	074 2отв^	42					
								
	f$» t							
Ушки спец ного типа с изменен № 2 от 11 42	1иаль СО Ch ИЯ мн 12 8	ные для обами ( № 1 4 г.) -'2 отв	сопряжений цеп-ГОСТ 2727-77* зт 15.04.83 г. и	УС-7-16 УС-12-16 УС-16-20 УС-21-20 УС-30-24 УС-40-28	114 143 152 145 164 190	18 25 28 28 36 42	70 120 160 210 300 400	1,52 3,00 3,76 4,71 7,5 12,5
Ушки cnei (ГОСТ 27 от 15.04.8 1	диальные укс П-П* с из1 3 г. и № 2 од		роченные иенениями № 1 11.12.84 г.)	У СК-12-16 УСК-16-20 УСК-21-20 У СК-30-24 У СК-40-28	82 93 90 100 117	25 28 28 36 42	120 160 210 300 400	2,32 3,86 4,66 8,27 11.8
Ушки укорочен изменением № 1		ные(ГС 2 от 25	СГ 20413-75* с .06.85 г.)	У-7-16 У-12-16 У-16-20 У-21-20 У-30-24	45 45 48 48 67	45 45 48 48 67	70 120 160 210 300	1,05 1,28 2.31 2,66 6,3
Скобы U-< изменение	эбразные (ГС м № 1 от 21		)СТ 2724-78* с .05.84 г.)	СК-35-1А	100	38	350	3,23
Скобы U-образные удлиненные (ГОСТ 2724-78* с изменением № 1 от 24.05.84 г.)				СКД-30-1 СКД-45-1	120 135	36 40	300 450	3,10 6,03
16 Справочник по злекгр. сетям том 2
481
Продолжение табл. 2.10.61
Наименование арматуры			Марка	Размеры, мм		Минимальная разрушающая нагрузка, кН	Масса 1 шт., кг, не более
				строительная длина	диаметр		
Скобы двойные плоские			2СК-7-1	70	16	70	0,5
			2СК-12-1	70	22	120	1,2
	ts Г1		2СК-16-1	80	25	160	1,8
		- -					
	Г t		2СК-21-1	90	28	210	2,4
			2СК-25-1	90	32	250	3,5
_Й_-	Г Rnh Т		2СК-ЗО-1	НО	36	300	4,5
н -							
			2СК-35-1	110	38	350	5,7
			2СК-45-1	120	40	450	8,0
Скобы двойные трехлапчатые плоские (ГОСТ 2724-77* с изменениями Ns 1			СКТ-35-1	ПО	38	350	4,60
от 24.05.84 г.			СКТ-35-1	120	40	450	6.52
		-					
4-=	"_b(jT|.Z.L						
Ш-		у					
Звенья промежуточные прямые (ГОСТ 2728-82*)			ПР-7-6 ПР-12-6	70 85	16 22	70 120	0,34 0,65
			ПР-16-6	100	25	160	0,89
			ПР-21-6	105	28	210	1,75
	> Ж J		ПР-25-6	НО	32	250	2,35
							
			ПР-30-6	130		300	3.24
	И	ш.	"1					
		J	ПР-35-6	140	38	350	4,00
			ПР-45-6	150	40	450	5,30
Звенья промежуточные прямые			ПРС-7-1	150	16	70	0,7
специальные			ПРС-12-1	150	22	120	1,3
			ПРС-16-1	150	25	160	1,6
			ПРС-21-1	150	28	210	2,0
JZzt							
	J	\	\) /	ПРС-25-1	150		250	2,4
	/ 4	ТУ			32		
			ПРС-30-1	200	36	300	3,9
							
			ПРС-35-1	200	38	350	4,6
			ПРС-45-1	200	40	450	5,2
Звенья промежуточные прямые двойные (ГОСТ 2728-82*)			2ПР-7-1	70	16	70	0,52
			2ПР-12-1	85	22	120	1,25
“6			2ПР-16-1 2ПР-21-1	100 105	25 28	160 210	1,87 2,73
							
Г П	П±		el	2ПР-25-1	НО	32	250	3,68
I г _ t				ZL3					
	1			2ПР-ЗО-1	130	36	300	5,31
11		Lu	2ПР-45-1	150		450	7,67
1					40		
Наименование арматуры
Марка
Окончание табл. 2.10.61
Размеры, мм
строительная длина
диаметр
Минимальная разрушающая нагрузка. кН
Масса 1 шт., кг, не более
Звенья промежуточные вывернутые (ГОСТ 2728-82*)
		
/ 1	1 \	(	
	1 г	
		
			
	I 1	ср	
			г-
ПРВ-7-1
ПРВ-12-1
ПРВ-16-1
ПРВ-21-1
ПРВ-30-1
ПРВ-45-1
130
140
150
150
200
250
16
22
25
28
36
40
70
120
160
210
300
450
0,41 0,74 0,91 1,30 2,50
4,10
Звенья промежуточные трехлапчатые
(ГОСТ 272	8-82*
	"1
		—
х.				
/	\	1_	ЛЕ
					
					
					—F7
Звенья промежуточные регулирующие (ГОСТ 2728-82*)
	
			!			
	1	1 п	1				
	‘ '	I	1 л	“Н	ГТ	1		
	f 1 ц					
		1	’		Ч	Г	
Звенья регулирующие винтовые (талрепы) (ГОСТ 2728-82*)
Звенья промежуточные монтажные (ГОСТ 2728-82*)
ПРТ-7-1
ПРТ-12-1
ПРТ-16-1
ПРТ-21-1
ПРТ-25-1
ПРТ-30-1
ПРТ-35-1
ПРТ-45-1
ПРР-7-1
ПРР-12-1
ПРР-16-1
ПРР-21-1
ПРР-30-1
ПРР-35-1
ПРР-45-1
ИТР-7-1 ПТР-12-1 ПТР-16-1 ПТР-21-1 ПТР-25-1 ПТР-30-1 ПТР-60-1
ПТМ-7-2 ПТМ-12-2 ПТМ-16-2 ПТМ-21-2 ПТМ-30-2 ПТМ-35-2 ПТМ-45-2
80
100
110
115
135
140
150
160
16
22
25
28
32
36
38
40
70
120
160
210
250
300
350
450
0,50 1,15
1,43 2,30 3,30 4,20 5,30
7,20
550...350
550...350
550...350
750...475
750...475
950...600
950...600
827...590
935...664
963...698
1015...754 1100 .302 1161...857
1460...1119
80
100 НО
115
140
150
160
16
22
25
28
36
38
40
18
22
25
28
34
40
46
16
22
25
28
36
38
40
70
120
160
210
300
350
450
70
120
160
210
250
300
600
70
120
160
210
300
350
450
1,97 4,05
5,00 8,76 14,65 20,51 23,89
2,95 5,63
7,18 9,49 13,75 17,33 37,90
0,80 2,10 2,55
3,10
7,80 9,40 11,60
Коромысла (рис. 2.10.46) применяются для образования многоценных гирлянд изоляторов и обеспечивают равномерное распределение нагрузок между отдельными цепями изоляторов с помощью их шарнирного соединения, а также для присоединения к одноцепным гирляндам изоляторов двух и более проводов расщепленных фаз.
Кроме указанных на рис. 2.10.46 типов коромысел по ГОСТ 2729-81* выпускаются также балансирные коромысла типа 3КБ для трехцепных гирлянд изоляторов, лучевые — типов 2КЛ, ЗКЛ, 4КЛ, 5КЛ и 8КЛ для объединения соответственно двух, трех, четырех, пяти и восьми проводов в фазе и цепей натяжных гирлянд и другие типы, применяемые на больших переходах ВЛ.
Рис. 2.10.46. Коромысла (ГОСТ 2729-81* с изменением №1 от 29.06.84 г.)
Наименование	Марка	Размеры, мм		Минимальная	Масса 1 шт, кг, не более
		строительная длина	диаметр	разрушающая нагрузка, кН	
Коромысла универсальные для двух-цеп-ных гирлянд (рис. а), С = 400 мм	2КУ-12-1	190	20/22	120	4,7
То же, С = 600 мм	2КУ-12-2	315	20/22	120	9,5
То же, С = 450 мм	2КУ-25-1	213	28/34	250	6,9
	2КУ-30-1	210	32/38	300	9,8
То же, С = 500 мм	2КУ-30-2	256	32/38	300	10,7
Коромысла двухреберные для двухцепных гирлянд (рис. б), С = 400 мм	2КД-16-2А	105	22/25	160	7,8
То же, С = 800 мм	2КД-12-2С	175	16/22	120	21,7
	2КД-12-2С	70	16/22	120	16,73
	2КД2-30-1	80	25	300	24,3
Коромысла универсальные многоцепные	ЗКУ-16-1	280	26	160	9,0
для 3, 4, 5 и 8 проводов в фазе (рис. в-е),	ЗКУ-ЗО-1	290	38	300	18,2
С = 400 мм	4КУ-45-1	343	42	450	29,3
То же, С = 450 мм	5КУ-25-1	362	32	250	34,9
То же, С = 306 мм	8КУ-53-1	402	44	530	66,8
Рис. 2.10.46. Продолжение
Поддерживающая арматура (рис. 2.10.47).
Прочность заделки провода в глухих зажимах: для алюминиевых проводов не менее 30% прочности провода; для сталеалюминиевых проводов с отношением сечения алюминия и стали больше 4,5 — не менее 20%; для стальных тросов и сталеалюминиевых проводов с отношением сечения алюминия и стали 4,5 и менее — не менее 15%; усилие трогания провода в зажимах ограниченной прочности заделки 7...9 кН.
Рис. 2.10.47. Поддерживающая арматура
150
Рис.2.10.47. Продолжение
(
143
и
009
w
490
Тип зажимов	Марка	Марка и номинальное сечение проводов, мм7				Размеры, мм			Разруша-ющая нагрузка, не менее кН	Масса, кг
		М и Б	А	АС, АЖС и БС	ПС.ПМС, стальные канаты (тросы)	h	/	диаметр пальца (или стержня изолятора)		
	Зажимы г	юддержи	вающие	ДЛЯ один	очных по<	эводов				
Глухие (рис. а)	пг-з-ю*	120...240	120.240	70/72 95/141	—	128	300	22	60	5,0
То же (рис. б)	ПГН-5-4	—	400...500	240...300	—	162	300	—	100	7,3
Ограниченной прочности заделки	ПОН-5-3*	—	—	300...600	—	150	300	16	60	7,0
(рис. в)	ПОН-5-4*	—	—	240...300	—	170	300	22	100	7,6
Для промежуточных угловых опор, глухие, (рис. г)	ПГУ-5-1	—	240...800	185...800	—	153	400	18	100	13,8
То же ограниченной прочности заделки (рис. б)	ПОУ-6-ЗА*	—	—	185...600	—	165	400	18	100	13,5
Поддерживающие многороликовые подвесы (ТУ 34—						27-10678-83)				
Четырехроликовые подвесы для бронзовых и сталебронзовых проводов и стальных тросов (рис. е)	П4Р-12-1 П4Р-25-1	Для проводов Б и БС 120. .240 мм2, для стальных тросов 70...200 мм2 Для стальных тросов 300 мм2				260 260	1520 1520	22 26	120 250	83 89
То же , шестироликовые (рис. ж)	П6Р-15-1*	50..300	—	185...400	До ????	260	2240	26	150	127
	П6Р-30-1*	50...300	—	300. .500	До ???	260	2240	38	300	198,6
	П6Р-45-1	—	—	500/336	До ??’	260	2240	42	450	232,5
Зажимы поддерживающие для двух проводов растепленной фазы										
С горизонтальным расположением проводов, глухие, ГОСТ 20409—75*, (рис. з)	2ПГН-5-7 2ПГН-5-ЗА			300 .600 300 600	240. .500 240 .500			65 120	300 300	22 32	120 200	19,2 35,0
То же с изолированным креплением проводов (рис и)	2ПГИ-5-6*	—	—	240 .600	—	624	300	16	120	24,0 27.0
Для промежуточных угловых опор, глухие (рис к)	2ПГУ-5-1	—	240. .800	185. .600	—	443	400	24	200	40,1
Рис 2 10.47 Продолжение
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Тип зажимов	Марка	Марка и номинальное сечение проводов, мм2				Размеры, мм			Разрушающая нагрузка, не менее кН	Масса, кг
		М и Б	А	АС, АЖС и БС	пс,пмс. стальные канаты (тросы)	h	/	диаметр пальца (или стержня изолятора)		
Зажимы поллеоживаюшие для трех проводов расщепленной фазы										
Глухие (рис. л)	ЗПГН-З-2*			120...150|	—		310	300	18	750	11,2
С горизонтальным расположением проводов, глухие ГОСТ 20409—75*. (рис. з)	2ПГН-5-7 2ПГН-5-ЗА	—	300. 600 300.. 600	240 .500 240 500			65 120	300 300	22 32	120 200	19,2 35.0
То же с изолированным креплением проводов (рис. 17)	2ПГИ-5-6*	—	—	240 600	—	624	300	16	120	24 0 27.0
Дня промежуточных угловых опор, глухие (рис, к)		2ПГУ-5-1	—	240 800	185...600	—	443	400	24	200	40,1
Рис. 2.10 47. Продолжение
Тип зажимов	Марка	Марка и номинальное сечение проводов, мм2				Размеры, мм			Разрушающая нагрузка, не менее кН	Масса, кт
		М и Б	А	АС, АЖС и БС	пс,пмс, стальные канаты (тросы)	h	1	диаметр пальца (или стержня изолятора)		
Зажи	мы под дерн	киваю щи	в для тре	;х провод	ов растет	[ленно	й сЬазь	I		
Глухие (рис л)	ЗПГН-З-2*	—	—	120...150	—	310	300	18	750	11,2
	ЗПГН-5-7	—	300. 600	240 .600	—	446	300	22	180	27,3
	ЗПГН2-5-4	—	300.600	240..600	—	446	500	22	180	48,3
	ЗПГН-5-2А	—	300..600	240..600	—	446	300	32	300	45.0
Ограниченной прочности заделки	ЗПОН-5-7*	—	—	240...600	—	410	300	22	180	26,6
	ЗПОН-5-6*	—	—	240... 600	—	455	300	32	300	47,0
Для промежуточных угловых опор, (рис. м)	ЗПГУ-5-1	—	240.. 800	185 .600	—	732	400	30	300	61,0
Зажимы поддерживающие для четырех, пяти					и восьми	проводов в фазе				
Глухие для четырех проводов (рис. н)	4ПГН-5-2А	—	—	300. .600	—	530	300	28	300	69,2
То же для пяти проводов (рис. о)	5ПГН-5-8	—	—	300...600	—	—	—	2x22	300	46,5
	5ПГН2-5-8	—	—	300...600	—	—	—	28	300	59,4
	5ПГН-8-1	—	—	1200/67	—	—	—	2x22	210	71,0
	5ПГН2-8-1	—	—	1200/67	—	—	—	—	600	119,0
То же . шестироликовые (рис. п)	8ПГН2-5-19	—	—	300 .330	—	—	—	—	480	114.0
	8ПГН4-5-1	—	—	300 330	—	—	—	—	480	124.0
* Изделия в настоящее время не выпускаются
Примечание Для поддерживающего зажима ПГИ—5-6 значения конструктивной высоты h и массы приведены для изоляторов ПС6-Б и ПС120-А
Рис. 2.10.47. Продолжение
2.10. ВЛ110-1150 кВ
Зажимы натяжные клиновые (рис. 2.10.48)
Зажимы НК-1 н НКК-1 сопрягаются с ушком типа У1-7.
Зажим НКК-2 сопрягается с ушком типа У1-12.
Зажимы клиновые и клин-коуши комплектуются клиньями: для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов — из алюминия, для медных проводов — из латуни, для стальных проводов и тросов — из ковкого чугуна.
Монтаж стальных тросов в клин-коушах производится при помощи приспособления (пресса) МИ-24.
В зажимах НКК-1-1 и НКК-2-1 могут также монтироваться алюминиевые и медные провода, а также провода из алюминиевых сплавов сечением от 16 до 95 мм2.
Зажимы анкернс назначены для анкерш
Зажимы типа ШД1
Марка зажима	Ма про
ШДК-2А	А 16, АС 1
ШДК-2Б	А 35, А(
ШДК-2В	А 50, АС 35/6,2, АС 7
Тип	Марка зажима	Марка провода	Размеры, мм			Прочность заделки провода кН,	Разрушающая нагрузка, кН, не менее	Масса, кг
			d	ширина проушины	1			
Зажим натяжной клиновой с клином №1 (рис. а)	НК-1-1, клин №1	М 16 М 25	16	21	225	5,0 7,5	43,9	1,2
То же с клином №2	НК-1-1, клин №2	М 35 М 50	16	21	225	10,5 15,5	43,9	1,2
То же с клином №3	НК-1-1, клин №3	М 70 М 95	16	21	225	21,5 29,0	43,9	1,2
Зажим натяжной клин-коуш с клином №1 (рис. б)	НКК-1-1Б, клин №1	АС 10 АС 16 АС 25 АС 35 АС 50	16	17	185	2,4 4,0 6,0 9,5 12,5	60	0,8
То же с клином №2	НКК-1-1Б, клин №2	С 25 С 35 С 50	16	17	185	27,0 37,0 50,0	60	0,8
То же с клином №1	НКК-2-1	С 70 С 95	16	23	200	80,0 90,0	120	3,1
Рис. 2.10.48. Зажимы натяжные клиновые (ГОСТ 2730-78*)
Примечание.! евого сплава АН или АЖ.
Рис. 2.10.49. Заж
крепл
Зажимы натяж»
Ри< (ГОСТ
1 У1-7.
иньями: для алюми-для медных прово-з ковкого чугуна.
ся при помощи при-
>аться алюминиевые авов сечением от 16
Зажимы анкерно-ответвительные клиновые (рис. 2.10.49) предназначены для анкерного крепления проводов к штыревым изоляторам.
Зажимы типа ШДК изготавливаются из алюминия и имеют два клина.
Марка зажима	Марка провода	Марка клина	Радиус выемки в клине, мм	Разрушающая нагрузка, Н	Масса, кг
ШДК-2А	А 16, А 25, АС 16/2,7	2А	3,5	900	0,155
ШДК-2Б	А 35, АС 25/4,2	2Б	4,0	900	0,145
ШДК-2В	А 50, А 70; АС 35/6,2, АС 50/8,0, АС 70/11	2В	6,0	900	0,145
Примечание. Зажимы могут применяться для крепления проводов из алюминиевого сплава АН или АЖ.
ОСТЬ [КИ )да »	Разрушающая нагрузка, кН, ие менее	Масса кг
1	43.9	1.2
5 5	43,9	1.2
5 )	43,9	1.2
г 5	60	0,8
) )	60	0,8
) )	120	3.1
2730-78*)
Рис. 2.10.49. Зажимы анкерно-ответвительные клиновые для анкерного крепления проводов к штыревым изоляторам
Зажимы натяжные болтовые (рис. 2.10.50).
Рис. 2.10.50. Зажимы натяжные болтовые (ГОСТ 2731-82* с изменением №1 от 12.03.85 г.)
Тип зажима	Марка зажима	Марка провода	Размеры, мм				Прочность заделки провода кН,	Масса, кг
			диаметр пальца	ширина проушины	1	КОЛ плашек; 0 болта		
Зажим натяжной	НБ-2-6А	М 95	16	18	125	3; М12	31,5	1,15
болтовой типа НБ (рис. а) и самозакли-нивающийся типа НЗ (рис. б)	НЗ-2-7	М 120 А 95 А 150 АН 120 АН 150 АС 120/27 АЖ 120 АЖ 150 АС 150/19 АС 150/24	15	17	307		39,2 11,7 20.5 21,6 27.3 44,5 29,4 37,2 41,7 47,0	2,6
Зажим натяжной болтовой типа НБ	НБ-3-6	АС 150/19 АС 150/24 АС 150/34 АС 185/24 АС 185/29 АС 185/43 АС 240/32 АС 240/39 М 185 М240 А 150 А 185 АЖ 185 А 240 А 300 АН 150 АН 185 АЖ 150	22	23	200	4; М16	41,7 47.0 56,4 50,6 53,7 70,0 65,4 70.7 61,4 78,6 20,5 25,3 46,0 33,0 39,8 27,3 33,7 37,2	5,62
Рис. 2.10.50. Продолжение
Плашки зажимов для снижения потерь выполнены из алюминиевого сплава.
При монтаже алюминиевых н сталеалюминиевых проводов в желоб зажима под провод подкладывается прокладка из алюминиевой ленты, при монтаже медных проводов — прокладка нз медной ленты марки М. 2 или М. 3.
В зажимах могут также монтироваться провода из алюминиевого сплава марок АН н АЖ соответствующего диаметра.
Зажимы клыковые типа КС (рис. 2.10.51) предназначены для крепления такелажных и грозозащитных тросов и тросовых оттяжек опор ВЛ. Зажимы используются также в качестве сжимов в комплекте с коушами или специальными роликами.
Тип	Марка	Сечение/ диаметр стального каната, мм2/мм	Размеры, мм						Проч-ность заделки, кН, не менее	Масса, кг
			А	а	Б	В	R	d		
Зажим клыковой	КС-100-1	101,72/13	64	32	47	70	6,5	12	75	0,43
	КС-120-1	117,9/14	70	34	56	85	6,0	16	86	0,70
	КС-185-1	173,6/17	76	40	56	90	8,5	16	138	0,77
Рис. 2.10.51. Зажимы клыковые для стальных канатов (ТУ 34-27-10489—82)
Зажимы натяжные прессуемые (рис. 2.10.52)
Установка натяжных зажимов прессуемого типа должна производиться в строгом соответствии с монтажной инструкцией.
Опрессование производится до соприкосновения матриц. Диаметры стального анкера и корпуса зажима после опрессоваиия должны быть равны внутреннему диаметру матриц пресса с допуском +0,3 мм.
Относительное удлинение при опрессовании: стальных анкеров 10...12%. алюминиевых и медных корпусов 15... 18% длины прессуемой части.
Зажимы натяжные транспозиционные типа ТРАС отличаются от натяжных зажимов типа НАС тем, что анкер вставляется в корпус зажима с другой стороны (противоположной загнутому концу) и маркой ТРАС (вместо НАС); указанные в таблице размеры, масса и гарантируемая прочность — те же.
Зажимы типа НТАС, монтируемые без разрезания провода, типа НМД для медных полых проводов, типа НМ.Б (кроме НМБ-300), и типа НБС — для сталебронзовых проводов в настоящее время сняты с производства и могут быть изготовлены только по согласованию с заводами-изготовителями.
Марка зажима	Марка провода	Размеры, мм						Диаметр мат-риц пресса, мм		Прочность заделки, ’ кН, не менее	Масса (комплекта), кг
		Анкер		Корпус зажима		0 пальца	1				
								для анкера	для корп} са		
		D	d	D,	d,						
Зажимы для сталеалюминиевых проводов (рис, а): зажимы транспозиционные типа ТРАС (рис. б)											
НАС-240-1 ТРАС-240-1	АС 185/24. АС 185/29 АС 205/27, АС 240/32	28	9	52	25	22	350	22/23	44	57 58..69	2,18
НАС-240-2 ТРАС-240-2	АС 240/39, АС 185/43	28	10	52	25	22	350	23	44	71...74	2,16
НАС-300-1 ТРАС-300-1	АС 300/66, АС 300/67	28	11,5	54	28	25	385	27	46	112	2.69
НАС-ЗЗО-1	АС 240/56, АС 300/39	28	10	54	28	22	360	22/23	46	83.. 95	2,23
ТРАС-330-1 НАС-ЗЗО-2 ТРАС-330-2	АС 300/48, АС 330/43 АС 330/30	28	9	54	28	22	360	23	46	82	2,25
НАС-400-1 ТРАС-400-1	АС400/18, АС400/22	28	9	58	31,5	22	400 390	23	50	85	2,66
НАС-450-1 ТРАС-450-1	АС 400/51, АС 400/64, АС 450/56	32	11.5	58	31,5	25	415 405	27	50	109 .121	3,18
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Рис.2.10.52. Зажимы натяжные прессуемые (ГОСТ 2732-81* с изменением №1 от 15.04.83 г. и ТУ 34-27-10745-84)
Марка зажима	Марка провода	Размеры, мм						Диаметр мат-риц пресса, мм		Прочность заделки, - кН, не менее	Масса (комплекта), кг
		Анкер		Корпус зажима		0 пальца	/				
								для анкера	для корт са		
		D	d	D,	d,						
Н АС-500-1 ТРАС—500-1	АС 500/26, АС 500/27	28	9	58	31,5	25	425 415	23	50	104	2,85
НАС—600-1 ТРАС-600-1	АС 500/64, АС 400/93 АС 600/72	40	14,5	65	35	28	495	33	56	136 165	4,72
IFAC-ddU-l НАС—330—2 ТРАС-330-2	АС зио/ 4«, АС 330/ 43 АС 330/30	28	9	54	28	22	360	23	46	82	2,25
НАС 4UU— 1 ТРАС-400-1	АС 400/18. АС 400/22	28	9	58	31,5	22	400 390	23	50	85	2,66
ПАС 4OU 1 ТРАС-450-1	АС 400/51, АС 400/64, АС 450/56	32	11,5	58	31,5	25	415 405	27	50	109. .121	3,18
Рис.2.10.52. Зажимы натяжные прессуемые (ГОСТ 2732-81* с изменением №1 от 15.04.83 г. и ТУ 34-27-10745-84)
Марка зажима	Марка провода	Размеры, мм						Диаметр мат-риц пресса, мм		Прочность заделки, ’ кН, не менее	Масса (комплекта), кг
		Анкер		Корпус зажима		0 пальца	1				
								для анкера	для корт са		
		D	d	D,	d,						
НАС-500-1 ТРАС-500-1	АС 500/26, АС 500/27	28	9	58	31,5	25	425 415	23	50	104	2,85
НАС-600-1 ТРАС-600-1	АС 500/64, АС 400/93 АС 600/72 Зажимы для ст	40 алеалюм	14,5 иниевых	65 проводе	35 в усилен	28 ной про>	495 тности(	33 дис. а)	56	136. .165	4,72
НАСУС-70-1	АС 70/72	26,0	12,0	48	23	22	535	21,0	39,8	87,1	2,46
НАСУС-70ЖС-1	АЖС 70/39	—	—	—	—	22	350	—	—	58,5	1,67
НАСУС-95-1	АС 95/141	—	—	—	—	28	635	—	—	162,7	5,85
НАСУС-185-1	АС 185/128	36,0	15,0	50	24	28	625	27,0	45,0	165,4	6,16
НАСУС-300-1	АС 300/204	40,0	19,2	60	30	36	710	34,0	54,0	256,1	8,15
НАСУС-500-1	АС 500/336	56,0	25,0	75	39	42	975	43,0	67,0	420	22,6
НАСУС-500-2	АС 500/204,	—	—	—	—	40	885	—	—	287,5	14,2
НАСУС-500ЖС-1	АЖС 500/336 Зажимы д	[ля сталс	алюмин!	левых nt	доводов г	45 1роходнь	1000 е(рис. t	0	—	482,4	18,1
НТАС-300-1	АС 300/66	—	—	54	28,0	25	625	—	46,0	112	9,18
НТАС-330-1	АС 300/39, АС 300/48 АС 330/27, АС 330/43	—	—	54	28,0	22	625	—	46,0	83..95	8,76
НТАС-400-1	АС 400/22	—	—	58	31,5	22	625	—	51,0	86	10,02
НТАС-500-1	АС 400/64, АС 400/51 АС 500/27	—	—	58	31,5	25	625	—	51,0	1O4...119	10,44
НТ АС-600-1	АС 500/64, АС 400/93 АС 600/72	—	—	65	35,0	28	735	—	58,0	135...165	13,42
НТАС-700-1	АС 700/86 Зажимы jj	1Я меднь	х и алю	75 миниевы	41,0 X полых	30 проводо	735 в (рис. <	11	68.0	196	15,47
НМП-240-5*	МП 240	—	—	50	31,5	22	340	—	45	82	5,3
НМП-300-5*	МП 300	—	—	50	36,5	25	455	—	46	102,5	7,2
НАП-500-3*	АП 500	—	—	65	47,0	22	530	—	49	45	8,4
Рис.2.10.52. Продолжение
2.10. ВЛ110-1150 кВ
498
Марка зажима	Марка провода	Размеры, мм						Диаметр мат-риц пресса, мм		Прочность заделки, ’ кН, не менее	Масса (комплекта), кг
		Анкер		Корпус зажима		0 пальца	/				
								для ан-кера	ДЛЯ корп} са		
		D	d	D,	d,						
	Зажил	1Ы для м	едных и	боонзов	ых провс	>дов (ои<	г)				
НМБ-95-1	Б 95	—	—	25	13,5	16	356	—	22,0	42	1,6
НМБ-120-1	Б 120	—	—	35	15,5	20	450	—	30,0	53,5	3,3
НМБ-150-1	Б 150	—	—	35	17,0	20	450	—	30,0	63,5	3,3
НМБ-185-1	Б 185	—	—	40	20,0	20	500	—	34	81	4,0
НМБ-240-1	Б 240, М 240	—	—	50	21,0	20	570	—	42,5	104	6,2
НМБ-300-1	Б 300, М 300	—	—	50	24,0	26	785	—	42,5	134	10,9
	Зажимы для сталебронзовых проводов (рис, а)										
НБС-185-3	БС 185/43	23	9	50	20,5	28	595	19	45	121	10,0
НБС-185-4	БС 185/93	30	13,5	50	23	32	630	26	45	169,5	10,0
НБС-240-5	БС 240/117	36	15	55	25,5	36	720	30	48	218	15,2
НБС-240—6	БС 240/56	26	10,5	55	25	32	620	21	46	159,5	12,1
НБС-253-1	БС 253/196	42	19,5	60	30	40	735	36	54	301,5	17,7
НБС-300-2	БС 300/167	40	18	55	29,4	40	800	34	51и 48	299	13,2
НБС-400-la	БС 400/196	45	19,5	65	35	42	815	36	57	350	23,01
НБС-400-2	БС 400/392	45	21,5	65	35	50	920	40	57	425	19,7
НБС-500-9	БС 509/134	35	16	75	40	42	975	30	64	353	34,8
Зажимы прессуемые для стальных тросов. ГОСТ 11726—74* с изменением №1 от 09							.04.81 г.	и №2	от 28.03.83 г. (рис, б)		
НС-50-3	С 50, 0 9,1...9,8 мм	25	10,0	—			18	120	19	—	49,1...52	1,2
НС-70-3	С70, 0 11,0...! 1,5 мм	30	13,0	—	—	22	150	24	—	69,2...78,5	1,7
НС-100-3	С 100, 0 12,5...13,0 мм	34	13,5	—	—	26	165	26	—	94,5... 101,7	2,6
НС-120-3**	С 120, 0 14 мм	36	14,5	—	—	28	190	26	—	111,6	3,4
НС-140-3	С 134, 0 15...15,5 мм	36	16,5	—	—	28	190	26	—	126... 128	3,4
НС-150-3	С140, 0 16 мм	42	17,0	—	—	30	210	31	—	152	4,5
НС-170-3	С 170, 0 17 мм	42	18,0	—	—	32	210	34	—	151. .166	4,5
* Монтируется со стальными вкладышами диаметром: для проводов МП 240 — 23 мм, МП 300 — 28 мм, АП 500 — 26 мм
** Только для крепления тросовых оттяжек опор
Примечание. Длина зажима I указана до опрессования.
Рис. 2.10.52. Окончание
а
]------Марка и номинальное | Размеры соединителя, мм |	Монтажные данные | Прочность заделки, |
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
	VLJ It IYHY1	ои	1 *4,0	—		ZO	1Уи	ZD	— -	1 1 1,0	d.4
НС-140-3	С 134, 0 15...15,5 мм	36	16,5	—	—	28	190	26			126... 128	3,4
НС-150-3	С 140, 0 16 мм	42	17,0	—			30	210	31		152	45
НС-170-3	С 170, 0 17 мм	42	18,0	—	—	32	210	34	—	151..166	4,5
* Монтируется со стальными вкладышами диаметром: для проводов МП 240 — 23 мм, МП 300 — 28 мм, АП 500_ 26 мм
** Только для крепления тросовых оттяжек опор.
Примечание. Длина зажима / указана до опрессования.
Рис. 2.10.52. Окончание
со
а
Марка	Марка и номинальное сечение провода, мм		Размеры соединителя, мм				Масса 1 шт., кг	Монтажные данные		Прочность заделки, кН, для прводов		
			1	bi	Ьг	S		Монтажный инструмент	Число оборотов скрутки			
	А, АН и АЖ	АС								А, АН и АЖ	АС	ПС
		Дл я а л юминиевых и сталеалюминиевых проводов										
СОАС-10-3	10	10/1,8	200	5,0	10,6	1,5	0,03	МИ-189А		—	3,68	—
СОАС-16-3	16	16/2,7	200	6,0	12,0	1,7	0,03	МИ-189А		2,60	5,60	—
СОАС-25-3	25	25/4,2	255	7,2	14,4	1,7	0,05	МИ-189А		3,91	8,37	—
СОАС—35—3	35	35/6,2	330	9,0	19,0	2,1	0,13	МИ-189А		5,32	12,17	—
СОАС-50-3	50	50/8,0	400	10,5	22,0	2,3	0,16	МИ-290А	4...4,5	7,38	15,40	—
СОАС—70-3	70	70/11,0	450	12,5	26,0	2,6	0,23	МИ-290А		10,16	21,72	—
СОАС-95-3	95,120	95/16,95/15, АЖС 70/39	650	15,0	31,0	2,6	0,47	МИ-290А		10,16.	..30,03	—
СОАС-120-3	150	120/19,120/25	904	17,0	35,0	3,1	0,76	МИ-290А		21,71.	.44,52	—
СОАС-150-3	—	150/19,150/24,150/34	932	19,0	39,0	3,1	0,92	МИ-290А		41,08.	.56,38	—
СОАС-185-3	185	185/24,185/29,185/43	1032	21,0	43,0	3,4	1,21	МИ-290А		27,38.	.69,99	—
			Для стальных проводов									
СОС-25-1А		ПС-25 (ПМС-25)	115	7,2	14,4	1,7	0,063	МИ-290А				12,80
СОС-35-1А		ПС-35 (ПМС-35)	130	8,5	17,0	1,7	0,080	МИ-290А	2...2,5			18,10
СОС-50-1А		ПС-50 (ПМС-50)	185	10	20,0	1,7	0,146	МИ-290А				24,10
Примечания: 1.Соединитель СОАС-185-3 для проволок АС 185/24, АС 185/29 и АС 185/43 комплектуется вкладышем. 2. Скрутка должна производиться в направлении свивки проводов. Концы провода должны выступать из соединителя на 10...20 мм.
3 Для повышения эксплуатационной надежности концы соединяемых проводов могут быть выпущены из соединителя на его длину и после скручивания сварены термитными патронами.
4. Кривизна (стрела прогиба) зажима не допускается более 5 мм на 1 м длины.
Рис. 2.10.53. Соединители овальные, монтируемые скручиванием
2.10. ВЛ110-1150 кВ
500
Марка	Диаметр провода, мм	Марка провода	Размеры соединителя, мм				Масса 1 шт., кг	Монтажные данные												Прочность заделки, кН, не менее
								Обжатие клещами МИ-19А							Прессование прессом МГП-12					
			1	ь,	Ьг	S		Чертеж и № вкладышей	Число обжатий	i < О	rCLLIUnnnC U1 края до оси первого вжима а, мм	С	расстояние между вжимами с, мм	Размер по вжиму после обжатия di, мм	Число опрессова-ний	Расстояние от края до оси первого вжима а, мм		Расстояние между вжимами с, мм	Размер по вжиму после опрессова-ния db мм	
СОА-120-1	14,0	А 120	294	15,0	30,0	2.0	0,150	Р-3806 5 и 6	10		30		52	26,0±1,0	6	30		47	29,5±1,0	15,20
СОА-150-1	15,8	А 150	312	17,0	34,0	2,0	0,160	Р-3806 9 и 10	10		30		56	30,0± 1,0	6	35		48	33,4±1,0	20,50
СОА-185-1	17,5	А 185	332	19,0	38,0	2.0	0,200	Р-3806 7и8	10		31		60	33,5±1,0	8	36		37	35,0±1,0	25,50
СОС-70-2	11,5	ПС 70 (ПМС 70)	205	12,5	25,0	1,7	0,180	Р-3806 1 и2	8		22		44	22,0±0,5	8	15		21	14,8	38,30
СОС-95-2	12,6	ПС 95 (ПМС 95)	270	13,6	27.2	1,7	0,265	Р-3806 3 и 4	10		24		48	27,0±0,5	—	—		—	—	53,30
СОАС-120-1	15,2 15,5	АС 120/19 АС 120/27	904	17	35	3,1	0,9	Р-4939 9 и 10 Р-4905 1 и 2	24		64,5		62	33,0±1,0	6	30		77	30,0±1,0	36,0
СОАС-150-1	16,8 17.1 17,5	АС 150/19, АС 150/24, АС 150/34	932	19	39	3,1	1,1	Р-4939 11 и 12 Р-4905 3 и 4	24		66		64	36,0±1,0	8	36		56	35,0±1,0	45,0
СОАС-185-1	18,8 19,0 19,6	АС 185/24, АС 185/29, АС 185/43	1032	21	43	3,4	1,45	Р-4907 1 и 2	26		70,5		66	39,0±1,0	8	37		63	39,0±1,0	56,0
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Примечания 1 Последовательность обжатий от одного края к другому по рискам в шахматном порядке показана на риунке цифрами 2 Соединители сталеалюминиевых проводов монтируются с алюминиевым вкладышем, поставляемым комплектно. Размеры вкладыша- ширина — 1,5 мм. длина для СОАС-120 — 920 мм. СОАС-150 — 950 мм, СОАС-185 — 1060 мм
Рис. 2.10.54. Соединители овальные, монтируемые обжатием или прессованием
5 £ х S
S X S 3 Еа S
ж
	56,0
	О
	"н о
	39
	СО ф
	со
	00
	о
	+1 О
	39
	о CD
	lO
	О
	CD сч
I 3 и 4	Р-4907 1 и 2
	1,45
	3,4
	со
	сч
	1032
	
	
	<<<
	30 0 (D
	о6а>ст>
	2
	। D J
S — S. 1	
	
	
ф сх X х	
* В	
О га	
а	
X 3	
га 2	
1 5 га	
СП “	
2 з о CL е ф	S ф S
S	X
ф со га	05
eJCL	CQ
к	О
h	ф
	О.
° ч	с
х е	
га s	S
у °	ч
х	S
га s 3 3	S
ш z ф	ф S
га 5	03
у» со ф 2	я
X Г >	ю
	о
о с Е - S	ф 3
_ Ф s 3 о 3	S ф
и. 3 S	
>> =! S О СП	сх
сХ О	S
СО	
СП о	X
к S~	о
2. а	S
g-m 1 Ф LO	
о s СО	ф
L_ X —	3
о х I s|S	ж из 2:
(- go	03
°	m
	о
’5 к зе Е Ь 2 £	S 2: ф
Ю CUT)	
О X |	S
п н	X
£ X 1 Z С<5 О 5^	s: ф
S шТ	о
ч go £ о<	О
S s°	
g £.о	ю
ч е - Ф X S	О
5 з 2	—
о	сч
— Ф СЧ	
- 2=0) X .	о
- s	S
к^о	СХ
= I-	
X 3 1 чо	
га га^	
т оО	
i> х О	
2 Ф	
Е X 5	
n х га X	
- d X - Ф 'Ч О (J -	
2	
СЧ S	
Зажимы соединительные прессуемые для сталеалюминиевых проводов (ГОСТ 25703—83) представлены на рис. 2.10.55.
Рис. 2.10.55. Зажимы соединительные прессуемые для сталеалюминиевых проводов (Продолжение см. на стр.500)
Соединители прессуемые для стальных тросов (рис. 2.10.56). Установка зажима прессуемого типа должна производиться в строгом соответствии с монтажными инструкциями: опрессовка зажимов типа СВС для стальных канатов должна производиться прессом МИ-1Б или другого типа, создающим усилие не менее 500 кН.
Марка соединителя	Марка троса	Размеры , мм			Марка и диаметр матриц	Прочность заделки, кН, не менее	Масса 1 компл., кг
		D	d				
		Соединители нормальной длины					
СС-50-1А*	С 50	22	9,5	240	С-19	49	0,55
СС-70-1А*	С 70	28	11,5	260	С-24	87	0,9
СС-100-1А*	С 95	30	13,5	320	С-24	70	1,25
СС-100-1 А*	С 100	30	13,5	320	С-26	97	1,25
СС-120-1А*	С 120	36	14,5	380	С-28	113	1,90
СС-134-1А*	С 134	36	15,5	380	С-31,5	130	2,10
СС-150-1А*	С 150	40	16,5	380	С-31,5	148	2,40
Соединители укороченные для соединения « в рас п лет						> (ГОСТ 11725-	-79*
	с изменениями №1 от 26.12.80 г.				и №2 от 30.07.85 г.)		
СВС-50-3	С 50	26	14,5	80	МШ-22,5	50	0,22
СВС-70-3	С 70	30	17,5	85	МШ-26	70,5	0,30
СВС-100-3	С 100	36	21,0	90	МШ-31,2	98,5	0,47
СВС-120-3	С 120	40	22,5	95	МШ-33,8	114	0,64
СВС-135-3	С 135	40	24,0	100	С-34,6	131	0,63
СВС-150-3	С 150	42	25,5	ПО	С-36,4	155	0,75
СВС-200-3	С 200	48	29,5	120	МШ-41,1	180	1,05
СВС-260-3	С 260	56	33,5	120	МШ-48,0	214	1,25
СВС-ЗОО-З	С 300	60	34,0	120	МШ-52,0	285	1,70
* В настоящее время сняты с производства.
** Длина соединителя указана до опрессования
Рис. 2.10.56. Соединители прессуемые для стальных тросов
Масса комп-	лекта, кг, не более		2,2	2,2	2,32 I	2,4	2,4		сч	3,12			О оч со"	5,0		5,2	6,9	6,9	1,56	2,03 I	2,23	ю СП см"	[ 5,30 I
ючность щелки, кН,		iменее	18—68,88	й см	90,17	GO IO о СМ	UO LQ GO GO		112,31	|	104,13 104,13	85,5	85,5	14.120,56	136,06 152,50		154,56 164,81	96*081	231,4	87,14	162,69	СО S	см cd" Ю	00 СП СП
с		л	й			СО GO	GO						3										
?тный тр, мм	стального I	сердечника	5,6...7,2	8,0...9,6	1 8,0...9,6 I	8,0...9,6	5,6...7,2		[10,2.11,5	cd			9,2... 10.2	10,2.11,5		12,0. ..13,3	10,2... 11,5]	110.5 1	1 и.о 1	id	14,7	9‘81	23,9
5! $ «1 а. §		провода	18,8...22,4	18,8...22,4	118,8.22,4)	24,0...25,2	24.0...25.2		СМ LQ см о см	26,0...30,0			26,0...30,0	29.1..33,2		29,1...33,2	34,7...39,7	46,5	1 fr'si 1	1 8<61	23,1	29,2	LO СО
аметр WM	i К §	нои втулки	С-21	С-22	С-23	СМ СО со см см см ООО	С-21		С-26	С-21			С-23	С-23 С-26		С-29 С-26	1 С-29	МШ-26 |	С-20	22Э	СМ О	I С-31,5 |	1	1
Марка и ди матриц, 1	в	алюминиевого корпуса	А-44	А-44	А-44	<£><£><£> < < <	А-46		А-46	А-50			А-50	А-56 А-56		А-50 А-56	А-66	МШ-65	LQ 2 СМ i со 3	А-48; МШ-27 1	А-48; МШ-27	9‘ie-mw ;w-V	А-64; МШ-41,6
	о		ю СМ	СМ	ю СМ	СМ	см		СМ	СО			со	со		LQ СО	5	О)	см	8	О см	33,5	5
мм	Q		GO	GO	СО	50	50		о	cd ю			Й	ю CD		CD	{2		I09J	СО LQ	Й	но CD	К
да Q- 0J S	•**		80	8	8	8	80		06	80			8	06		06		1об!	о	О О	06	О СМ 1	200
м CQ	•**		061	061	8	205	205		Г205	240			240	275		275	300	320	СО	£ О	255	I 012	300
	-J		490	490	490	520	520		О см LQ	590			590	670		670	§	770	370	390	510	О см	600
	09 О						‘81/		Й														
Марка соединяемых прово/			АС 185/24, АС 185/ АС 240/32, АС 205/	АС 185/43 АС 240/56	АС 240/56	АС 300/39 АС 300/48 АС 330/43	АС 330/30, АС 400/	АС 400/22	АС 300/66, АС 300/	АС 500/26 АС 500/27 АС 400/22 АС 400/18			АС 400/51, АС 400/ АС 450/56, АС 500/	АС 500/64 АС 550/71		АС 400/93 АС 600/72	АС 650/79	АС 1200/67	АС 70/72	АС 95/141	АС 185/128	АС 300/204	АС 500/336
Марка соединителя			САС-240-1	САС-240—2	|САС—240-3	САС-330-2	САС-330—1		| САС-330—4	САС-500-1			САС-500-3	САС-600-4		САС-600-5	Т 8 00 1 и < и	|САС-1200-4	1 о 1 и >. и 5	1 ю сг> 1 и >. и б	|САСУС-185-1 |	7 S со 1 и >> и < и	1 8 1Л 1 и >. и < и
Рис. 2.10.55. Продолжение
1 6 9 |	1,56	2,U3 2,23	2,95	5,30
1	231,4	87,14	165,43	256,12	419,98
I 10,5 I	0'11	1М 14,7	СО	23,9
46,5	15,4	1 23,1	29,2	37,5 |
I МШ-26 I	С-20	С-27	С-31,5	С-42 |
МШ-65 I	А-43;МШ-2А-19,5 А 40. ЯЛ ТТТ ГА-7	л-40. А-48; МШ-27	[А-54; МШ-31,51	О I ’’ф <
6^ 1	ci ?	У) о Ч CN	33,5	
1751	S 2	95 ОС* 1		
1 06 1	Цо_ пл	90	о СЧ	200 |
1 3201	185 1 ПС	0 ю Г) ю - СЧ	О СЧ	300 |
О	370	510	О СЧ	I 009
АС 1200/ 67	АС 70/72 АГ QR /1Л1	АС 185/128	АС 300/204	АС 500/336
1 8 CI 7 о < о	САСУС-70-1 ГArvr-Q^-1	САСУС-185-1	САСУС-300-1	1 о о 1 о о < о
Опрессование производится до соприкосновения матриц. Диаметр стальной гильзы и корпуса соединителя после опрсссования должен быть равен внутреннему диаметру матриц пресса с допуском +0,3 мм.
Относительное удлинение при опрессовании стальных гильз 10... 12%.
Патроны термитные для сварки проводов представлены на рис. 2.10.57.
Термитная сварка проводов должна выполняться в полном соответствии с «Типовой инструкцией по сварке неизолированных проводов с помощью термитных патронов» (ТИ 34-70-005-82), утвержденной Главтехуправлением Минэнерго СССР 23.09.82 г., с изменениями этой инструкции согласно решению № Э-6/84 от 30.05.84 г. Главтехуправления Минэнерго СССР.
Для повышения качества сварки алюминиевых и сталеалюминиевых про-во-дов (особенно больших сечений) термитными патронами типа ПАС реко-мен-дуется перед употреблением этих патронов просверливать в них радиальное вертикальное отверстие диаметром от 4 до 16 мм (в зависимости от сечения свариваемых проводов), которое обеспечивает во время сварки выход образу-ющихся газов, возможность перемешивания металла для разрушения оксидной пленки и добавление алюминия в зону сварки.
Для сварки алюминиевых и сталеалюминневых проводов кроме термитных патронов типа ПАС выпускаются термитные патроны типа ПА по ТУ 82-547-80, состоящие из надеваемой на стальную трубку термитной шашки с вертикальным круглым отверстием и алюминиевых колпачков или втулок, надеваемых на свариваемые провода перед началом сварки. Назначение отверстия в термитной шашке то же, что и в патронах типа ПАС (см. выше).
Сварку проводов из алюминиевых сплавов типов АН, АЖ и АЖС следует производить теми же термитными патронами, что и соответствующих по сечениям н диаметрам алюминиевых и сталеалюмнииевых проводов. При этом рекомендуется применение термитных патронов типа ПА.
Для сварки проводов термитными патронами типов ПАС и ПА допускается применение патронов на большее, чем у провода, сечение (на 1...2 размера). При этом на провода необходимо намотать втулку из алюминиевой ленты (фольги) соответствующей толщины.
Допускается также термитная сварка проводов разных сечений, при этом на провод меньшего сечения наматывается втулка из алюминиевой ленты (фольги) необходимого размера.
Термитные патроны для сварки медных и бронзовых проводов типа ПМ выпускаются только по согласованию с заводом-изготовителем по отдельным техническим условиям.
При производстве работ по термитной сварке проводов необходимо руководствоваться следующим:
а)	для обрезания концов проводов применяются приспособления МИ-148, РЭЗ-1 или МИ-261Б; алюминиевые проволоки небольших сечений проводов срезаются ножовкой, а стальные проволоки надрезаются ножовкой, затем
несколькими перегибами отламываются. Концы стальных проволок проводов после перелома слегка забиваются молотком заподлицо с плоскостью среза. Перед отрезанием или торцеванием концы проводов должны быть закреплены двумя бандажами на расстоянии 15...20 мм друг от друга. Перед надеванием патрона концы проводов запиливаются напильником от острых краев верхнего повива и заусенцев;
б)	перед введением концов проводов в термитный патрон для ограничения односторонней подачи проводов в зону сварки на них плотно закрепляются бандажи на расстоянии, равном половине длины трубки (термопатрона), плюс 1...2 мм от концов свариваемых проводов. Это необходимо сделать при пользовании сварочными пистолетами. Если в сварочных приспособлениях имеются ограничители подачи проводов в зону сварки, то они должны быть установлены на расстоянии от середины (центра) термопатрона, равном половине длины трубки (термопатрона), плюс 1...2 мм;
в)	после сгорания термитной шашки за время 15...30 с и остывания ее до темно-красного каления происходит расплавление вкладыша и концов свариваемых проводов. Выждав это время, производят перемешивание расплавленного металла и подачу проводов в зону сварки при помощи пружин или двухходового винта;
г)	зажигание термитной шашки термопатрона производят специальными термитными спичками со стороны патрона, отмеченной красной меткой (более рыхлой поверхности).
Разрушающая нагрузка сваренных сталеалюминиевых проводов указана в таблице.
Разрушающая нагрузка алюминиевых проводов и проводов из алюминиевых сплавов не менее 50% разрушающей нагрузки сталеалюминиевых проводов, сваренных теми же типами патронов.
Качество сварки проводов термитными патронами необходимо проверять осмотром сразу же после монтажа сварного соединения. При этом необходимо убедиться в отсутствии пережога проволок наружного повива проводов, усадочных раковин в месте сварки глубиной более 1 /3 диаметра провода сечением до 120 мм2 и не более 6 мм для проводов сечением 150...800 мм2.
Кроме того, сварное соединение должно быть проверено на перегиб руками, при этом сварка не должна нарушаться. Если сварное соединение не удовлетворяет этим условиям, оно должно быть вырезано и концы проводов сварены вновь.
Тип патро на	Марка свариваемых проводов	Размеры, мм							Масса, г		Разрушающая нагрузка сваренных проводов, кН, не менее
		трубки (/)			вкладыша (3)		термитной шашки (2)		шашки	патрона	
		d	Н	толщина	диаметр	высота	D	h			
	Для алюминиевых и сталеалюминиевых пооводов										
ПАС-16	А16, АС 16/7,2	6,0	50	0,5	10	20,5	18	9	6	13	0,98
ПАС-150	А185, АС 150/19, АС 150/24 и АС 150/34	18,2	80	1,0	26	31	43	18	95	155	6,86 6,86
ПАС-185	А 240, АС 185/24, АС 185/29, АС 95/141 и АС 185/43	20,3	100		28	37	50	26	190	300	7,84 7,84
ПАС-240	А 300, АС 240/32, АС 240/39 и АС 240/56	22,7	100		31	37	60	26	270	360	10,78 10,78
ПАС-300	А 400, АС 300/39, АС 300/48, АС 300/66, АС 330/30 и АС 330/43	26,7	120		35	47	60	26	270	440	12,74 12,74 12,74
ПАС-400	А 500, АС 400/22, АС 400/51, АС 400/64, АС 400/93 и АС 400/204	30,5	125	1,2... 1,25	40	49	65	27	370	580	17.64
ПАС-500	А 600, АС 500/27 и АС 500/64	32,2	125		41	49	65	27	370	580	17,64
ПАС-600	А 700, АС 600/72	34,8	130		46	52,5	70	25	500	750	19,6
Рис. 2.10.57. Патроны термитные для сварки проводов (ГОСТ 18492-79* с изменением №1 от 26.03.85 г.)
Тип патро на	Марка свариваемых проводов	Размеры, мм							Масса, г		Разруша-ющая нагрузка сваренных проводов, кН, не менее
		трубки (/)			вкладыша (3)		термитной шашки (2)		шашки	патрона	
		d	Н	толщина	диаметр	высота	D	h			
	Для медных и бронзовых проводов (рис.								б)		
ПМ-25	М16, М25	6,8	50		6,8	17,5	36	15	28	58	
ПМ-35	М35	8,0	60	1,5	8,0	22	38	15	70	130	—
ПМ-50	М50	9,5	65		9,5	25	38	15	75	155	—
ПМ-70	М70	11,2	65		11,2	25	43	15	95	170	—
ПМ-95	М95	13,0	70		13,0	25	43	20	100	180	—
ПМ-120	М120	14,5	75	2,0	14,5	27,5	43	20	102	210	—
ПМ-150	М150	16,3	85		16,3	32,5	43	- 20	НО	240	—
Рис. 2.10.57. Продолжение
Ремонтные зажимы (рис. 2.10.58).
Монтаж ремонтных зажимов производится прессами МИ-1Б, ПО-100 и другими согласно инструкции.
Ремонтные зажимы устанавливают при частичном повреждении провода в соответствии с инструкцией по монтажу этих зажимов. При повреждении
Марка ремонтного зажима	Марка ремонтируемого провода	Размеры, мм				Масса, кг	Марка комплекта матриц пресса
		А	D	d	1		
РАС-95-4А (рис а)	АС 95/16, АС 95/15	—	—	—	400	0,242	МШ-134-17
РАС-12О-4А (рис. а)	АС 120/19, АС 120/27	—	—	—	400	0,268	МШ-134-18
РАС-15О-4А (рис. а)	АС 150/34, АС 150/24, АС 150/19	—	—	—	400	0,402	МШ-134-19
РАС-205-4А (рис. а)	АС 185/24, АС 185 /29, АС 185/43, АС 205/27	—	—	—	400	0,432	МШ-134-20
РАС-330-5А (рис. б)	АС 240/32, АС 240/39, АС 240/56, АС 300/39, АС 300/48, АС 300/66, АС 330/30, АС 330/43	44	52	27,0	600	1,76	А-45
РАС-500-5А (рис. б)	АС 400/22, АС 400/51, АС 400/64, АС 400/93, АС 500/64, АС 500/27	50	58	31,5	500	2,00	А-51
РАС-600-5А (рис. б)	А 600, АС 600/72	50	58	34,5	500	1,96	А-52
РАС-7ОО-5А (рис. б)	А 700, АС 700/86	56	63	39,0	500	2,75	А-57
Рис 2.10.58. ремонтные зажимы
более 34% алюм! денного участка г
Расстояние м должно быть не к
Ремонтные 1 ных соединителе! (рис. 2.10.59).
Монтаж реме кими прессами М атации этих прес том, чтобы расе было не менее 0/
При частичш другие нарушени: три частично пов волок.
При обрыве г провод разрезает»
Тип овального соединителя, используемого для изготовления ремонтной муфты
СОМ-25-1
СОМ-35-1
СОМ-50-1
СОМ-70-1
СОМ-95-1
СОАС-25-2А
СОАС-35-2А
СОАС-50-2А
СОАС-70-2А
СОАС-95-2А
гса, г		Разрушающая нагрузка сваренных проводов, кН, не менее
	патрона	
	58	
	130	—
	155	—
	170	—
	180	—
	210	—
	240	—
более 34% алюминиевых проволок производятся вырезка и замена поврежденного участка провода.
Расстояние между установленными на проводе ремонтными зажимами должно быть не менее 15 м.
1И-1Б, ПО-100 и
еждении провода 1ри повреждении
Ремонтные муфты (овальные) изготовляются из стандартных овальных соединителей с прорезью шириной 1 мм по узкой стороне соединителя (рис. 2.10.59).
Монтаж ремонтных муфт производится малогабаритными гидрав-личес-кими прессами МГП-12А, МИ-2А и другими согласно инструкции по эксплуатации этих прессов. Длина ремонтной муфты определяется с таким расчетом, чтобы расстояние от места повреждения провода до края муфты было не менее 0,4 указанной в таблице минимальной длины муфты.
При частичном повреждении отдельных проволок провода (вмятины и другие нарушения целостности проволок глубиной от 1/3 до 2/3 диаметра) три частично поврежденные проволоки приравниваются к обрыву двух проволок.
При обрыве и повреждении числа проволок более указанного в таблице провод разрезается и соединяется с помощью соединителя.
		
		
		
		
		
Тип овального соединителя, используемого для изготовления ремонтной муфты	Марка ремонтируемого провода		Размеры, мм				Марка матриц и пуансонов для опрессовки	Допускаемое количество оборванных (частично поврежденных) проволок, не более
			ь,	ь?	S	не менее		
		Медные провода						
СОМ-25-1	М35		7,2	14,4	1,7	50	М-35	2(3)
СОМ-35-1	М50		8,5	17,0	1,7	60	М-50	2(3)
СОМ-50-1	М70		10,0	20,0	1,7	85	М-70	6(9)
СОМ-70-1	М95		11.6	23,2	1,7	95	М-95	6(9)
СОМ-95-1	М 120		13,4	26,8	1,7	120	М-120; АС-70	6(9)
	Алюминиевые провода							
СОАС-25-2А	А 35		7,2	14,4	1,7	55	М-35	2(3)
СОАС-35-2А	А 50		9,0	19,0	2,1	65	М-50	2(3)
СОАС-50-2А	А 70		10,5	22,0	2,3	90	М-70	2(3)
СОАС-70-2А	А 95		12,5	26,0	2,6	100	М-95	2(3)
СОАС-95-2А	А 120		15,0	31,0	2,6	135	М-120; АС-70	6(9)
Рис. 2.10.59. Ремонтные муфты (овальные)
Масса, кг	Марка комплекта матриц пресса
0,242	МШ-134-17
0,268	МШ-134-18
0,402	МШ-134-19
0,432	МШ-134-20
1.76	А-45
' 2,00	А-51
1,96	А-52
2,75	А-57
Тип овального соединителя, используемого для изготовления ремонтной муфты	Марка ремонтируемого провода	Размеры, мм				Марка матриц и пуансонов для опрессовки	Допускаемое количество оборванных (частично поврежденных) проволок, не более
		ь,	Ь2	S	L,. не менее		
	Сталеалюминиевые			провода			
СОАС-35-3	АС 50/8	9,0	19	2,1	100	М-95, АС-50	2(3)
СОАС-50-3	АС 70/11	10,5	22	2,3	100	М-120, АС-70	2(3)
СОАС-70-3	АС 95/16, АС 95/11	12,5	26	2,6	100	М-150 АС-95	2(3)
СОАС-95-3	АС 120/19, АС 120/27	15	31	2,6	100	М-240 АС-120	9(14)
СОАС-120-3	АС 150/19, АС 150/24, АС 150/34	17	35	3,1	100	АС-150	9(14)
СОАС-150-3	АС 185/24, АС 185/29, АС 185/43	19	39	3,1	100	АС-185	9(14)
СОАС-185-3	АС 240/32, АС 240/39 Сталь	21 ные	43 npoi	3,4 юда	120	АС-240	9(14)
СОС-25-1А	ПС 35	7,2	14,4	1,7	по	М-35	1
СОС-35-1А	ПС 50	8,5	17,0	1,7	120	М-50	2
СОС-50-1А	ПС 70	10,0	20,0	1,7	175	М-70	4
Рис. 2.10.59. Продолжение
Распорки дистанционные для проводов расщепленной фазы (ГОСТ 9681-83* с изменением №1 от 30.01.85 г.) изготавливаются с плашками из немагнитных сплавов для снижения потерь электрической энергии (рис. 2.10.60).
Выпускающие и шарнирные распорки, обеспечивающие расцепление тяги с плашками при отклонении распорки на угол 75±5°в обе стороны и поворот проводов вокруг своей оси в зажимах (типы РВН, РВш и РГШ) в настоящее время не выпускаются.
Распорки выдерживают сжимающие и растягивающие усилия, направленные вдоль оси тяги не менее 1,96 кН.
Марка распорки
Рис. 2.10.60. Распорки дистанционные для проводов расщепленной фазы (ГОСТ 9681-83* с изменением №1 от 30.01.85 г.)
РГ-1-300 РГ-1-400 РГ-1-500 РГ-2-ЗОО РГ-2-400 РГ-2-485 РГ-2-500 РГ-2-600 РГ-3-400 РГ-3-500 РГ-3-600 РГ-3-850
а [И 1ОВ iec- 1	Допускаемое количество оборванных (частично поврежденных) проволок, не более
3	2(3)
3,	2(3)
3	
D	2(3)
5	
D	9(14)
!0	
Ю	9(14)
15	9(14)
Ю	9(14)
)	1
)	2
)	4
ной фазы (ГОСТ :я с плашками из эй энергии (рис.
расцепление тяги стороны и поворот ^стоящее время не оправленные вдоль
Марка распорки	Марка и номинальное сечение провода		Шаг расщепления а, мм	Масса, кг
	А	АС		
	Распооки для двух пооводов глухие (оис. а)			
РГ-1-300	120..185	120...185	300	0,58
РГ-1-400			400	0,93
РГ-1-500			500	1,08
РГ-2-300	240...400	240...400	300	1,59
РГ-2-400			400	1,80
РГ-2-485			485	2,00
РГ-2-500			500	1,98
РГ-2-600			600	2,17
РГ-3-400	500... 550	400...500	400	1,8
РГ-3-500			500	1,98
РГ-3-600			600	2,17
РГ-3-850	500	400...500	850	3,45
шлейной фазы г.)
Рис. 2.10.60. Продолжение
Марка распорки	Марка и номинальное сечение провода		Шаг расщепления а, мм	Масса, кг
	А	АС		
РГ-4-400	600... 800	550... 750	400	1,77
РГ-4-500			500	1,96
РГ-4-600			600	2,15
РГ-5-400	—	1000	400	1,90
РГ-5-600			600	2,30
Распорки для двух проводов, утяжеленные			для шлейфрв (рис, б)	
РУ-2-400	240...450	240... 400	400	7,79
РУ-3-400	500	400... 500	400	7,79
РУ-4-400	600...800	550... 750	400	7,79
Распорки для двух проводов изолирующие (рис, в)				
РГИ-3-400	120...185	120...185	400	0,78
РГИ-3-600			600	0,83
РГИ-4-400	240... 400	240...400	400	1,40
РГИ-4-500			500	1,43
РГИ-4-600			600	1,46
РГИ-4-850			850	1,52
РГИ-5-400	500...550	400... 500	400	1,40
РГИ-5-500			500	1,43
РГИ-5-600			600	1,46
Распооки трехлучевые глухие для установки на трех проводах и шлейфах (рис.				
		21		
ЗРГН-5-400	500...550	400...500	400	4,10
Распооки лучевые глухие для установки на четырех, пяти и восьми проводах				
	расщепленнрй фазы (рис.		д-ж)	
4РГН-5-400	500...550	400...500	400	4,97
4РГН-5-600	500...550	400... 500	600	7,41
5РГН-4-400	240...400	240...400	400	6,60
5РГН-5-400	500...550	400...500	400	6,0
5РГН-8-600	—	1200	600	9,22
8РГ-4-400В	—	300...330	400	12,98
8РГ-4-400Г	—	300...330	400	15,04
Рис. 2.10.60. Продолжение
Гасители вибрации типа ГВН (ТУ 34-27-11096-86) предназначены для защиты от вибрации проводов и тросов ВЛ в обычных пролетах длиной до 500 м (рис. 2.10.61).
Для защиты проводов от вибрации на больших переходах выпускаются гасители вибрации типа ГПГ с глухим креплением на проводах и сбрасывающиеся типа ГПС. На переходах ВЛ 500 кВ и выше эти гасители устанавливаются только на верхних проводах расщепленной фазы (по условиям радиопомех от короны). Типы гасителей и места их установки на проводах и тросах выбираются на основании результатов специальных расчетов или измерений.
Тип	Марка и номинальное сечение првода, мм2				Масса груза, кг	Размеры, мм					Масса 1 шт., кг, не более	Диапазон рабочих частот,Гц
	АС	А	М	с, ПС, пмс		А	В	d	D	L		
ГВН-4-22	185/24,185/89,185/43 240/32,240/39,240/56	240,300	185,240	—	2,4	65	143	11,0	22	500	5,70	7...65
ГВН-5-25	300/39,300/48,300/66, 300/67,330/30,330/43	350,400	300,350, 400	—	3,2	73	162	13,0	25	550	7,56	6...55
ГВН-5-30	400/18,400/22,400/51, 400/93,450/56,500/26, 500/27,500/64,400/64	450,500, 550	—	—	3,2	73	162	13,0	30	550	7,62	6...55
ГВН-5-34	550/71,600/72,650/79	600,650, 700	—	—	3,2	73	162	13,0	34	600	7,65	5...50
ГВН-5-38	700/86	800	—	—	3,2	73	162	13,0	38	650	8,2	5...50
Примечания: 1 Прочность заделки зажима на канате и прочность крепления плашек на проводах должны быть не менее 2 кН
2 Стрела кривизны каната гасителя не должна превышать 1/11 ее длины, сл
^2	Рис. 2.10.61. Гасители вибрации (ТУ 34-27-11096-86)
2.10. ВЛ110-1150 кВ
Защитная арматура (рис. 2.10.62), устанавливаемая на гирляндах изо-
ляторов ВЛ сверхвысокого напряжения, главным образом предназначена для снижения напряжения промышленной частоты на ближайших к проводам
Рога разряди рядных промежутк зозащитных тросе
Верхний разря рога — к ушкам, р
Разрядные poi диаметром 12 мм.
При монтаже 1 верхних и нижних Следует также об[ в болтовых соедин
а	б	в
Наименование	Марка	Детали линейной арматуры для установки колец	Диаметр D, мм	Масса, кг
Кольцо защитное для одноцепной илн крайней гирлянды (рис. а)	НКЗ-1-1А	У1-16-20 (УС), У1-21-20 (УС), У1-30-24 (УС)	750	4,3
	НКЗ-1-1Б	У1-12-2О (УС), У1-12-16 (УС), У1-12-22 (УС), У2-21-20, У2-30-24	750	4,2
	НКЗ-1-В	У1-7-16, У2-7-16, У2-12-16, У2-12-20, У2-13-20, У2-12-22, УС6-16	750	4,2
Кольцо защитное для средней цепи многоцепной гирлянды (рис б)	НКЗ-2/4-1	У1-12-16, У1-12-20, У1-12-22, У1-16-22, У1-16-20, У2-12-16, У2-12-20, У2-12-22, У2-16-20	Часть кольца 750	3,3
Экран защитный для многоцепной гирлянды, ГОСТ 24685-81 (рис. в)	ЭЗ-500-1 ЭЗ-750-1 ЭЗ-750-2 ЭЗ-750-4 ЭЗ-750-5 ЭЗ-750-9 ЭЗ-750-3/4-4 ЭЗ-1150-1 ЭЗ-1150-7	Труба диаметром 48 мм узла УКЭ750 Труба диаметром 140 мм узла УКЭ750 Ушки типов У1 и У2 Подвесы ЗП6Р-ЗО-2, 4П6Р-90-2, 4П6Р-90-3 Зажимы 5ПГУ2-5-2 УшкиУ! и У2 Труба диаметром 48 мм Зажим 8ПГУ-5-3	1080 1660 900 1580 1660 х 2200 1180 х 880 1660 2080 1920 х 1370	14,39 22,30 12,20 19,20 22,80 12,10 12,92 24,8 28,00
Примечания: 1. Защитные кольца и экраны устанавливаются на натяжных гирляндах изоляторов ВЛ 500 кВ и выше со стороны проводов и монтируются на трубах нли ушках с помощью болтов М12
2. Экраны ЭЗ-750-5, ЭЗ-750-9 и ЭЗ-1150-7 имеют овальную форму.
Наименование
Рога разрядные вер: ние (рис. а)*, монти руются на серьгах
Рога разрядные них ние (рис. б)**, монтируются на уш
*	Рога разряднь
*	* Рога разряди
I
Балластные поддерживающие целях исключен! температурах.
Рис. 2.10.62. Кольца и экраны защитные для натяжных гирлянд ВЛ 500 кВ и выше
на гирляндах изо-предназначена для айших к проводам
в
Рога разрядные (ГОСТ 19697-82) служат для создания искровых разрядных промежутков, необходимых размеров в изолирующих подвесках грозозащитных тросов и проводов (рис. 2.10.63).
Верхний разрядный рог крепится непосредственно к серьге, а нижние рога — к ушкам, расположенным на стержне нижнего изолятора.
Разрядные рога изготавливаются из стального оцинкованного прутка диаметром 12 мм.
При монтаже необходимо тщательно проверить взаимное расположение верхних и нижних рогов в одной плоскости и размер искрового промежутка. Следует также обратить внимание на надежное закрепление (затяжку гаек) в болтовых соединениях
	Диаметр D, мм	Масса, кг
	750	4,3
	750	4.2
	750	4,2
	Часть кольца 750	3,3
	1080	14,39
	1660	22,30
	900	12,20
	1580	19,20
-2,	1660 х 2200	22,80
	1180x880	12,10
	1660	12,92
	2080	24,8
	1920х 1370	28,00
> на натяжных гирляндах
>ах или ушках с помощью
Наименование	Марка	Тип изолятора	L, мм	Масса, кг
Рога разрядные верх-	РРВ-82	ПС70-Д, ПСД70-ДМ	82	0,50
ние (рис а)*, монти-	РРВ-95	ПС120-Б	95	0,52
руются на серьгах	РРВ-135	ПС160-В, ПС210-В	135	0,55
	РРВ-168		168	0,58
	РРВ-200		200	0,61
	РРВ-212	2 х ПС70-Д	212	0,62
	РРВ-342		342	0,74
	РРВ-435		435	0,82
Рога разрядные ниж-	РР-55	ПС70-Д, ПСД70-ДМ	55	0,38
ние (рис б)**.	РР-88	ПС70-Д, ПСД70-ДМ	88	0,41
монтируются на ушках	РР-130	ПС120-Б	130	0,44
* Рога разрядные верхние марки РРВ имеют высоту Н = 334 мм.
** Рога разрядные нижние марки РР имеют высоту Н = 256 мм.
Рис. 2.10.63. Рога разрядные (ГОСТ 19697-82)
Балластные грузы (рис. 2.10.64) устанавливаются на проводах ВЛ на поддерживающих гирляндах опор, имеющих очень малые весовые пролеты, в целях исключения приближения проводов к опоре при ветре или низких температурах.
д ВЛ 500 кВ и выше
Масса балласта определяется расчетом и указывается в проектах ВЛ с градацией через 50 или 100 кг
Число проводов в фазе	Марка балласта	Размеры, мм				Тип поддерживаю-щего зажима	Масса балласта, кг
		Н	А	В	L		
1 (рис. а)	БЛ-100-1	105	400	310	320	ПГН-1-5, ПГН-2-6, ПГН-3-5	50, 100
	БЛ-200-1	105	400	310	480	ПГ-1-11	50, 100, 150,200
	БЛ-400-1	245	425	400	732	ПГН-1-5, ПГН-2-6,	100, 200, 300, 400
	БЛ-400-5	270	425	400	732	ПГН-3-5	100, 200, 300, 400
2 (рис. б)	2БЛ-800-3	100	540	485	858	2ПГН-5-7	400...800 (через 100 кг)
3 (рис. в)	ЗБЛ-800-1	100	540	485	1322	ЗПГН-5-7	400...800 (через 100 кг)
	ЗБЛ-1400-4	100	600	600	1775	ЗПГН2-5-4	100...1400 (через 100 кг)
4 (рис. г)	4БЛ-1000-1	—	0490	0490	1690	4ПГН2-5-2А	100...1000 (через 100 кг)
Рис. 2.10.64. Балластные грузы
2.11. ВЛ постоянного тока напряжением 220-800(±400) и 2200(±1100) кВ
Основные сведения.
Электропередачи постоянного тока (ППТ) предназначаются для транспортировки больших количеств электроэнергии на дальние расстояния, передачи мощности через большие водные пространства по кабельным линиям и для связи между энергосистемами.
Для преобразования переменного тока в постоянный применяют выпрямительные установки.
С помощью выпрямителей 1 переменный ток преобразуется в постоянный и передается по линии на дальние расстояния. На другом конце передачи с помощью преобразователей 2 постоянного тока в переменный (инверторов) энергия переменного тока снова трансформируется на более низкие напряжения и передается в приемную систему. Упрощенная схема такой передачи показана на рис. 2.11.1, а на рис. 2.11.2 — принципиальная схема выпрямительной установки, применяемой в начале линии.
Рис. 2.11.1. Упрощенная схема передачи постоянного тока:
1 — выпрямитель; 2 — инвентор; Тр — трансформатор
I — зона передающей подстанции;
// — зона приемной подстанции;
/// — линия постоянного тока;
@ — генератор
Выпрямительный мост является основным агрегатом преобразовательной подстанции. Подключенный к обмотке трехфазного трансформатора (рис. 2.11.3) он создает шестифазный режим выпрямления тока, а каскадное соединение двух мостов с подключением каждого моста к обмоткам трансформатора, имеющим сдвиг в 30° (соединенным звездой и треугольником), создает 12-фазный режим выпрямления. Выпрямленный ток поступает в двухпроводную линию (два провода или один провод — земля) и передается на приемную подстанцию. Для сглаживания пульсаций выпрямленного тока в линии установлены реакторы с большим индуктивным сопротивлением, а для снижения амплитуды аварийного тока при обратном зажигании выпрямителя последовательно с обмотками трансформаторов, питающими выпря-
Рис. 2.11.2.
Схема тиристорного выпрямительного моста V„ = 110 кВ:
1 — тиристор; 2 — анодный реактор; Т — трансформатор
Рис. 2.11.3.
Схема электропередачи энергии постоянным током с биполярной линией 1 — трехобмоточный трансформатор (группа) с расщепленными обмотками СН и НН; 2 — вольтодобавочный трансформатор; 3 — выпрямительный мост;
4 — шунтирующий выпрямитель; 5 — шунтирующий аппарат;
6 — линейный реактор; 7 — токоограничиваюший реактор;
8 — конденсаторная батарея-фильтр; 9 — синхронный компенсатор
мительные мосты, установлены токоограничивающие реакторы. Параллельно каждому мосту включен шунтирующий выпрямитель и шунтирующий аппарат, назначение которых отключить из схемы мост в случае его повреждения.
Вырабатываемый генераторами электростанции трехфазный переменный ток поступает в повышающий трансформатор, обмотки высокого напряжения которого, работающие на выпрямительную установку, имеют различные соединения — звездой и треугольником. Переменный ток высокого напряжения от каждой обмотки со сдвигом фаз в 30° поступает в выпрямительную установку, состоящую из выпрямителей, включенных по мостовой схеме. Таким образом, вся установка состоит из двух мостов, в каждой фазе которых
включено по четыре выпрямителя — по два в плече моста. Мосты выпрямителей соединены последовательно (каскадная схема) и средняя точка двухмостовой схемы заземлена наглухо. При каскадном соединении двух мостов и подключении каждого моста к обмоткам силового трансформатора, имеющим сдвиг в 30° (соединение звездой и треугольником) создаётся 12-фазный режим выпрямления.
Выпрямленный ток высокого напряжения поступает в двухпроводную линию и передаётся по ВЛ на приёмную подстанцию.
Современные мощные выпрямители изготавливаются на анодное напряжение 130 кВ и, следовательно, максимальное рабочее напряжение электропередачи, изображенной на рис. 2.11.3, составляет около ±200 кВ. Для получения в линии передачи более высокого напряжения применяется последовательное включение большего количества мостов, а для повышения надежности работы установки выпрямители включаются на половинное номинальное напряжение.
В нашей стране впервые в мировой практике в 1965 г. была осуществлена передача энергии постоянным током при напряжении ±400 кВ по воздушной биполярной линии Волгоград — Донбасс, связывающей Центральную и Южную энергосистемы. Пропускная способность электропередачи 720 МВт, протяженность линии 473 км. ППТ Волгоград — Донбасс в настоящее время успешно работает в реверсивном режиме. Средняя точка четырехмо-сто-вой схемы заземлена наглухо, образуя две полуцепи «полюс — земля» биполярной передачи. Каждая из полуцепей может оставаться в работе при выведенной другой полуцепи в ремонт или по другой причине. В этом случае передача будет работать по униполярной схеме с возвратом тока через землю и со сниженной вдвое мощностью.
Для инвертирования постоянного тока, т.е. преобразования его в трехфазный, на приемной подстанции используют такие же управляемые выпрямители, как и для выпрямления переменного тока. Мостовая схема соединения инверторной установки такая же, как у выпрямительной, но с обратным включением полюсов. Инвертор работает как быстродействующий переключатель, включающий каждую фазу понипонижающего трансформатора дважды за один период изменения напряжения приемной системы — при прямом и обратном его направлениях, и тем самым обусловливает протекание в цепи трансформатора переменного тока. Реактивная мощность, необходимая для инвертирования тока (около 0,55 квар на 1 кВт передаваемой мощности) и для покрытия потребности нагрузки, получается от конденсаторных батарей-фильтров, включенных на приемные шины инверторной подстанции. Эти же установки служат и для фильтрации высших гармоник инвертированного переменного тока. В случае необходимости дополнительно устанавливают также СК с присоединением его к третичной обмотке трансформатора.
Современные мощные выпрямители изготавливаются на анодное испытательное напряжение 130 кВ и, следовательно, максимальное рабочее напряжение электропередачи, изображенной на рис. 2.11.3, составляет ±200 кВ. Чтобы
получить в линии передачи более высокое напряжение, применяют последовательное включение большего количества мостов, а чтобы повысить надежность работы установки, вентили включают на половинное номинальное напряжение. Так, например, для линии передачи Волгоград — Донбасс напряжением ±400 кВ принято восемь выпрямительных мостов, включенных последовательно, с двумя выпрямителями в каждом плече моста, работающих при половинном номинальном напряжении.
При проектировании ППТ большой пропускной способности идут на параллельное включение выпрямителей в плече моста, что позволяет довести ток и мощности моста до требуемой величины. В настоящее время созданы полупроводниковые приборы (тиристоры), позволяющие построить выпрямительную аппаратуру на напряжение 1500 кВ. Так, например, преобразовательные подстанции электропередачи Экибастуз — Центр оборудованы полупроводниковыми выпрямителями.
Эта электропередача, протяженностью 2400 км, напряжением 1500 кВ (±750 кВ) предназначается для передачи до 40 млрд. кВт-ч электрической энергии в год при мощности передачи до 6 млн кВт. Электрическая энергия будет вырабатываться на пяти тепловых электростанциях мощностью по 4000 кВт, с энергоблоками по 500 МВт. Электростанции будут работать на местном буром угле.
Передача энергии из Итатского бассейна, где намечено построить 10 электростанций по 6,4 млн кВт каждая с энергоблоками по 800 МВт, потребует применения для ППТ более высокого напряжения — 2200 кВ (± 1100 кВ).
Линии постоянного тока имеют следующие положительные особенности:
1.	Они не требуют расчета устойчивости. Связь отдельных систем линиями постоянного тока делает допустимой несинхронную совместную работу их на различных частотах.
2.	Напряжение в таких линиях более равномерно, так как в установившемся режиме они не генерируют реактивной мощности Qc.
3.	Кратности внутренних перенапряжений на линиях постоянного тока ниже, чем для линий переменного. Это значит, что при одинаковых уровнях изоляции для передач постоянного тока можно применять более высокие напряжения.
4.	Конструкции линий постоянного тока проще, чем переменного: меньшее число гирлянд изоляторов, меньшая затрата металла.
5.	Направление потока мощности можно изменять автоматическим переключением в устройствах управления выпрямителей и инверторов. Такие линии называются реверсивными.
Максимальная пропускная способность линий постоянного тока обычно ограничивается пропускной способностью преобразовательных подстанций, зависящей от мощности выпрямителей и инверторов.
Номинальным напряжением электропередачи постоянного тока считается обычно напряжение между полюсом и землей.
Однако линии постоянного тока имеют существенные недостатки:
1. Необходимость сооружения сложных концевых подстанций с большим числом преобразователей высокого напряжения и вспомогательной аппаратуры, не обладающей пока достаточной надежностью и требующей больших затрат. Диоды и тиристоры, являющиеся элементами выпрямителей и инверторов, на большие мощности, напряжения и токи отсутствуют. Поэтому их приходится соединять последовательно для увеличения напряжения и параллельно для увеличения тока. Число их чрезвычайно велико и требует больших затрат и места для их размещения. Известно также, что выпрямители и инверторы сильно искажают форму кривой напряжения на стороне переменного тока. Поэтому приходится ставить мощные сглаживающие устройства. Все это значительно удорожает стоимость передачи и снижает надежность, так как обеспечение надежной работы всего этого оборудования очень сложно;
2. Отбор мощности от линий постоянного тока пока затруднителен.
Как видно из рис. 2.11.4 из-за больших затрат постоянной части, включающей стоимость указанного оборудования, передачи постоянного тока становятся экономически целесообразными только при больших расстояниях. Точка т целесообразного перехода от линий переменного тока к линиям постоянного тока находится при длине линий примерно 1000 ...1200 км.
В передачах постоянного тока требуется, чтобы перед включением были примерно одинаковыми полярность и напряжения по обоим концам.
L, км
Рис. 2.11.4. Зависимость капитальных затрат К от длины линии L для переменного 1 и постоянного 2 тока
Реактивная мощность, необходимая для инвертирования тока (около 0,55 квар на 1 кВт передаваемой мощности) и для покрытия потребности нагрузки, получается от синхронных компенсаторов и батарей конденсаторов, присоединенных к шинам низшего напряжения приемной подстанции.
2.12. Техническое ослуживание воздушных линий
2.12.1. Организация эксплуатации ВЛ
Виды работ, выполняемые на ВЛ. Воздушная линия электропередачи (ВЛ) это устройство для передачи электроэнергии по неизолированным проводам (ВЛ 0,4-1150 кВ переменного тока и ±400-800 кВ постоянного тока), изолированным (ВЛИ 0,4 кВ) и защищенным изоляцией (ВЛЗ 6-10 кВ) проводам, расположенным на открытом воздухе и подвешенным с помощью изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т.п.), а также к стенам жилых и промышленных зданий (последнеее относится только к ВЛИ 0.4 кВ).
В эксплуатацию ВЛ входят техническое обслуживание и ее ремонт.
В нормальных условиях эксплуатации ВЛ выполняют плановые работы по техническому обслуживанию и ее ремонту. В аварийных условиях — устраняют возникшие неисправности и дефекты ВЛ, снижающие их работоспособность.
Техническое обслуживание ВЛ включает в себя производство осмотров их элементов и трасс, проведение профилактических проверок и измерений, выполнение работ по устранению мелких повреждений и неисправностей. К профилактическим измерениям и проверкам на воздушных линиях относятся работы по измерениям сопротивления заземления опор и тросов, по проверке электрической прочности подвесных изоляторов, степени загнивания деревянных опор и их деталей, проверка тяжения в оттяжках опор и т.д. Дефекты, обнаруженные при осмотре и проверках, устраняются при очередном капитальном ремонте. Повреждения аварийного характера устраняются немедленно.
Все работы по техническому обслуживанию выполняют бригады службы линий ПЭС или РЭС, расположенные на участках ближе к трассам ВЛ.
Перечень работ и периодичность выполнения технического обслуживания для ВЛ 35 кВ и выше приведены в табл. 2.12.1.
Капитальный ремонт воздушных линий является основным видом работ. При капитальном ремонте выполняют работы на металлических и железобетонных опорах и их фундаментах, на деревянных опорах, на проводах и тросах, на трассах линий (расчистка от древесно-кустарниковой растительности высотой более 4 м), борьба с гололедом на проводах и опорах и т.д. В отдельных случаях заменяют дефектные опоры ВЛ. В течении одного капитального ремонта не допускается замена всех опор. В отдельных случаях разрешается для ВЛ, сооруженных на деревянных опорах и эксплуатируемых в неблагоприятных условиях (например, на заболоченных участках и т.п.), сплошная замена опор на отдельных участках ВЛ. Длина участков, на которых разрешается сплошная замена опор при очередном капитальном ремонте, не должна превышать 15% протяженности ВЛ (включая ответвления).
Общее количество заменяемых деревянных опор не должно превышать 30% от количества установленных на ВЛ опор.
Таблица 2.12.1. Перечень работ, выполняемых при техническом обслуживании ВЛ, и сроки их проведения
Наименование работ	Сроки проведения	Примечание
Осмотры ВЛ Периодические осмотры в днев-		По графикам, утвержденным
ное время:		главным инженером ПЭС
Осмотр без подъема на опоры	Не реже 1...2 раз в	
Верховые осмотры с выбороч-	год Не реже I раза в 6	При обнаружении поврежде-
ной проверкой состояния про-	лет (на ВЛ 6—10 кВ	ния проводов от вибрации
водов и тросов в зажимах и	— по мере необхо-	производится сплошная про-
дистанционных распорках	димости)	верка с выемкой проводов из
Выборочные осмотры отдель-	Не реже 1 раза в год	поддерживающих зажимов
ных ВЛ (или их участков), выполняемые инженерно-техническими работниками ПЭС (РЭС) Осмотры ВЛ (или их участ-	После каждого капи-	
ков), на которых производился	тального ремонта	
капитальный ремонт, инженерно-техническими работниками ПЭС (РЭС) Внеочередные осмотры:		По решению главного инже-
Осмотры после стихийных явлений или в условиях, которые могут привести к повреждениям ВЛ Осмотры после автоматического отключения ВЛ действием релейной защиты Осмотры после успешного пов-	По мере необходи-	нера ПЭС, начальника службы линий, начальника РЭС
торного включения ВЛ	МОСТИ	
Ночные осмотры	По мере необходи-	
Проверки и измерения: Проверка противопожарного	МОСТИ При осмотрах ВЛ	
состояния трассы в зоне возможных пожаров Проверка расстояний от прово-	При осмотрах ВЛ	
дов до поверхности земли и различных объектов, до пересекаемых сооружений		
Продолжение табл. 2.12.1.
Наименование работ	Сроки проведения	Примечание
Проверка положения опор Проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений и гаек анкерных болтов опор Выборочная проверка состояния фундаментов опор и С^-образных болтов опор на оттяжках со вскрытием грунта Проверка состояния железобетонных опор и приставок Проверка состояния антикор-	При осмотрах ВЛ Не реже I раза в 6 лет Не реже 1 раза в 6 лет Не реже 1 раза в 6 лет Не реже 1 раза в	Одновременно с верховыми
розионного покрытия металли-	6 лет	осмотрами ВЛ
ческих опор и траверс, металлических подножников и анкеров оттяжек с выборочным вскрытием грунта Проверка загнивания деталей	1 раз через 3...6	При применении деталей опор
деревянных опор	лет после ввода ВЛ	из некачественной древесины
Проверка тяжения в оттяжках опор Проверка состояния проводов,	в эксплуатацию, далее — не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей Не реже 1 раза в 6 лет При осмотрах ВЛ,	сроки проверки могут изменяться главным инженером ПЭС, начальником РЭС на основании опыта эксплуатации После установки новых кон-
грозозащитных тросов и контак-	после монтажа но-	тактных соединений дополни-
тных соединений	вых соединений	тельно должны быть проведе-
Проверка состояния контактных	Не реже 1 раза в	ны измерения их геометрических размеров (длин, диаметров) Контактные болтовые соеди-
болтовых соединений проводов	6 лет	нения, измерения по которым
электрическими измерениями Проверка изоляторов: Проверка фарфоровых и стек-	При осмотрах ВЛ	показали их неудовлетворительное состояние, должны пройти ревизию Проверка производится визу-
лянных изоляторов всех типов Проверка электрической проч-	Сроки проверок для ВЛ 35-500 кВ	ально Проверка производится допол-
ности подвесных тарельчатых		нительио к проверке по пре-
фарфоровых изоляторов	в зависимости от	дыдушему пункту настоящей
	уровня отбраковки и условий эксплуатации изоляторов устанавливаются в соответствии с приложением 6 [15]	таблицы
Продолжение табл. 2.12.1.
Наименование работ	Сроки проведения	Примечание
Проверка заземляющих устройств опор: Проверка наличия и состояния, заземляющих проводников и их соединений с заземлителями на опорах ВЛ Измерения сопротивления за-	При осмотрах ВЛ, после капитального ремонта или реконструкции заземляющего устройства После обнаруже-	Измерения производятся в до-
земляющих устройств опор	ния следов пере-	полнение к проверке по пре-
ВЛ 110 кВ и выше с грозоза-	крытий или разру-	дыдущему пункту настоящей
щитными тросами	шений изоляторов	таблицы
Выборочное измерение сопро-	электрической дугой Не реже 1 раза в	Измерения производятся в
тивлеиия заземляющих уст-	12 лет	дополнение к проверке и из-
ройств железобетонных и металлических опор в населенной местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами Проверка трубчатых разрядни-	При осмотрах ВЛ	мерениям по предыдущим двум пунктам настоящей таблицы, на 2% опор с заземлителями с вскрытием грунта для осмотра элементов заземлителей, находящихся в земле, в периоды наибольшего, просыхания грунта. Для заземляющих устройств опор ВЛ, подверженных интенсивной коррозии, по решению главного инженера ПЭС может быть установлена более частая периодичность выборочного вскрытия грунта. Трубчатые разрядники 1 раз
ков и защитных промежутков Отдельные работы: Вырубка отдельных деревьев (угрожающих падением на ВЛ или разрастанием в сторону ВЛ на недопустимые расстояния), обрезка сучьев Восстановление знаков и плакатов на отдельных опорах Замена отдельных элементов ВЛ (утративших в период между очередными капитальными ремонтами нормативные характеристики), выправка отдельных опор, замена трубчатых разрядников, подтяжка болтовых соединений	По мере необходимости По мере необходимости По мере необходимости	в 3 года должны быть сняты с опор для проверки
Окончание табл. 2.12.1.
Наименование работ	Сроки проведения	Примечание
Технический надзор за проведением работ при сооружении ВЛ Наблюдение за образованием гололеда 3.6. Охрана ВЛ	При сооружении новых ВЛ При атмосферных условиях, способствующих образованию гололеда По мере необходимости	
В тех случаях, когда проведение капитального ремонта ВЛ или ее отдельного участка экономически нецелесообразно, должны осуществляться только работы по поддержанию отдельных элементов ВЛ в состоянии, обеспечивающем ее нормальную эксплуатацию в течении соответствующего периода. К таким случаям относятся: намечаемый перенос ВЛ в связи с предстоящим строительством на одном из участков трассы предприятий, отдельных сооружений и зданий; проектируемая или предполагаемая реконструкция ВЛ и др.
Техническое обслуживание и ремонт рекомендуется выполнять комплексным методом. Он основан на принципе совмещения выполняемых работ по месту и времени. Он позволяет повысить производительность труда персонала за счет исключения непроизводительных затрат времени на подготовительно-заключительные операции к которым относятся: подготовка инструмента и материалов; организация рабочих мест; отключение и включение электроустановок; устройство переходов и переездов; повышение уровня механизации работ, связанного с концентрацией механизмов на объекте; сокращение общего времени ремонта и технического обслуживания, в том числе задержки объектов электросети в отключенном состоянии; повышение уровня технического руководства работами; улучшение организации и условий труда персонала; контроль за соблюдением мероприятий по технике безопасности; обеспечение более высокого качества работ; своевременное выявление и ликвидация дефектов оборудования при сооружении сети; более эффективное использование средств механизации, увеличив их загрузку и расширив область их применения; сокращение непроизводительных затрат времени на проезды и др.
Работы по техническому обслуживанию на ВЛ 35 кВ и выше, производимые комплексным методом или по видам работ, выполняют бригады централизованного обслуживания, организуемые в службе линий ПЭС или в РЭС.
Оптимальная зона обслуживания ВЛ такими бригадами с одной РПБ, при которой обеспечивается эффективная загрузка персонала и рациональное использование автотранспорта и технологических самоходных механизмов на основании опыта работы принята следующая: протяженность ВЛ составляет от 500 до 1500 км линий по цепям и расстояние до наиболее удаленных
объектов — 40 км, а допустимая протяженность ВЛ — 200...300 км линий по цепям и наибольшее расстояние до объектов — 80...100 км [15].
Бригады централизованного обслуживания ПЭС обеспечивают техноло-ги-ческими механизмами, автотранспортом, такелажными приспособлениями, инструментом, защитными средствами, средствами связи и всем необходимым для работы (производственными и бытовыми помещениями, кладовыми, складами, мастерскими, гаражами для автомашин и механизмов, раздевалками, душевыми и др.), технической документацией и производственными инструкциями.
В целях повышения производительности труда и оптимизации трудовых затрат в бригадах электромонтеры совмещают профессии водителей автомобилей, трактористов, крановщиков, электро- и газосварщиков и др.
Объемы работ по техобслуживанию ВЛ для каждой бригады определяют на основании результатов измерений, проверок и осмотров ВЛ.
Организация капитального ремонта. Преобладающей формой капитального ремонта ВЛ 35 кВ и выше является централизованный ремонт. При централизации ремонта все работы или их главную часть выполняют специализированные ремонтные предприятия (обычно это мехколонны, выполняющие строительство новых линий в энергосистеме или специальные кооперативные организации). Бригады централизованного ремонта специализируются в работах на деревянных опорах, на проводах и тросах ВЛ, в работах по выправке железобетонных опор и на ремонте фундаментов, по замене отдельных опор и др.
По сравнению с децентрализованной формой организации капремонта преимущества централизованной формы заключаются в следующем: на ремонтном предприятии, производящем централизованный ремонт на ВЛ 35 кВ и выше, создают крупные специализированные бригады, что повышает качество работ; снижается общая численность ремонтного персонала за счет его лучшего использования в течение года; сокращаются сроки ремонта линий благодаря более совершенной организации ремонтных работ; предоставляются широкие возможности для обмена передовым опытом ремонта, внедрения прогрессивных методов труда, применения новых приспособлений и инструмента и др.
В электрических сетях лучшей формой организации работ является комплексный ремонт, представляющий собой централизованный капитальный ремонт, сочетающийся с комплексным способом выполнения работ.
Комплексный ремонт воздушных линий 35-500 кВ обычно выполняется подрядным способом на основании договора, заключаемого ПЭС с организациями, выполняющими ремонт. Объм ремонта определяется в зависимости от результатов проведенных проверок, измерений, верховых осмотров, испытаний, исследований и наблюдений.
Периодичность капитального ремонта ВЛ напряжением 35 кВ и выше на железобетонных и металлических опорах составляет не реже 1 раза в 12 лет, а на деревянных опорах — не реже 1 раза в 6 лет.
При этом все обслуживаемые линии на железобетонных и металлических опорах делят на 12 примерно равных частей, а линии на деревянных опорах — на 6 частей, и в течение одного года работы ведутся на одной из двенадцати частей линии или на одной из шести. Таким образом, через 6 лет заканчивается ремонт линий на деревянных опорах, а через 12 лет — линий на железобетонных и металлических опорах. На 7-ой год для линий на деревянных опорах и на 13-ый год для линий с железобетонными опорами работы производятся на тех же линиях, которые ремонтировались в первый год начала ремонта и т.д. В период между капремонтом на линиях выполняют работы технического обслуживания (см. табл. 2.12.1).
На ВЛ 0,4—10 кВ принята в качестве основной периодичность капремонта в 6 лет, если большую часть на ВЛ составляют деревянные опоры, или 8...10 лет, если большую часть опор составляют железобетонные опоры.
В отличие от ВЛ 35 кВ и выше здесь предусмотрен текущий ремонт, выполняемый с периодичностью 3, 4 и 5 лет соответственно.
В объем текущего ремонта входят: выправка и укрепление опор, подтяжка бандажей, проверка состояния крюков и штырей, подтяжка отдельных участков проводов линий и вводов, проверка надежности соединений проводов и их контактов, проверка предохранителей и перемычек, восстановление нумерации опор и вводов, проверка габаритов линий и вводов, очистка проводов от набросов, ремонт и окраска кабельных спусков и концевых муфт, проверка состояния верхней части опор и заземляющих проводников заземлений и др. Это позволяет поддерживать сети в нормальном техническом состоянии.
Планирование и организация ремонта и технического обслуживания ВЛ.
При техническом обслуживании и капитальном ремонте ВЛ 35 кВ и выше применяют один из следующих методов: комплексный, т.е. одной или несколькими бригадами, выполняющими полный объем работ на данной ВЛ (участке ВЛ) в течение возможно более короткого срока; по видам работ, т.е. специализированными бригадами, выполняющими однотипные работы на одной или нескольких параллельных ВЛ, например, замену приставок и выправку опор под напряжением, окраску металлических опор, расчистку трасс от зарослей, замену отдельных опор, работы на проводах и изолирующих подвесках и др.
Выбор метода выполнения работ определяют ИТР службы линий и территориальных производственных подразделений ПЭС (РЭС), исходя из необходимости обеспечения наиболее высокой производительности труда, лучщего использования машин и механизмов, наименьшей продолжительности отключения ВЛ, с учетом объемов выполняемых работ, состояния трассы ВЛ и оснащения средствами механизации и др.
Для планирования работ на линиях ВЛ 35 кВ и выше по техобслуживанию и капремонту необходимо подготовить определенную документацию. Перечень такой документации приведен в табл. 2.12.2, а форма папорта воздушной линии электропередачи — в табл. 2.12.3.
Таблица 2.12.2. Перечень рекомендуемых форм документации по ВЛ
Наименование документа	Требования к ведению форм	Где и кем заполняется	Куда представляется	Срок хранения
Паспорт воздушной линии электропередачи	Обязательно	В службе линий предприятия (района, участка) монтером или ИТР	—	Постоянно
Листок осмотра	То же	На трассе ВЛ лицом, производящим осмотр ВЛ	В район (участок)	1 ГОД
Ведомость (журнал) измерений загнивания деталей деревянных опор	— » —	На трассе ВЛ производителем работ	То же	Постоянно
Ведомость измерений болтовых соединений проводов	— » —	То же	— »> —	До следующей проверки
Ведомость проверки линейной изоляции	— » —	— » —	— » —	То же
Ведомость проверки и измерений сопротивления заземления опор	— » —	На трассе ВЛ производителем работ (из числа линейного персонала или персонала службы грозозащиты и изоляции)	— >> —	— »> —
Ведомость измерений габаритов и стрел провеса провода (троса)	— » —	На трассе ВЛ производителем работ		 >> 		Постоянно
Ведомость измерений тяжения в оттяжках опор	Рекомендуется	То же	— » —	До следующей проверки
Журнал неисправностей ВЛ	Обязательно	В районе (участке) мастером	— >> —	Постоянно
Журнал учета работ на ВЛ	Обязательно	То же	— »> —	3 года
Ведомость неисправностей, подлежащих устранению при капитальном плановом ремонте	Рекомендуется	— » —	В предприятие	6 лет
Месячный план-отчет работ на ВЛ	Обязательно	— » —	То же	2 года
Годовой план-график работ на ВЛ	— » —-	— » —	— ’> —	3 года
Годовой план-отчет работ на ВЛ Многолетний график капитальных (комплексных) ремонтов ВЛ	— » — — » —	— » — В службе линий ИТР	— >> —	3 года 6 лет
В качестве исходного документа разрабатывают многолетние графики работ (табл. 2.12.4 — для ВЛ 35 кВ и выше, табл. 2.12.5 — для ВЛ 0,4-10 кВ), которые представляют перечни всех ВЛ и годы их вывода в ремонт в соответствии с их техническим состоянием: первыми (на момент составления графика) планируют к выводу в ремонт ВЛ, имеющие по сравнению с другими более низкое техническое состояние или имеющие элементы с меньшими сроками работы (например, деревянные опоры) и др.
Таблица 2.12.3
Предприятие_________________________________
наименование
Район (участок) ____________________________
наименование
ПАСПОРТ
ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (ДЛЯ ВЛ НАПРЯЖЕНИЕМ 35 КВ И ВЫШЕ)
ВЛ кВ_________________________
наименование
Г од постройки_________________________________________________________________
Дата ввода в эксплуатацию______________________________________________________
Диспетчерское наименование_____________________________________________________
Наименование проектной организации_____________________________________________
Наименование строительно-монтажной организации
I. Схема линии электропередачи
8.	Марка грозозащит»
9.	Ответвления от ВЛ а) количество_______
б)	от опор №_____
в)	количество опор г) длина каждого о-
10.	Район климатичес а) по ветру_________
б)	по гололеду___
в)	по интенсивно™ г) по среднегодово! д) по степени загря
11 Температура воздч а) среднегодовая____
б)	низшая
в)	высшая________
12 Участки с особым!
Наименование опор (промежуточные, анкерные )
II. Основные данные
1.	Протяженность ВЛ (общая)км
2.	Количество опор (всего)шт. >
а)	промежуточных___шт., тип__________________________________________________
б)	промежуточно-угловых шт., тип_____________________________________________
в)	анкерных шт., тип_________________________________________________________
г)	анкерно-угловых шт., тип___________________________________________________
д)	транспозиционных шт., тип_________________________________________________
е)	специальных шт., тип______________________________________________________
Наименование опор (промежуточные, И анкерные________)
3.	Длина пролета:
а)	расчетного весового м
б)	расчетного ветрового м
в)	габаритного м
' 4. Марка провода (по участкам)______________________________________________________
5.	Количество проводов в фазе шт.
6.	Расстояние между проводами в фазе м
7.	Тип поддерживающего устройства:
Наименование опор (промежуточные, Ц анкерные________)
а)	на всей ВЛ_________________________________________________________________
б)	на переходах_______________________________________________________________
528 t
Табл. 2.12.3. Продолжение
8.	Марка грозозащитного троса___________________________________________________
9.	Ответвления от ВЛ:
а)	количество______________________________________________________________шт
б)	от опор №_________________________________________________________________
в)	количество опор в каждом ответвлении шт
г)	длина каждого ответвления км
10	Район климатических условий:
а)	по ветру__________________________________________________________________
б)	по гололеду_______________________________________________________________
в)	по интенсивности пляски проводов и тросов_________________________________
г)	по среднегодовой продолжительности гроз___________________________________
д)	по степени загрязненности атмосферы(СЗА)
11.	Температура воздуха:
а)	среднегодовая_____________________________________________________________
б)	низшая____________________________________________________________________
в)	высшая____________________________________________________________________
12.	Участки с особыми условиями_________________________________________________
III. Характеристика элементов ВЛ
1.	Опоры металлические
Наименование опор (промежуточные, анкерные	)	Шифр	Завод-изготовитель	Оттяжки		Количество	Номера опор
			Количество	Марка		
						
2.	Опоры железобетонные
Наименование опор (промежуточные, анкерные	)	Шифр	Стойка		Траверса		Оттяжки		Количество	Номера опор
		Шифр	Завод-изготовитель	Шифр	Завод-изготовитель	Марка	Количество		
									
3.	Опоры деревянные
Наименование опор (промежуточные, анкерные	)	Шифр	Завод-поставщик древесины	Про-пит-ка	Железобетонные приставки			Количество	Номера опор
				Шифр	Завод-изгото-ви-тель	Количество		
								
4.Фундаменты
Табл. 2.12.3. Продолжение
Тип	Шифр	Количество	Номера опор
5. Изоляторы
Подвесные								Штыревые		
в поддерживающих подвесках				в натяжных подвесках				Тип	Завод-изготовитель, год выпуска	Всего на ВЛ
Тип	Завод-изготовитель, год выпуска	Количество в одной гирлянде	Всего на ВЛ	Тип	Завод-изготовитель, год выпуска	Количество в одной гирлянде	Всего на ВЛ			
										
Количество цепей (ветвей) в натяжной подвеске и способ крепления их к траверсе опоры
Схемы изолирующих подвесок
6.	Арматура
Наименование арматуры	Для гпровода		Для грозозащитного троса	
	Тип	Количество	Тип	Количество
Сцепная Поддерживающая Натяжная Соединительная Контактная Защитная Прочая арматура				
Табл. 2.12.3. Окончание
Номера опор, между которыми установлены гасители вибрации Номера опор, между которыми установлены гасители пляски
7.	Защита от перенапряжений
а)	участки подвеса грозозащитного троса (номера опор на границах участка)
б)	общая длина грозозащитного троса_______________________________________
в)	защитный угол грозозащитного троса_____________________________________
г)	способ крепления (с указанием значения искровых промежутков в миллиметрах) на промежуточных опорах____________________________________________________
на анкерных опорах____________________________._________________________
д)	характеристика других средств защиты от перенапряжений е) номера опор, на которых установлены трубчатые разрядники
Схема расположения проводов и грозозащитных тросов и расстояний между ними на опоре
8.	Заземление
Удельное сопротивление грунта, Ом*м	Сопротивление заземления опор по норме, Ом	Номера опор
До 100	До Ю	
100...500	До 15	
500...1000	До 20	
Более 1000	До 30	
Номера опор, значения сопротивления заземления которых выше нормы:
Схемы заземлителей опор
Примечание. В качестве паспорта ВЛ 0,4-10 кВ (для оперативного использования) рекомендуется использовать их поопорные планы (с более подробным указанием их элементов).
g Таблица 2.12.4 ко
УТВЕРЖДАЮ:
наименование	“
Предприятие __________________________________________ _________________________________________________________________________________
наименование
Район (участок)	«------»------------------20------г.
наименование
МНОГОЛЕТНИЙ ГРАФИК КАПИТАЛЬНЫХ (КОМПЛЕКСНЫХ) РЕМОНТОВ ВЛ 35 кВ И ВЫШЕ
Наименование линии	Напряжение ВЛ, кВ	Протяженность ВЛ, км	Год ввода в эксплуатацию	Год последнего капитального ремонта	Годы					
					20_	20_	20—	20—	20_	20—
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
										
Начальник службы района, участка
ф ио, подпись, дата
2. ВЛ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
При этом в многолетних графиках работ на ВЛ 0,4-10 кВ предусматривают объемы работ по восстановлению (капстроительство пришедших в негодность ВЛ (по нормативным документам они должны иметь не менее 60% износа). Для этих ВЛ необходимо заранее готовить проектную документацию, подготовленную в проектной организации, имеющей лицензию на проектные работы.
На основании многолетних графиков составляют годовые графики работ (табл. 2.12.6 — для ВЛ 35 кВ и выше, а табл. 2.12.7 — для ВЛ 0,4-10 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ).
Таблица 2.12.5. Многолетний график работ РЭС на ВЛ 0,4—Ю кВ
Начальник службы района, участка.
№№ РУ	Наименование ремонтных участков (РУ)	Объем РУ			Годы						
		вн, км	m шт.	НН, км	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
1		7	8	9					‘2 Д'!'		
2		8	9	10				Гз~Д		пт?	
3		9	9	11		Т			ПТ?		
4		10	8	12							[3X7"
5		9	7	10			[Т^		пт?		
6		8	9	11							
7		7	8	10							н
8		8	9	9			пт?				
9		7	8	8							
10		9	9	11			пт?			^Т?	
11		8	8	10	туз^						пт?
12		7	9	9					[3X4'		
13		8	8	8	3						пт?
14		7	9	10							
											
60		10	8	11							
	Всего	488	544	516							
О
— 2 км ВЛ 6-10 кВ восстановления (капстроительство или хозспособ);
ВН — напряжение 6-10 кВ, км
ТП — трансформаторная подстанция, шт
НН — напряжение 0,4 кВ, км
Таблица 2.12.6. Годовой план-график работ на ВЛ 35 кВ и выше
Таблица 2.12.7.
АО Энерго	Утверждаю:
наименование
Предприятие_______________________
наименование
Район(участок)____________________
наименование
Годовой план-график работ на ВЛ_________________
_________________________________________________________________на 20	 г. наименование____________________________________________________'	3
Масте р_________________________________________________________________
(фи.о., подпись, дата)
Хе РУ	Диспетчерское наименование ЛЭП и ТП
3	Л12
11	Л16
4	Л4
7	Л8
13	Л15
24	Л12
32	Л18
44	Л24
48	Л28
51	Л31
56	Л36
	Всего
Начальник РЭС
Примечани
В — объемы раб строительства
Годовые планы работ на ВЛ рекомендуется оформлять в виде:
•	планов-графиков работ по техническому обслуживанию и ремонту каждой ВЛ;
•	сводных планов (в денежном выражении) для ВЛ каждого класса напряжения с разбивкой по месяцам с указанием сводных объемов основных работ по капитальному ремонту.
•	планы-графики составляют в нескольких экземплярах (для мастера бригады централизованного обслуживания, службы линий, планового отдела и AO-энерго) и утверждаются ПЭС.
При составлении планов и планов-графиков учитывают сезонный характер отдельных видов работ.
Конструкционные изменения опор и других элементов ВЛ, а также способы закрепления опор в грунте выполняют только при наличии технического обоснования и с разрешения главного инженера ПЭС.
Все изменени объектов после и: кую документаци!
Ежемесячно е централизованног службы линий П объемов работ по ремонтных участь оценкой их качест
Капитальный установленные в з элементов и уело атмосферы и грун'
Таблица 2.12.7. Годовой график работ РЭС
Утверждаю:
Гл. инженер ПЭС или его заместитель
(ф и о , подпись)
.»_________________20._____г
Годовой график работ РЭС
№ РУ	Диспетчер-ское наименование ЛЭП и ТП	Объем РУ			Месяцы												Восстановление 0.4-10 кВ, км
		вн, км	тц ШТ,	НН, км	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	И	12	
3	Л12	9	9	11											©		
11	Л16	8	9	11			и										
4	Л4	9	9	Ч	□	1											
7	Л8	7	9	9		ы											2--^2
13	Л15	6	5	8													
24	Л12	7	6	9													
32	Л18	6	4	7													
44	Л24	5	4	7													
48	Л28	6	5	8													
51	Л31	7	6	9								©					
56	Л36	10	5	8													
	Всего	60	71	98													-^16
Начальник РЭС _____________________________________
(ф-и о . подпись, дата)
Примечание.
В — объемы работ (км) по восстановлению ВЛ, выполняемые по плану капитального строительства
Все изменения на действующих ВЛ, а также технические данные новых объектов после их приемки подлежат немедленному занесению в техническую документацию.
Ежемесячно в сроки, установленные руководством ПЭС, мастера бригад централизованного обслуживания ВЛ и инженерно-технические работники службы линий ПЭС или РЭС обеспечивают сдачу-приемку выполненных объемов работ по каждой линии 35 кВ и выше или работы, выполненные на ремонтных участках с соответствующим оформлением в планах-графиках и оценкой их качества в актах приемки.
Капитальный ремонт ВЛ или отдельных ее участков выполняют в сроки, установленные в зависимости от конструкции ВЛ, технического состояние ее элементов и условий эксплуатации — природных условий, агрессивности атмосферы и грунтовых вод, состояния грунтов и др.
Ремонтные работы на ВЛ выполняют по специальным инструкциям (типовым, местным) или по технологическим картам, или по схемам производства (проектам организации) работ, утвержденным главным инженером ПЭС [15, 16,21,22,23, 24, 29 и др.].
Определение необходимого числа бригад, транспортных средств, механизмов, распределение отдельных видов работ между бригадами возлагается на лицо инженерно-технического персонала, руководящее выполнением капитального ремонта ВЛ.
Каждая бригада, работающая на ВЛ, выполняет по возможности весь комплекс ремонтных работ. Капитальный ремонт ВЛ или ее участков выполняется в короткие сроки, в полном объеме и без недоделок. При работах с отключением ВЛ все подготовительные работы выполняют до отключения линии. По окончании капитального ремонта ВЛ мастера и ИТР ПЭС (РЭС) обеспечивают приемку работ и определение качества выполненных работ с составлением акта.
При составлении годового графика работ при их распределении по месяцам учитывают виды работ в зависимости от времени года. Например, замену опор, проводов и аналогичные работы на участках ВЛ, проходящих по полям, планируют на осень, зиму или раннюю весну, чтобы исключить потравы посаженных сельскохозяйственных культур.
На основании годового графика составляют месячный план работ (табл. 2.12.8).
Таблица 2.12.8. Месячный план-отчет работ на ВЛ
Месячный план-отчет работ на ВЛ _______________________________________________________20___ г.
Наименование (номер) линии
Наименование работы
Единица измерения
Норма на единицу, чел-ч
Количество
План
Отчет
Номер опоры, пролета
3атРа’ Коли-
Номер опоры, пролета
3-----При-
Зэтрэ- меча. ты, ние чел-ч
ИТОГО:
затраты на техническое обслуживание затраты на ремонтные работы
ВСЕГО
Начальник службы, района (участка)_____________________________________
(ф и о., подпись, дата)
Мастер.
(ф.и о 5 подпись, дата)
При составлении годового графика и месячного плана работ учитывают выявленные в течении предшествующего года неисправности и дефекты, а также результаты осмотров, проверок, измерений, выполненных при подготовке к капремонту (табл. 2.12.9 и 2.12.10)
Таблица 2.12.9. Журнал неиправностей ВЛ
АО энерго__________________________________________________________________________________________
наименование
Предприятие________________________________________________________________________________________
наименование
Район (участок)____________________________________________________________________________________
наименование
Журнал неиправностей ВЛ
Дата обнаружения неисправности	Место и сущность неисправности, обнаруженной при осмотрах, замерах и ревизиях	Мероприятия по устранению неисправности	Срок устранения, подпись	Дата выполнения мероприятий	Подпись производителя работ или мастера
					
Таблица 2.12.10
АО энерго_______________________________
наименование
Предприятие_____________________________
наименование
Район (участок)_________________________
наименование
ВЕДОМОСТЬ НЕИСПРАВНОСТЕЙ, ПОДЛЕЖАЩИХ УСТРАНЕНИЮ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ ПЛАНОВОМ РЕМОНТЕ ВЛ кВ__________________________________________________________
наименование
Наименование работы	Единица измерения	Количество	Номер и тип опоры, пролета
1	2	3	4
			
Мас-
тер_
(ф и.о., подпись, дата)
2.12.2.	Охрана и требования к трассам ВЛ
Основные сведения. Трасса ВЛ это полоса земли, на которой сооружена ВЛ. Воздушные линии электропередачи состоят из следующих основных конструкционных элементов: опор различных типов и назначений для подвески проводов и грозозащитных тросов; фундаментов опор; проводов различных конструкций, марок и сечений для передачи по ним электрического тока; грозозащитных тросов для защиты линий от грозовых разрядов; штыревых изоляторов или гирлянд из подвесных изоляторов для изоляции проводов от заземленных частей опоры; линейной арматуры для крепления проводов и тросов к изоляторам и опорам, а также для соединения проводов и тросов; заземляющих устройств и разрядников для отвода токов молнии или короткого замыкания в землю.
На опорах ВЛ напряжением 35 кВ и выше на высоте 2,5...3 м должны быть следующие постоянные знаки:
□ порядковый номер и год установки — на всех опорах; на ВЛ 750 кВ, кроме того, на всех опорах, установленных в труднодоступной местности, и на каждой пятой опоре в других местностях в верхней их части должнен быть установлен знак с порядковым номером опоры размером не менее 400x500 мм;
1 номер ВЛ или ее условное обозначение (диспетчерское наименование) — на концевых опорах: на первых опорах ответвления от ВЛ, на опорах в месте пересечения ВЛ одного напряжения, на опорах, ограничивающих пролет пересечения с железными дорогами и автомобильными дорогами I...IV категорий, а также на всех опорах участков трасс с параллельно идущими ВЛ, если расстояние между их осями меньше 200 м. На двухцепных и многоцепных опорах ВЛ, кроме того, должна быть обозначена цепь;
□	расцветка фаз — на концевых опорах, на опорах, смежных с транспозиционными, на всех транспозиционных опорах ВЛ 750 кВ, на первых опорах ответвлений от ВЛ;
□	предупредительные плакаты — на всех опорах ВЛ в населенной местности, а в ненаселенной — как минимум через одну опору;
□	плакаты, на которых указаны расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи — на опорах, установленных на расстоянии менее половины высоты опоры до этих кабелей:
□	на стойках железобетонных опор несмываемой краской должна быть нанесена заводская маркировка с указанием проектного шифра стойки и кольцевые полосы (выше уровня грунта) с указанием расстояния от полосы до заглубленного конца стойки.
Опоры ВЛ, представляющие опасность для полетов самолетов и вертолетов, должны иметь сигнальное освещение (светоограждение) и дневную маркировку (окраску в виде перекрестных черных линий на белом фоне).
На опорах ВЛ до 20 кВ включительно на высоте 2,5...3 м должны быть следующие постоянные знаки:
□	порядковый номер и год установки — на всех опорах; на ВЛ 6-20 кВ кроме того должны быть номер ВЛ или ее условное обозначение;
□	на первых опорах по «выходе» ВЛ из РУ 6-20 кВ;
□	в месте пересечения с ВЛ одного класса напряжения;
□	при параллельном следовании двух и более линий;
□	на концевых опорах с кабельными вставками;
□	плакаты по ТБ и др.
Охрана ВЛ от повреждений осуществляется в соответствии с правилами охраны электрических сетей [2, 8, 9, 14] энергосистем и промышленных предприятий, утвержденных правительством Российской федерации. Правилами установлены охранные зоны вдоль ВЛ. В зависимости от напряжения ширина охранной зоны ВЛ ограничивается условными параллельными линиями, удаленными от крайних проводов на следующее расстояние:
Напряжение, кВ.........	0,4	6-20	35	110	150-230	330-500	750 1150
Расстояние, м ......... 2	10	15	20	25	30	40	55
Ширина просеки в лесных массивах и зеленых насаждениях при высоте насаждений до 4 м должна быть не меньше расстояния между крайними проводами плюс 3 м в каждую сторону от крайних проводов, а при высоте насаждений более 4м — не меньше длины траверсы опоры плюс расстояние, равное высоте основного лесного массива в каждую сторону от крайних проводов.
Отдельные деревья на просеке, превышающие восоту основного массива и могущие при падении задеть провода линии вырубаются.
На трассах ВЛ, проходящих через зеленые массивы (заповедники, сады, парки, зеленые зоны вокруг населенных пунктов, ценные лесные массивы, защитные полосы вдоль железных и автомобильных дорог, водных пространств и др.), периодически должна подрезаться крона деревьев, расположенных на краю трассы. Расстояния от проводов при их наибольшем отклонении до кроны деревьев по горизонтали должно быть не менее: 2м — для ВЛ 10 кВ; 3 м — для ВЛ 35-110 кВ; 4 м — для ВЛ 150-220 кВ; 6 м — для ВЛ 330-500 кВ; 7 м — для ВЛ 750 кВ.
При вырубке деревьев на трассе ВЛ следует обращать внимение на то, чтобы высота пней была минимальной, а сами пни были очищены от коры. Срубленные деревья, валежник, ветки должны быть сожжены вне охранной зоны или на краю трассы.
В пределах охранных зон и просек запрещается строить сооружения, выполнять земляные, строительные и монтажные работы, ставить стога сена и т.д. Однако
земля, находящаяся под ВЛ, не изымается у землепользователей и ее обычно обрабатывают под посевы и посадки. У землепользователей изымается только площадка под опорами линий. Землепользователь должен использовать землю в охранной зоне с обязательным соблюдением требований правил охраны электрических сетей.
ПЭС (РЭС) проводят комплекс мероприятий, обеспечивающих соблюдение посторонними организациями и гражданами правил охраны электрических сетей, и предотвращающих нарушение работы последних в результате посторонних вмешательств; вручение извещений и предупреждений о недопустимости проведения запрещенных работ в охранной зоне, проезда непосредственно под проводами ВЛ высокогабаритных машин, комбайнов, стогометателей и других высокогабаритных механизмов, возведение построек, сооружений, складирование материалов вблизи трасс ВЛ без согласования с эксплуатирующей ВЛ организацией, напоминаний о необходимости назначения лиц, ответственных за состояние трасс линий электропередачи на территории предприятий и выполнении инструктажа работников предприятий и организаций перед работами вблизи ВЛ, систематическом контроле за отсутствием работ в охранной зоне ВЛ.
Поэтому недопустимо наличие на трассах ВЛ скирд хлеба, ометов соломы, штабелей торфа, лесо- и пиломатериалов, складирование кормов и удобрений, топлива и других горючих материалов.
На трассах ВЛ недопустимо разведение огня; наличие на краю просеки отдельных деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ; недостаточная ширина просеки на трассе ВЛ; наличие под проводами деревьев и кустарника высотой 4 м и более; наличие растительности в зоне радиусом до 2 м, прилегающей к опоре; отсутстрие или неисправное состояние защиты оснований опор от ледохода, от размывания основания опоры талыми и дождевыми водами, от песковыдувания; неисправное состояние дорог, мостков и т.п.; отсутствие или неисправное состояние сигнальных знаков на переходах через судоходные реки и автомобильные дороги, сигнальных огней на высоких опорах, отбойных тумб для защиты опор от наезда транспорта, габаритных ворот на пересечениях с железнодорожными путями и др.
Чтобы не вызвать повреждений ВЛ запрещается набрасывать на провода, приставлять и привязывать к опорам и проводам посторонние предметы, влезать на опоры, бить изоляторы, разводить огонь вблизи линий электропередачи, производить снос или реконструкцию зданий и сооружений в местах, где проходят ВЛ, без предварительного их выноса по согласованию с организацией, эксплуатирующей электросети.
На автомобильных дорогах [...IV категорий с движением машин и механизмов высотой свыше 4,5 м и в местах пересечения дорог с линиями, устанавливаются сигнальные знаки, указывающие допустимую высоту движущегося транспорта.
Места пересечения линий с судоходными и сплавными реками организация, эксплуатирующая линии, обозначает трассу ВЛ специальными знаками.
При низовых пожарах на трассе, возникающих при обилии вблизи опор сухой травы, а также на торфяниках, может произойти загорание деревянных цельных стоек опор и деревянных приставок. Для предотвращения повреждений опор при низовых пожарах выполняют периодическую перекопку площадок радиусом 1 м вокруг стоек для ВЛ до 10 кВ, для ВЛ 35 кВ и выше — в соответствии с проектом ВЛ. Это мероприятие недостаточно эффективно, так как перекапывание земли способствует быстрому росту травы. Разработаны химические методы борьбы с загоранием опор от низовых пожаров. В тех случаях, когда подобные меры оказываются недостаточными, следует заменять деревянные приставки на железобетоные.
Предприятия электросетей не могут расчитывать на знание и безусловное выполнение населением требований Правил. Поэтому организация, эксп-лу-атирующая ВЛ, систематически проводит разъяснительную работу с населением и организациями, находящимися в охранной зоне ВЛ по правилам работы вблизи ВЛ и выступления по радио, в местной печати и т. п.).
Осмотры ВЛ производят для выявления возникающих на них дефектов и неполадок, дальнейшего их устранения и обеспечения нормальной работоспособности линий.
Периодические (плановые) осмотры ВЛ напряжением 0,4-750 кВ выполняют без подъема на опоры электромонтеры не реже одного раза в 6 месяцев. ВЛ, проходящие через населенные пункты, промышленные районы и в местах сильного загрязнения, рекомендуется осматривать чаще — один раз в 1...3 мес.
Особую опасность представляют несогласованные строительные и земляные работы под ВЛ, в ее охранной зоне и работы по сооружению и реконструкции других воздушных линий элекропередачи и линий связи в этой зоне.
При выполнении работ с применением грузоподъемных машин и механизмов возможно соприкосновение их с проводами. При касании каким-либо механизмом провода ВЛ напряжением 6-35 кВ, работающих с изолированной нейтралью, отключение линии не произойдет. При этом корпус машины окажется под фазным напряжением, которое может привести к смертельному поражению электрическим током водителей и стропальщиков.
При выполнении работ на трассе (кроме сельскохозяйственных, без применения грузоподъемных машин и механизмов) электромонтеру, производящему обход, необходимо проверить наличие у производителя работ разрешения на производство работ в охранной зоне и в случае его отсутствия (особенно, если работы угрожают безопасности работающих или нормальному состоянию линии) принять соответствующие меры по приостановлению работ.
Во время осмотров обращают внимание на общее состояние трассы, высоту зарослей, наличие отдельных деревьев на краю трассы, угрожающих падением на провода. Электромонтер тщательно осматривает каждую опору линии и проверяет, нет ли отклонения опоры и проседания грунта у оснований и
фундаментов опор, степень затяжки гаек болтов, наличие гаек болтов, отсутствие коррозии металлических опор и металлических деталей железобетонных и деревянных опор; наличие, количество и ширину раскрытия трещин железобетонных опор, общее состояние арматуры и изоляторов (отсутствие перекрытий изоляторов), правильное положение гасителей вибрации и другой защитной арматуры, наличие на опорах необходимых надписей и плакатов. В промежуточных пролетах и в зажимах гирлянд проверяют, нет ли обрывов отдельных проволок проводов или тросов, признаков перегрева соединителей, различного вида набросов на проводах и тросах, верхнюю часть опор, гирлянды изоляторов и арматуру осматривают в бинокль, который должен иметь электромонтер при осмотре линии.
Не реже одного раза в год осмотры линии или выборочно отдельных ее участков выполняет инженерно-технический персонал с целью проверки технического состояния линии лицами более высокой квалификации или для определения объема предстоящих ремонтных работ или для одновременной оценки работы электромонтеров, выполняющих периодические осмотры ВЛ.
Для оценки технического состояния ВЛ приведем табл. 2.12.11, где об-значены признаки дефектов элементов линий 6-35 кВ, снижающих их работоспособность.
Верховые осмотры ВЛ. При осмотрах с земли не всегда удается проверить состояние верхней части опоры, узлов крепления гирлянд к опоре, гирлянд изоляторов с арматурой и мест крепления грозозащитных тросов. Поэтому на ВЛ напряжением 35 кВ и выше с периодичностью не реже одного раза в 6 лет производится верховой осмотр линий с выборочной проверкой состояния проводов и тросов в зажимах. Выборочную проверку состояния проводов и тросов в зажимах рекомендуется выполнять один раз в 6 лет на линиях с пролетами более 120 м, не оборудованных защитой от вибрации, а на участках, проходящих по открытой местности, и на остальных линиях,— не реже одного раза в 6...8 лет.
Для проверки проводов в поддерживающих зажимах должна быть снята прижимная плашка (накладка) и провод вынут из зажима, аюминиевая лента, которой был обмотан провод, должна быть снята или сдвинута. В случае обна-ру-жения при выборочной проверке повреждения проводов в поддерживающих зажимах на линии должны быть осмотрены и проверены все поддерживающие, натяжные подвески и соединительные зажимы.
Тщательная проверка состояния проводов и троса обусловлена тем, что в местах выхода проводов из натяжных зажимов в результате вибрации повы-шается возможность их повреждения.
При повреждении нескольких проводов в зажиме нагрузка на каждый из оставшихся проводов возрастает, что приводит к их разрушению и обрыву.
При осмотре гирлянд и мест их крепления в траверсе тщательно проверяют отсутствие трещин в фарфоре, шапках изоляторов и в деталях арматуры, наличие всех замков в сочленениях изоляторов, шплинтов в деталях арматуры.
Таблица 2.12.11. Основные дефекты, повышающие вероятность аварийного отключения ВЛ 6—35 кВ
Наименование (характеристика) дефекта	Работа по устранению дефекта	Срок устранения дефекта	Вероятность отказа объекта в течении года
Трасса Работы в охранной зоне ВЛ посторонних организаций без )разрешения ПЭС	ЗЛ Прекратить работы	Немедленно	0,9
Наличие дерева на краю охранной зоны ВЛ, угрожающее падением на провода	Вырубка дерева	При техническом обслуживании (ТО)	0,5
Оползень (вблизи опор имеется смещение грунта в результате оползня)	Перенос опоры	При капитальном ремонте (КР)	0,5
Опора вблизи проезжей части на расстоянии меньше установленного нормами Крепление опоры, траверсы, к;	Установка отбойной тумбы эюка. изолято	ПриКР ра, провода	0,7 1,0
Выпадение крюка (штыря)	Закрепление крюка	При ТО	
Ослабление крюка (штыря)	— «—	При КР	0,6
Срыв штыревого изолятора	Установка и закрепление изолятора	При ТО	1,0
Обрыв вязки провода	Замена вязки	При ТО	1,0
Повреждение крепления шлейфа (ослабление, коррозия, искрение контакта в шлейфе)	Замена шлейфа Замена коепле-	При ТО	0,8
Повреждение крепления кабельной концевой муфты (ослабление, повреждение крепления муфты кабельной вставки или ввода в распределительное устройство и др.) Приставка, стой Загнивание (загорание) деревянной приставки или стойки, подкоса и уменьшение их диаметра, допускаемого нормами	ния муфты ка, подкос Замена приставки, стойки, подкоса	При КР При КР	0,6 0,8
Оголение арматуры железобетонной стойки (скол защитного слоя бетона с оголением стержней продольной арматуры выше допускаемого нормами) Траверса, крюк. Разрушение траверсы	Замена стойки изолятор Замена траверсы	При КР При ТО	0,6 1,0
Излом крюка, штыря	Замена крюка, штыря	При ТО	1,0
Скол изолятора (сколы на поверхности изолятора суммарной площадью свыше 1 см2)	Замена изолятора	При ТО	0,6
Загрязнение изолятора (загрязнение поверхности изолятора, видимое с земли)	Замена изолятора	При КР	0,8
Разрушение изолятзра	Замена изолятора	При ТО	1,0
Табл. 2.12.11. Окончание
Наименование (характеристика) дефекта	Работа по устранению дефекта	Срок устранения дефекта	Вероятность отказа объекта в течении года
Провод, кабельная вставка			
Обрыв проволок верхнего повива провода, вспучивание — фонарь, «барашек» на проводе	Вырезка дефектного участка или установка ремонтной вставки	При КР	0,7
Соединение провода скруткой в промежуточном пролете	Установка соединителя	ПриКР	0,8
Провисание провода на пересечении (уменьшение расстояния по вертикали от провода до пересекаемых проводов, объектов ниже допустимого нормали)	Перетяжка провода	При КР	1,0
Загрязнение изолятора муфты	Замена изолятора	При КР	0,8
Повреждение муфты (корпуса, течь кабельной массы и др.)	Замена муфты	При ТО	0,8
Разрушение изолятора муфты	Замена муфты	При ТО	1,0
Коррозия провода с уменьшением диаметра провода на 10% и более	Замена провода	ПриКР	0,7
Дефект шлейфа (обрыв проволок провода, коррозия провода, недостаточная или завышенная длина шлейфа) Разъединители,	Замена шлейфа разрядники	ПриКР	0,7
Шунт поврежденного разъединителя	Замена разъединителя	Немедленно	1,0
Повреждение привода разъединителя	Замена привода	—»—	1,0
Дефект контактов разъединителя	Замена разъединителя	При ТО	0,7
Загрязнение изолятора разъединителя	Замена изолятора	При ТО	1,0
Разрушение разрядника	Замена разрядника	При ТО	0,7
Одновременно при верховых осмотрах линий проверяют наличие ржавчины и состояние защитного покрова металлических опор. На основании проверок устанавливают необходимость в покраске опор.
На воздушных линиях напряжением 0,4_10 кВ верховые осмотры производят по мере необходимости. Широкое распространение получил метод верхового осмотра без отключения линии. Электромонтеры, допущенные к этим работам, должны пройти специальный курс обучения.
Для проведения верховых осмотров с отключением линии привлекают достаточное количество бригад, руководство которыми осуществляют опытные мастера.
Внеочередные осмотры, организуемые по распоряжению диспетчера, производятся после автоматического отключения ВЛ. При этом выявляют неисправности, которые могут возникнуть после стихийных явлений или в условиях, приводящих к повреждениям ВЛ (сверхрасчетный гололед, ледоход и разливы рек на участке ВЛ, находящихся в поймах, пожары вблизи ВЛ, ураганы, оползни, обвалы, «пляска» проводов и тросов, туманы и моросящие дожди в зонах загрязнения и т.п.). Внеочередные осмотры проводят также после автоматического отключения ВЛ в результате действия релейной защиты. По усмотрению руководства ПЭС (РЭС) они могут быть проведены и после успешного повторного включения. Внеочередные осмотры ВЛ после автоматического отключения следует производить с учетом показаний приборов, определения мест повреждений и действий релейной защиты.
При выполнении внеочередного осмотра после отключения или успешного повторного включения ВЛ основное внимание должно быть обращено на выяснение причины отключения или появления «земли» и на определение места и объема повреждения. При этом необходимо тщательно осмотреть места пересечения отключившейся ВЛ с другими ВЛ и линиями связи в целях обнаружения следов оплавления на них и отметить неисправности, угрожающие целостности ВЛ и жизни людей.
Внеочередные ночные осмотры проводят для выявления коронирова-ния, опасности перекрытия изоляции или возгорания деревянных опор при сырой погоде (мелком моросящем дожде, тумане, мокром снегопаде) на участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению, для контроля исправности световых знаков, установленных на высоких опорах.
По интенсивности коронирования изоляторов определяют степень их загрязненности. Наличие на изоляторах следов разрядов желтого или белого цвета, временами охватывающих всю гирлянду изолирующей подвески, является признаком приближающегося перекрытия и требует принятия срочных мер по очистке или замене изоляции. При ночных осмотрах ВЛ напряжением 35-110 кВ в случае достаточной токовой нагрузки могут быть выявлены также неисправные контактные соединения. Во время дневных осмотров они могут быть выявлены с помощью тепловизоров. При обнаружении на высоких опорах отсутствия свечения сигнальных знаков должна быть срочно исправлена электропроводка и заменены неисправные светильники.
Периодические и внеочередные осмотры производятся путем обхода, а также с использованием наземных транспортных средств (бригадный осмотр, когда обходчиков развозят в конец линии и потом собирают их), самолетов, вертолетов. Лица, выполняющие осмотры, обязаны на месте принять все возможные меры для устранения обнаруженных нарушений Правил охраны электрических сетей и принятых соответствующих решений местных органов власти, а также немедленно доложить руководству или дежурному диспетчеру ПЭС (РЭС) о неисправностях, которые могут привести к повреждению ВЛ (используя радиосвязь, телефонную и другие виды связи).
18 Справочник по злектр. сетям юм 2
545
После окончания осмотра ВЛ электромонтер заполняет листок осмотра (табл. 2.12.12), куда заносит все выявленные дефекты и неисправности.
Таблица 2.12.12
АО энерго_____________________________
наименование Предприятие___________________________
наименование Район (участок)_______________________
наименование
ЛИСТОК ОСМОТРА ВЛ кВ_________________________________________________
наименование
Вид осмотр а____________________________________________________
Таблица 2.12.13
_______[ру
Обледенен кающие в | осаждения зания пере ной воды
Сложные <
Номер опоры, пролета
Замеченные неисправности
Обледенен кающие в осаждения зания мок]
Осмотр произведен от опоры № до опоры
№___________
on г	(ф но.)	(подпись)
Листок осмотра принял (подпись?
«»20___________ г.
Примечание. Вместо листка осмотра рекомендуется применять поопорный план ВЛ 0,4-35 кВ, где должны быть указаны все наблюдаемые дефекты при осмотре элементов и узлов линий Дефекты заносят на план с помощью условных знаков.
Наблюдения за образованием гололеда. Гололед представляет собой образование на проводах слоя твердых атмосферных осадков в виде чистого льда со средней плотностью 0,75 г/см3, изморози (кристаллических осадков с плотностью 0,1...0,2 г/см3), мокрого снега и смеси этих осадков. Наиболее часто гололед на проводах и тросах наблюдается при температуре воздуха близкой к 0 °C, когда оттепели сменяются похолоданием (табл. 2.12.13).
На интенсивность обледенения влияет высота расположения проводов. При увеличении расстояния от земли возрастает скорость ветра и увеличивается содержание переохлажденной воды в воздухе, что способствует увеличению размеров гололедных отложений.
На основани правочные коэфс гололеда. Согласи к высоте 10 м со<
Расположение цен элементов круно средних точек зог опор ВЛ над повер:
Коэффициент...
На размеры г Чем больше диг увеличения диам коэффициенты в з
Диаметр пров Коэффициенл
Согласно ПУ здесь только для
Карты по голе раз в 10 лет. При толщина стенки гс 22 мм и более. Рг
Таблица 2.12.13. Классификация наиболее существенных видов обледенения неизолированных проводов
Группа	Вид	Разновидность
Обледенения, возникающие в результате осаждения и замерзания переохлажденной воды	Зернистая изморозь	Иглообразная Веерообразная Пла-стинчатая
	Гололед	Гребнеобразный Овалообразный Футлярообразный Волнистообразный
Сложные отложения	Зернистая изморозь Гололед на зернистой изморози Ряд чередующихся слоев гололеда и изморози	—
Обледенения, возникающие в результате осаждения и замерзания мокрого снега	Отложение мокрого снега Замерзшее отложение мокрого снега	
На основании обобщения экспериментальных данных предложены поправочные коэффициенты для учета влияния высоты на толщину стенки гололеда. Согласно СНиП значения поправочных коэффициентов по отношению к высоте 10 м составляют:
Расположение центра тяжести
элементов крунового сечения и средних точек зон конструкций опор ВЛ над поверхностью земли, м	5	10	20	30	50	70	100
Коэффициент................... 0,8	1	1,2	1,4	1,6	1,8	2
На размеры гололедных отложений оказывает влияние диаметр провода. Чем больше диаметр, тем меньше интенсивность отложений. По мере увеличения диаметра также снижается закручивание провода. Введенные коэффициенты в зависимости от диаметра провода имеют следующие значения:
Диаметр провода, элемента, мм	5	10	20	30	50	70
Коэффициент............... 1,1	1	0,9	0,8	0,7	0,6
Согласно ПУЭ коэффициент на провода и тросы не вводится и приведен здесь только для понимания процесса гололедообразования.
Карты по гололеду составлялись для стенок, имеющих повторяемость один раз в 10 лет. При этом территория страны делилась на пять районов, в которых толщина стенки гололедных отложений составляла соответственно 5, 10, 15, 20, 22 мм и более. Районы, где толщина стенки составляла 5 и 10 мм считались
слабогололедными, 15 и 20 мм — сильногололедными, 22 мм и более — особогололедными. В новой редакции ПУЭ (7-е издание) период повторяемости определен в 25 лет. При этом устанавливается восемь районов по гололеду с интервалом в 5 мм:
Район по гололеду	I	II	III	IV	V	VI	VII Особый
Толщина стенки гололеда, мм, не менее.......... 10	15	20	25	30	35	40 45 и более
Отложение гололеда могут вызвать разрегулировку проводов и тросов и их сближение между собой, сближение проводов и тросов при их подскоке вследствие неодновременного сброса гололеда, «пляску» проводов, обрыв проводов и тросов, разрушение опор, перекрытие линейной изоляции ВЛ при таянии гололеда из-за значительного снижения льдоразрядных характеритстик изоляторов.
При наблюдении за образованием гололеда определяют направление и скорость ветра с помощью анемометров и флюгера Вильда. Направление и скорость ветра определяется положением флюгарки, которая имеет возможность вращаться вокруг вертикальной оси над неподвижным указателем стран света, крестом румбов, расположенным в горизонтальной плоскости и ориентированным указателем с буквой N или С на север. Флюгарка состоит из двух пластинок (лопастей), раздвинутых на угол 120°, и противовеса. Вращаясь под действием ветра , флюгарка устанавливается противовесом навстречу ветра. При этом крест румбов позволяет определить направление ветра (по расположению противовеса флюгарки).
Скорость ветра измеряют по отклонению железной доски — доски Вильда, подвешенной в вертикальной плоскости на раме, которая благодаря механической связи с флюгаркой всегда располагается перпендикулярно к направлению ветра. Угол отклонения доски Вильда от вертикального положения измеряется специальным указателем, выполненным в виде дуги со штифтами. При легкой доске весом 200 г могут быть измерены скорости ветра до 20 м/с. Для измерения больших скоростей до 40 м/с применяют тяжелую доску весом 800 г. Кроме флюгера Вильда для определения направления ветра применяют ветровой конус.
Гололедообразования имеют разную форму и массу на единицу длины провода. Для расчета проводов, имеющих цилиндрическую форму, в качестве стандартной меры гололедообразования принята толщина стенки гололеда также цилиндрической формы, имеющего постоянную плотность, равную 0,6... 0,9 г/см2 (рис. 2.12.1). Толщина стенки гололеда связана с его массой соотношением (см. рис. 2.12.1):
, d [ёЙ Мг й = —+ J— + —
2 у 4 л/р 
МТ = nb(d + b)lp
(2.12.1)
где Мг — масса гололеда; р — плотность; I — длина промежуточного пролета.
Рис. 2.12.1. Провод с гололедной муфтой
В табл. 2.12.14 даны значения массы гололеда на проводе длиной в 1 м, диаметром 5, 10, 20 и 30 мм при плотности р = 0,9 г/см3 и стенке гололеда от 10 до 50 мм.
По формуле, приведенной выше, нетрудно, зная стенку гололеда и его плотность, определить его массу и, наоборот, зная массу, определить стенку гололеда.
Наблюдения за образованием гололеда. При наблюдении за образованием гололеда необходимо учитывать следующее" гололед на проводах, грозозащитных тросах и опорах ВЛ образуется в холодное время года в результате оседания на них переохлажденной воды, находящейся в воздухе в виде тумана, изморози, дождя или налипания мокрого снега. Образование гололеда может происходить интенсивно в течение непродолжительного времени.
Для своевременного обнаружения образования на ВЛ опасных гололедных отложений необходимо вести специальные наблюдения на отдельно выделенных участках ВЛ или специальных гололедных постах.
Гололедный пост для наблюдения оборудуют гололедным станком и двумя экспериментальными пролетами, расположенными под углом друг к другу и ориентированных к розе ветров. Гололедный пост должен быть расположен на открытом месте, вдали от построек и насаждений.
К наблюдению за образованием гололеда следует приступать: по указа-
Таблица 2.12.14. Масса гололеда при различных стенках гололеда и	диаметрах провода
Диаметр провода, мм	Стенка гололеда, мм	Масса гололеда, кг/м	Диаметр провода, мм	Стенка гололеда, мм	Масса гололеда, кг/м
	10	0,424		10	0,848
	20	1,414		20	2,262
5	30	2,969	20	30	4.271
	40	5,089		40	6,786
	50	7,775		50	9,896
	10	0,565		10	1,131
	20	1,696		20	2,827
10	30	3,393	30	30	5,089
	40	5,655		40	7,917
	50	8,482		50	11,310
нию диспетчера, получившего соответствующие предупреждения с метеорологической станции; с момента фактического образования гололеда на обслуживаемом участке. Измерения, проводимые при наблюдениях, должны производиться через короткие промежутки времени в зависимости от скорости нарастания гололеда и метеорологических условий.
При наблюдении за образованием гололеда следует фиксировать: вид отложения, диаметр (большой и малый) отложения, массу отложения, метеорологические условия — температуру воздуха, направление и скорость ветра, атмосферные явления. Измерения гололедных нагрузок следует производить при помощи специальных приборов — гололедографов или непосредственным взвешиванием и измерением образцов гололеда.
Средством обнаружения и сигнализации о величине гололедных отложений на проводах линий являются дистанционные сигнализаторы гололеда. Выпускаемые отечественной промышленностью дистанционные сигнализаторы гололеда состоят из трех блоков: датчика сигналов гололедных нагрузок, передатчика и приемника высокочастотных сигналов. Датчик нагрузок и передатчик устанавливают на опоре линии так, что нагрузка от массы провода передается на динамометр датчика, и при увеличении ее под действием гололеда происходит замыкание контактов, включающих передатчик, который в свою очередь, посылает сигнал в установленный, например, на подстанции приемник и последний сигнализирует о появлении гололеда.
Одна из разновидностей по конструкции и принципу действия такого датчика приведена в [4].
Однако область эффективного применения сигнализаторов гололеда ограничена. Датчик гололедных нагрузок может реагировать только на достаточно большие по массе отложения гололеда. В то же время «пляска» проводов чаще всего вызывается весьма небольшими по величине односторонними и неравномерными отложениями. Поэтому сигнализаторы гололеда неприменимы как средство сигнализации о появлении условий, могущих вызвать «пляску» проводов.
Приемка ВЛ в эксплуатацию.
Наблюдение за сооружением новых или реконструкцией* действующих ВЛ. При сооружении новых или реконструкции действующих ВЛ на территории, обслуживаемой ПЭС, которые предназначены для передачи в дальнейшем в эксплуатацию ПЭС, служба линий или РЭС обеспечивает технический контроль за этими объектами, в который входят следующие мероприятия: до начала работ проверяют проектную документацию на эти ВЛ и определяют достаточность изложенных в ней технических решений для обеспечения ее нормальной последующей работы; организуют по плану периодический технический надзор за производством строительных, монтаж
* Реконструкция — (далее по тексту) предусмотрены реконструкция, техническое перевооружение и модернизация ВЛ
ных и реконструктивных работ на весь период сооружения и реконструкции ВЛ.
При сооружении новой или реконструкции действующей ВЛ, имеющей принципиальные конструкционные отличия от эксплуатируемых ВЛ или применения новых методов монтажных и реконструктивных работ, руководство ПЭС направляет мастеров и электромонтеров на строительство или реконструкцию ВЛ для ознакомления с её новым оборудованием и практического освоения новых методов работ, инструмента и механизнов.
Для выполнения технического надзора за работами на этих ВЛ выделяют квалифицированных, с большим опытом работы мастеров, инженеров и электромонтеров ПЭС, которых тщательно инструктируют о порядке надзора, о наиболее часто встречающихся в эксплуатации ВЛ недостатках и др. Периодичность технического надзора за такими ВЛ устанавливает главный инженер ПЭС.
При проведении технического надзора за этими ВЛ, естественно, обращают особое внимание на выполнение скрытых работ (правильность заглубления железобетонных опор, установку предусмотренных в проекте ВЛ ригелей, фундаментов, тщательное уплотнение пазух в котлованах гравийно-песчанной смесью, отсутствие загнивших деталей деревянных опор, правильность монтажа контактных соединений проводов и тросов и др.).
Обо всех обнаруженных дефектах и недоделках при производстве работ на ВЛ представители ПЭС немедленно сообщают руководителям подрядных организаций для своевременного их устранения и в службу линий ПЭС или в РЭС.
Приемка ВЛ в эксплуатацию. По окончании работ строительномонтажная организация уведомляет ПЭС в письменной форме о готовности ВЛ к сдаче в эксплуатацию и включению под напряжение.
Запрещается приемка в эксплуатацию ВЛ с дефектами и недоделками строительства и монтажа, с отступлениями от утвержденного проекта, нормативных документов (стандартов, строительных норм и правил и т.п.) или состава пускового комплекса, не согласованными с заказчиком и проектной организацией, без проведения испытаний и проверки объектов, относящихся к ВЛ.
Для приёмки ВЛ в эксплуатацию назначают приемочную комиссию из представителей заказчика, генерального подрядчика, генерального проектировщика, органов государственного санитарного надзора, органов государственного пожарного надзора, органов по использованию и охране водных ресурсов, технической инспекции Совета профсоюзов, профессиональной организации заказчика и финансирующего банка.
В помощь приемочной комиссии создают рабочие комиссии с участием электромонтеров-линейщиков. Члены рабочих комиссий производят детальный осмотр (влезая на каждую опору) и составляют акты с перечислением обнаруженных дефектов и недоделок, которые своевременно устраняют строители.
Генеральный подрядчик предъявляет рабочим комиссиям следующую документацию:
•	список организаций, участвовавших в производстве строительно-монтажных работ, с указанием выполненных ими видов работ;
•	ведомость объектов, предъявляемых к приемке;
•	ведомость отступлений от утвержденного проекта; в ведомости перечисляются лишь важнейшие принципиальные отклонения с указанием причин, вызвавших эти отклонения, и ссылкой на акты, протоколы, заключения экспертизы и другие документы, их обосновывающие;
•	ведомость недоделок строительных и монтажных работ. Ведомость составляется до начала приемки, один ее экземпляр прилагается к сообщению о готовности ВЛ к приемке. Все не законченные строительством сооружения, непосредственно относящиеся к сдаваемой ВЛ, несмотря на то, что они представляют самостоятельные объекты, учитываются как недоделки и вносятся в отдельную ведомость;
•	комплект рабочих чертежей на строительство предъявляемой к приемке ВЛ, разработанные проектными организациями, с подписью лиц, ответственных за производство строительно- монтажных работ, о соответствии выполненных работ чертежам или внесенным изменениям в рабочие чертежи. Указанный комплект рабочих чертежей является исполнительной документацией;
•	паспорт ВЛ;
•	трехлинейная схема ВЛ с нанесением расцветки фаз, транспозиции проводов и номеров всех опор;
•	журналы работ по устройству фундаментов под опоры;
•	журналы работ по монтажу опор;
•	журналы по монтажу заземления опор;
•	акты приемки скрытых работ по фундаментам и заземлению опор;
•	журналы всех видов соединений проводов и грозозащитных тросов, в том числе и сварных;
•	журналы монтажа натяжных и ремонтных зажимов проводов и грозозащитных тросов;
•	журналы монтажа проводов и грозозащитных тросов в анкерованных участках;
•	акты (протоколы) измерений и осмотров переходов и пересечений, составленные строительно-монтажной организацией совместно с представителями заинтересованных организаций;
•	протоколы измерений заземляющих устройств опор;
•	перечень аварийного запаса материалов и оборудования, передаваемого на баланс эксплуатирующей организации.
Вся перечисленная выше документация после окончания работы рабочей комиссии хранится в ПЭС.
Эксплуатирующая организация помимо документации, перечисленной выше, предъявляет приемочной комиссии следующие материалы:
•	утвержденную проектно-сметную документацию, технический (техно-рабочий) проект, а также технические проекты отдельных участков ВЛ (сложных переходов, отдельных сложных участков трассы и т.д.);
•	акты рабочих комиссий о приемке ВЛ, зданий, сооружений, оборудования и ведомости отступлений от проекта и нормативных документов;
•	документацию по отводу земель под трассу ВЛ, согласованную с со-ответ-ствующими организациями;
•	перечень проектных организаций, участвовавших в проектировании ВЛ, предъявляемой к сдаче;
•	справку о соответствии фактической стоимости строительства ВЛ предусмотренной в утвержденном проекте;
•	справки проектных и строительно-монтажных организаций о применении на построенной ВЛ новых технических решений;
•	полный перечень (опись) документации, передаваемой эксплуатирующей организацией приемочной комиссии.
При оценке качества выполненных строительно-монтажных работ на при-ни-маемой в эксплуатацию ВЛ, определяют соответствие линии проекту и требова-ниям нормативно-технической документации, должны быть проведены выбороч-ные проверки и измерения, оформляемые технической документацией по приемке: опор и их элементов, проводов, элементов крепления линейной арматуры, устройств заземления и защиты от перенапряжений, соответствие нормам габаритов, пересечений и сближений с соседними линиями и другими инженерными сооружениями и др.
После устранения строительно-монтажной организацией всех недостатков и несоответствий с проектом выполняют повторный осмотр линии, составляют дополнительно акт. Приемочная комиссия определяет готовность ВЛ к передаче ее в эксплуатацию.
Включение ВЛ под напряжение производится оперативным персоналом энергосистемы по заявке и с разрешения председателя приемочной комиссии. Напряжение на линию подается толчком при минимальных уставках по току и времени на реле защит. Перед включением нагрузки линию фазируют с сетями энергосистемы.
Под нагрузкой ВЛ испытывают в течении суток. При положительных результатах испытания составляют акт о передаче ВЛ в эксплуатацию.
2.12.3. Техническое обслуживание опор
Проверка положения опор. Отклонения вертикальных частей опоры от нормального положения следует проверять по отвесу или геодезическими инструментами; положения горизонтальных частей опоры проверяют или на глаз, или геодезическими инструментами.
Повреждения и наклоны опор могут быть вызваны оползнями, ледоходами и снежными лавинами, наездами на них транспорта и других механических воздействий.
Одной из основных причин, вызывающих наклоны опор, является плохое закрепление опор в грунте, особенно в первые годы после установки. Под воздействием переменных ветровых нагрузок происходит расшатывание слабо закрепленной в грунте опоры. Вокруг основания образуются щели (пазухи), которые со временем увеличиваются, вследствие чего наклон опоры может достигнуть нескольких метров на уровне верха опоры. Такие наклоны наиболее характерны для одностоечных железобетонных и деревянных опор и могут вызвать поломку при нагрузках, значительно меньших, чем расчетные (табл.2.12.15).
Если нижняя грань (подошва) фундамента опоры находится выше уровня промерзания пучинистых грунтов, увеличение объема грунта при замерзании влаги приводит к подъему (выпиранию) фундамента и вызывает наклон опоры. При установке опор в зимнее время и засыпке котлована мерзлым грунтом, весной (в результате оттаивания грунта) происходит уплотнение засыпки и вокруг основания или фундамента опоры грунт оседает, что также ведет к наклону опор.
Наклоны и перекосы деревянных опор с приставками часто происходят вследствие ослабления проволочных бандажей, что может привести к смещению вниз стойки опоры, что вызовет наклон траверсы, уменьшение габарита и расстояния между проводом и опорой, к наклону стойки вдоль оси линии, увеличению изгибающего момента на опору и появлению неравномерного тяжения по проводам.
Под действием ветра и вибрации проводов металлические и железобетонные опоры могут вибрировать, что приводит к ослаблению креплений отдельных частей опоры. Так может произойти отворачивание гаек на болтах, соединяющих отдельные секции или детали между собой.
Ослабление крепления деталей деревянных опор может быть следствием высыхания древесины в жаркое время года или в сильные морозы.
На состояние болтовых соединений опоры большое влияние оказывает коррозия. Она может полностью уничтожить резьбу и привести к срыву гайки. Поэтому металлические части деревянных и железобетонных опор и особенно детали крепления гирлянд изоляторов должны быть надежно защищены от коррозии, что особено важно в зонах химических уносов промышленных предприятий и вблизи морских побережий.
Таблица 2.12.15. Допустимые отклонения опор*
Наименование	Предельное значение отклонения опор		
	деревянных	металлических	железобетонных
Отклонение опоры от вертикальной оси вдоль и поперек ВЛ (отношение значения отклонения верхнего конца стойки опоры к ее высоте)	1:100	1:200	1:100 (без портальных опор) 1:150 (для одностоечных опор)
Отклонение опоры поперек оси ВЛ (выход из створа): для деревянных и одностоечных железобетонных опор при длине промежуточного пролета, м: до 200 вкл. свыше 200 для одностоечных металлических опор при длине промежуточного пролета, м: до 200 вкл. свыше 200 до 300 вкл. свыше 300 для портальных металлических опор на оттяжках при длине промежуточного пролета, м: до 250 вкл. свыше 250 для портальных железобетонных опор	100 мм 200 мм	100 мм 200 мм 300 мм 200 мм 300 мм	100 мм 200 мм 200 мм
Отклонение опоры вдоль оси ВЛ от проектного пикета	±5 м	±5 м	±5 м
Уклон, траверсы (отклонение от горизонтали) Разворот траверсы относительно линии, перпендикулярной оси ВЛ (для угловой опоры относительно ВЛ, перпендикулярной к биссектрисе угла поворота трассы) для одностоечных опор Смещение конца траверсы от линии, перпендикулярной к оси траверсы Разность отметок траверс в местах крепления их к стойкам портальной опоры	1:50 5°	100 мм 100 мм	1:100 (для одностоечных опор) 100 мм (горизонтальное смещение траверсы) 80 мм
Смещение стоек портальной опоры от проектной оси трассы Отклонение от проектного расстояния между стойками портальной опоры Разность отметок между местом сопряжения траверс (стыков) и осями болтов, служащих для крепления траверс к стойке портальной опоры Отклонение оси траверсы портальной опоры с тросовыми оттяжками от горизонтальной линии при длине траверсы Z, м: до 15 более 15	—	1:150 Z 1:250 1	±50 м ± 100 м 50 мм
* СНиП 3.05.06-85 и СНиП 3.03.01-87
Для защиты деталей опор от коррозии применяют болты, обработанные в заводских условиях оцинковкой или их покрывают атмосферостойкими антикоррозионными красками или смазками.
На опорах ВЛ 35 кВ и выше на высоте 2,5...3,0 м должны быть следующие постоянные знаки:
•	порядковый номер и год установки — на всех опорах;
•	номер ВЛ или ее условное обозначение — на концевых опорах, на первых опорах ответвления от ВЛ, на опорах в месте пересечения ВЛ одного напря-жения, на опорах, ограничивающих пролет пересечения с железными дорогами и автомобильными дорогами I...V категорий, а также на всех опорах участков трассы с параллельно идущими ВЛ, если расстояние между их осями менее 200 м. На двухцепных и многоцепных опорах ВЛ, кроме того, должна быть обозначена цепь.
•	расцветка фаз — на концевых опорах, на опорах, смежных с транспо-зи-ционными, на всех транспозиционных опорах ВЛ 750 кВ, на первых опорах ответвлений от ВЛ;
•	предупредительные плакаты — на всех опорах ВЛ в населенной местности;
•	плакаты, на которых указаны расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи, — на опорах, установленных на расстоянии менее половины высоты опоры до этих кабелей.
Кроме того, на стойках железобетонных опор несмываемой краской должна быть нанесена заводская маркировка с указанием проектного шифра стойки и кольцевые полосы (выше уровня грунта) с указанием расстояния от полосы до заглубленного конца стойки.
Опоры ВЛ, представляющие опасность для полетов самолетов и вертолетов, должны иметь сигнальное освещение (светоограждение) и дневную маркировку (окраску), выполненную в соответствии с ПУЭ.
На опорах ВЛ 0,4 кВ указывают порядковый номер и год ввода в эксплуатацию.
На опорах ВЛ 6-10 кВ указывают порядковый номер и год ввода в эксплуатацию, а также ее номер или наименование: на первой опоре около распределительного устройства, из которого она «выходит» (РП, подстанция, ТП), на пересечениях с другими линиями одного напряжения, на ответвлениях от магистральной части.
Проверка загнивания древесных опор. Деревянные детали опор ВЛ изготавливают из сосны и лиственницы. Для элементов опор ВЛ 0,4-35 кВ, кроме траверс и приставок, допускается применение ели и пихты (табл. 2.12.16).
Деревянные опоры изготавливают из круглых бревен, длина которых от 4 до 13 м, наименьший диаметр тонкого конца (отруба) для стоек, приставок, траверс ВЛ 110-220 кв — 18 см, для ВЛ 0,4-35 кВ — 16 см (кроме прис-
Таблица 2.12.16.
Разь
Длина, м
6,5 и 8,5
7 и 7,5
9
11 и 16
13 и 18
3,5...5,5
6,5...9,5
И .13
тавок — 18 см), д деталей могут при! П-образных опор),
Наиболее отв< стойки с травер< сопряжения стой! а на траверсе — независимо от диа болт. Недостаткоь ускоренного загнг дартность формы полигонах энерго< загнивания.
Для обеспечен ее к приставке в > принимается равн угловых, а расстоя по проектам опор.
Бандажи для няться из мягкой с кается применени мм (при условии ]
Наименьшее ч женным в табл. 2
Бандажи стяп ледний способ пр< бандаж, выполнен! древесину, способ проволочный, где j
Таблица 2.12.16. Лесоматериалы круглые хвойных пород для опор ВЛ (ГОСТ 2463-83)
Размеры		Порода древесины	Сорт
Длина, м	Толщина, см		
6,5 и 8,5	20...32	Сосна и лиственница	3 (до 20 кВ)
7 и 7,5	22...36		2 (35 кВ и выше)
9	22...30		
11 и 16	20...27		
13 и 18	22...28		
	ВЛ сельскохозяйственного назначения		
3,5...5,5	16...26	Все породы	3 (0,4 -20 кВ)
6,5...9,5	16...24		
11. .13	16...24		
тавок — 18 см), для вспомогательных деталей опор — 14 см. Для отдельных деталей могут применяться бревна, распиленные вдоль (раскосы опор, траверсы П-образных опор), или прямоугольные брусья (траверсы, подтраверсные брусья).
Наиболее ответственными узлами этих опор являются места сопряжения стойки с траверсой и стойки с приставкой. Для обеспечение плотного сопряжения стойки с траверсой в стойке делают врубку стандартной формы, а на траверсе — подтес. Форма врубки обеспечивает надежное крепление независимо от диаметра траверсы и позволяет снизить нагрузки на крепежный болт. Недостатком такого метода сопряжения деталей является возможность ускоренного загнивания древесины в местах врубок и затесов. Однако стандартность формы врубок позволяет делать их в заводских условиях или на полигонах энергосистем до пропитки древесины, что снижает возможность загнивания.
Для обеспечения вертикального положения стойки и плотного прилегания ее к приставке в месте их сопряжения делают подтесы. Длина сопряжения принимается равной 1,7...2 м для промежуточных опор и 1,5 м для анкерных угловых, а расстояние между бандажами соответственно 1,25... 1,5 и 1,5 м или по проектам опор.
Бандажи для сопряжения приставки со стойкой опоры должны выполняться из мягкой оцинкованной проволоки (катанки) диаметром 4 мм. Допускается применение для бандажей неоцинкованной проволоки диаметром 4 мм (при условии покрытия ее асфальтобитумным лаком).
Наименьшее число витков бандажа принимают равным по данным, изложенным в табл. 2.12.17.
Бандажи стягивают скруткой или болтами с фасонными шайбами. Последний способ предподчтительней и рекомендуется к применению, так как бандаж, выполненный скруткой, натягивает внешние витки сильнее и они рвут древесину, способствуя проникновению влаги и гниению, особенно верхний проволочный, где усилия от воздействия стойки больше.
Таблица 2.12.17. Наименьшее число витков проволочного бандажа в зависимости от диаметра проволоки
Диаметр проволоки бандажа, мм	Число витков бандажа, шт.	
	ВЛ 0,4-10 кВ	ВЛ 35-220 кВ
4	10	12
6	8	10
8	8	8
Средний срок службы древесины одностоечных опор для ВЛ Европейской части РФ приведен в табл.2.12.18, а средние показатели механической прочности древесины при влажности 15% — в табл.2.12.19.
Таблица 2.12.18. Средний срок службы деревянных одностоечных опор для ВЛ в Европейской части РФ
(лет)
Порода древесины	Наличие пропитки	Вид грунта				
		Глина	Супесь	Песок, гравий	Болото	Скала
Сосна	Пропитанная	6...7	6	5	9... 10	—
Сосна	Непропитанная	6	4	4	9...10	6
Ель, пихта	— «—	3...4	4...5	3...4	5...7	—
Лиственница	— «—	8...10	7...10	6...9	11. .15	7
Таблица 2.12.18. Средние срок механической прочности древесины при влажности 15%
Порода древесины	Предел прочности, кг/см2, при		
	сжатия вдоль волокон	статическом изгибе	скалывании вдоль волокон
Сосна обыкновенна	414	758	69
Сосна кедровая	358	358	60
Лиственница	548	987	91
Ель	390	703	63
Пихта сибирская	344	603	58
На ВЛ 0,4-10 кВ ограниченно применяют составные клееные деревянные опоры, изготавливаемые из сосновых (реже из еловых) брусков толщиной и шириной от 21...25 до 180... 190 мм со 100% пропиткой антисептиками и склеиванием деталей. Их возможные сечения приведены на рис.2.12.2.
Примечание. Наиболее целесообразным сечением, удовлетворяющим условиям механической прочности при наиболее эффективном использовании древесины, это сечения в) и г).
Рис. 2.12.2. Сечения и профиль деревянных клееных опор
а — коробчатый; б — пластинчатый; в — швеллерный; г — двутавровый; д — крестообразный; е — однотавровый; ж — трапецеидальный; з — квадратный; и — круглый; к — колцеобразный
Нормы браковки древесины. Деревянные детали опоры бракуют, если измеренный диаметр здоровой части древесины DK (или эквивалентный диаметр при внутреннем загнивании [5] меньше или равен норме браковки £)6, т.е. DK<D6.
Нормы браковки и периодичности замены деревянных деталей опор приведены в табл. 2.12.20.
Нормы браковки стоек и приставок опор для перехода через инженерные сооружения принимают на 3 см больше, чем указано в таблице, а нормы браковки раскосов опор ВЛ 35-110 кВ принимают на 3 см меньше, чем стоек у верхнего бандажа. Нормы браковки вспомогательных деталей опор 35-110 кВ не устанавливаются и принимаются по решению лиц, ответственных за эксплуатацию ВЛ.
Среднегодовое снижение диаметра здоровой части загнившей древесины определяют по опыту эксплуатации и принимают из расчета 1 см/год в местах со среднегодовой температурой до 4 °C и влажностью 75% и 1,5 см/год в более теплых и влажных местах.
При наличии загнивания допустимый диаметр здоровой части лревесины опор в расчетном сечении Do определяется по формуле
^0=ЧасчЗи^=С7)расч, У ^расч
(2.12.2)
где £>расч — расчетный диаметр в опасном сечении, принимаемый по чертежу опоры, см; Ко — допустимый эксплуатационный запас прочности древесины (см. табл. 2.12.20); /Срасч — расчетный запас прочности древесины, принимаемый, исходя из значения временного сопротивления, равного 420 даН/см 2; С — коэффициент износа (табл. 2.12.21).
Таблица 2.12.21. г I
<
Таблица 2.12.20. Нормы браковки и периодичности замены деревянных деталей опор ВЛ 35—110 кВ
Вид опоры	Напряжение ВЛ, кВ	Районы с нормативными		Нормы браковки, см			Рекомендуемая периодичность проверок и замены деталей опор, лет
		толщиной стенки гололеда, мм	скоростным напором ветра, даН / м2	приставок и стоек у земли	стоек у верхнего бандажа и выше	траверс	
Одностоечные и А-образные	35	5...15	До 65	27	24	15	3
АП и П-образные без ветровых связей	35-110	5...10	До 50	24	21	15	3
АП и П-образные с ветровыми связями:	35-110						
с проводами сечением до 120 мм2		5...10	До 50	15	15	15	6
с проводами сечением более 120 мм2		5...10	До 50	18	18	18	6
независимо от сечения		5...10	65...80	18	18	18	6
проводов		15...20	До 80	18*	18*	18	3
Одностоечные опоры (стойки и приставки) П- и А-образные опоры (стойки, приставки) Сложные опоры (стойки, раскосы, подтраверсные ( Траверсы опор всех типо Прочие детали
Опора (детаж
* Нормы распространяются также на районы с нормативным скоростным напором ветра более 80 даН/м2 при нормативной толщине стенки гололеда 5..20 мм и на районы с нормативной толщиной стенки гололеда более 20 мм при нормативном скоростном напоре ветра до 80 даН/ м2.
Проверка древесины на загнивание состоит из осмотра и простукивания деталей по всей их длине, измерения глубины загнивания в опасном сечении и в местах, наиболее подверженных загниванию (рис. 2.12.3, 2.12.4).
Осмотром определяют наличие наружного кругового загнивания древесины и местного загнивания — отдельных очагов гнили и трещин, где может возникнуть глубокое и быстрое загнивание. Простукиванием определяют наличие загнивания сердцевины: частый звонкий звук характеризует неповрежденную древесину, глухой звук указывает на ниличие в ней загнивания. Простукивание следует выполнять в сухую погоду при положительной температуре воздуха.
Проверку загнивания проводят у основания опор (цельностоечные опоры, подкосы, приставки) на уровне земли, и на опорах с железобтонными приставками — в месте сочленения стойки с приставкой (особенно в зоне верхнего бандажа, где усилия на опору максимальны) у верхнего торца стойки — первый раз после ввода в эксплуатацию через 3...6 лет, далее — не реже 1 раза в 3 года. Проверку загнивания выполняют также перед каждым подъемом на опору.
Определение загнивания деревянных опор у основания выполняют без снятия напряжения с ВЛ, как правило, после полного просыхания поверхности земли. Для выполнения измерений откапывают основания деревянной опоры
Примечания с параметрами, не соответ путем по действительным климатические условия) 2 по лесистой местности и снижено до 1, значение к 3. Для всех промежуточн, глухими поддерживающи! населенной местности) £)р1 работы ВЛ 4. Для проме пересечениях и в населе определяются по условия! значений О0 принимается
н в
Примечани!
Сечения: А-А — т В—В — на траверсе в м подкосов.
Рис а и б — одностоечная oi
замены
овкн, см		Рекомендуемая
‘У его жа не	траверс	периодичность проверок и замены деталей опор, лет
	15	3
	15	3
	15	6
	18	6
к	18 18	6 3
Таблица 2.12.21. Эксплуатационные коэффициенты запаса прочности и коэффициенты износа деревянных опор
Опора (деталь)	Сосна, лиственница			Ель и пихта		
	Ко	С		Ко	С	
		при нормаль-ном режиме	при аварийном режиме		при нормаль-ном режиме	при аварийном режиме
Одностоечные опоры (стойки и приставки)	1,4	0,75	0,9	2,0	0,85	1,0
П- и А-образные опоры (стойки, приставки)	1,2	0,70	0,85	1,4	0,75	0.9
Сложные опоры (стойки, приставки, раскосы, подтраверсные брусья)	1,0	0,65	0,8	1,3	0,72	0,85
Траверсы опор всех типов	1,4	0,75	0,9	—	—	—
Прочие детали	1,0	0,65	0,8	1,2	0.7	0,85
Примечания: 1. При отсутствии проектных данных опоры или применении типовых опор с параметрами, не соответствующими данной линии, величина £>рич, должна быть определена расчетным путем по действительным характеристикам линии (пролет, сечение проводов и грозозащитных тросов, климатические условия) 2 Для промежуточных опор, расположенных на участках трассы ВЛ, проходящих по лесистой местности и ущельям, значение Ко для всех деталей опор, кроме траверс, может быть снижено до 1, значение коэффициента износа С может, быть снижено в нормальном режиме до 0,65 3. Для всех промежуточных опор с выпускающими поддерживающими зажимами, а также для опор с глухими поддерживающими зажимами (за исключением опор, установленных на пересечениях и в населенной местности) £>расч и соответственно 0о определяются только по условиям нормального режима работы ВЛ 4 Для промежуточных опор с глухими поддерживающими зажимами, установленными на пересечениях и в населенных местностях, а также для всех анкерных и угловых опор Ора,, и О,, определяются по условиям как нормального, так и аварийного режимов работы ВЛ и из полученных значений Do принимается большее
и скоростным напором 5...20 мм и на районы с ном скоростном напоре
осмотра и просту-гнивания в опасном (рис. 2.12.3,2.12.4).
) загнивания древе-[ трещин, где может ванием определяют вук характеризует на ниличие в ней погоду при положи-
ьностоечные опоры, с железобтонными )й (особенно в зоне юрхнего торца стой-..6 лет, далее — не акже перед каждым
1ния выполняют без :ыхания поверхности [я деревянной опоры
Примечание.
Сечения: А—А — на глубине 30...40 см ниже уровня земли; Б—Б — на уровне земли; В—В — на траверсе в месте сочленения; Д—Д — в местах закрепления распорок, раскосов и подкосов.
Рис. 2.12.3. Опасные сечения деревянных опор
а и б — одностоечная опора без подкоса и с подкосом; виг — П-образная опора без приставок и с приставками; д — П-образная опора с раскосами
а	бег
Рис. 2.12.4. Загнивание деталей деревянных опор
а — наружное круговое загнивание, б — наружное одностороннее загнивание, в — внутреннее кольцевое загнивание, г — внутреннее одностороннее загнивание
(приставки) на глубину не менее 50 см, а в песчанных грунтах, где загнивание может быть и на более большей глубине — на глубину 60...70 см.
Измерение глубины загнивания деталей, расположенных вертикально или наклонно (приставки, стойки, подкосы, раскосы) выполняют в трех точках окружниости под углом 120° (рис. 2.12.5) а деталей, расположенных горизонтально (траверсы, распорки и т.д.) — в двух точках окружности (сверху — в месте наибольшего загнивания и снизу — против первого).
Первое измерение по окружности вертикально расположенных деталей выполняют в месте предполагаемой (после осмотра и простукивания) наибольшей глубины загнивания.
Средняя глубина наружного загнивания определяется как среднее арифметическое значение глубин загниваниия, полученных при измерении в данном сечении. Диаметр оставшейся здоровой части древесины определяют вычитанием удвоенного значения среднего наружного загнивания из значения фактического диаметра детали.
Рис. 2.12.5. Размеры (см) и расположение ямок, выкапываемых вокруг приставки или цельной стойки опоры, при определении степени загнивания древесины опоры ниже уровня грунта
Измерения загнивания древесины.
С помощью щупа (шила). Щуп (рис. 2.12.6) с делениями через 0,5 см (шило) проникает через загнившие слои древесины и задерживается, встречая здоровый слой. Глубина проникновения щупа в древесину соответствует глубине загнивания.
Рис. 2.12.6. Щуп для контроля загнивания опор
Щуп вводят нажатием руки. Запрещается забивать щуп молотком или каким-либо другим инструментом.
Среднее значение наружного загнивания в опасном сечении определяется как среднее арифметическое значений глубины загнивания, полученных при измерении в данном сечении.
Рис. 2.12.7. Пустотелый бурав для определения глубины пропитки
1 — пробка; 2 — рукоятка-футляр, 3 — бурав, 4 — зонд
Диаметр оставшейся здоровой части древесины определяется вычитанием удвоенного значения среднего наружного загнивания из значения фактического диаметра детали.
С помощью пустотелого бурава (рис.2.12.7). Бурав представляет собой трубку с острыми краями, на внешней поверхности которой нанесена резьба. При ввинчивании бурава из древесины вырезается столбик, входящий внутрь трубки и остающийся в ней после вывинчивания бурава. Столбик извлекается (выталкивается) из трубки и по нему измеряется глубина загнивания древесины.
После вывинчивания бурава остается отверстие в древесине, которое должно быть заделано антисептической пробкой, чтобы не создавался очаг для развития загнивания древесины.
С помощью прибора типа ПД-1 (конструкция ЦВЛ Мосэнерго) — рис. 2.12.8. Прибор состоит из корпуса 1, в котором размещены внутренний цилиндр 2 и винт 6, заканчивающийся ручкой 8. Упор 9 на другом торце корпуса обеспечивает устойчивость прибора, а цепь 10 служит для закрепления его на детали опоры во время измерения. Внутри цилиндра находится пружина 3 и игла 4 с указателем 5. Игла перемещается в направляющих прорезях цилиндра.
Работа прибора основана на определении усилия, с которым игла проникает в древесину. Указатель по шкале показывает глубину погружения иглы в древесину. Деления на внутреннем цилиндре показывает усилие, с которым игла прокалывает древесину.
Рис. 2.12.8. Прибор ПД—1 для измерения глубины загнивания древесины путем прокалывания (конструкция ЦВЛ Мосэнерго)
1 — корпус; 2 — внутренний цилиндр; 3 — пружина; 4 — цепь; 5 — игла, 6 — упор;
7 — указатель; 8 — гайка; 9 — винт; 10 — ручка
Прибор обеспечивает максимальное углубление иглы в гнилую древесину на 100 мм, а в незагнившую — на 80 мм. Наибольшее давление по шкале усилий — 700 Н. Максимальное усилие, которое нужно для прокалывания здоровой древесины, равно 300 Н.
Для измерения глубины загнивания вращением ручки углубляют иглу прибора в древесину и по шкалам прибора отсчитывают значения углубления иглы и усилия. При наружном загнивании прокол детали продолжают до тех пор, пока усилие на рукоятке будет не больше 300 Н. Для обнаружения внутреннего загнивания древесины иглу прибора углубляют до прокола ею всей незагнившей части. Граница незагнившей части определяется по резкому (иногда с громким щелчком) падению усилия до 300 Н.
С помощью игольчатого бурава (рис. 2.12.9) — конструкция Латв-главэнерго. Прибор состоит из бурава 1, при ввинчивании которого в древе-
Рис. 2.12.9.Прибор для измерения глубины загнивания древесины с помощью игольчатого бурава
1 — шкала; 2 — игла; 3 — рейка со шкалой; 4 — пружина; 5 — пружина; 6 — шкала
сину вращающее усилие передается через пружину 2. При заглублении бурава пружина закручивается на угол, пропорциональный прилагаемомому усилию и степени прочности древесины. Этот угол фиксируется указателем на шкале 3, имеющей 12 делений. Деления 1...3 соответствуют гнилой древесине, деление 4 — крупнослойной мягкой древесине, браковать которую не следует. Остальные деления соответствуют здоровой древесине различной прочности. Для удобства шкала разбита на четыре одинаковых сектора.
Слой наружного загнивания прокалывается без вворачивания бурава. Усилия прокола определяются по другой шкале — 4 с двумя делениями, связанной с пружиной 5, которая при прокалывании сжимается. Значение заглубления бурава определяют по выдвижной рейке 6.
Средняя глубина наружного загнивания детали в каждом сечении определяется как средне арифметическое четырех измерений.
Диаметр здоровой древесины при наружном загнивании определяется вычитанием удвоенного значения средней глубины загнивания из значения фактического диаметра детали.
Подсчет механической прочности древесины опор ВЛ при внутреннем загнивании, производится в соотвествии с [5].
Отбраковку древесины выполняют в соотвествии с условиями, приведенными выше.
С помощью прибора ОЗД-1 — разработан в СКТБ ВКТ Мосэнерго. Прибор состоит из двух электронных частей — излучателя и приемника, которые при проведении контроля загнивания прикладывают с противоположных сторон контролируемого сечения детали. Ультразвуковые колебания, генерируемые излучателем, проходят через древесину и преобразуются в
приемнике в электрический сигнал. Ультразвуковые колебания в неповрежденной древесине распространяются почти без затухания, но поглощаются загнившей древесиной. В зависимости от степени поглощения колебаний установлено три состояния древесины, которым соответствуют три сектора индикатора приемника: зеленый, желтый и красный. Положение стрелки индикатора в зеленом секторе свидетельствует о том, что ультразвуковые колебания прошли через древесину — без затухания; положение стрелки в желтом секторе свидетельствует о наличии незначительного загнивания; положение стрелки в красном секторе свидетельствует о поглощении колебаний загнившей древесиной. Оценка степени загнивания древесины по положнию стрелки индикатора позволяет определить возможность допуска для подъема монтера на опору для выполнения работ.
Чтобы получить достоверный результат контроля с помощью прибора необходимо: обеспечить плотное прилегание датчиков прибора к поверхности древесины; работу с прибором производить в диапазоне температур окружающего воздуха 10...30 °C; древесина не должна быть влажной; участки древесины для контроля необходимо выбирать без видимых трещин. При необходимости (если есть сомнения в результате измерения прибором ОЗД-1) его результат следует проверить одним из выше приведенных способов.
По окончании замеров загнивания древесины заполняют ведомость измерений (табл. 2.12.22 и 2.12.23)
Таблица 2.12.22.
АО энерго___________________________________________________________________________________________
наименование
Предпри яти е_______________________________________________________________________________________
наименование
Район (участок)_____________________________________________________________________________________
наименование
Ведомость (журнал) измерений загнивания деталей деревянных опор на ВЛ кВ_________________________________________________________________
наименование
Опора №_________
Тип опоры___________________
Тип поддерживающего зажима Марка провода и грозозащитного троса_______________________
Минимально допустимые диаметры, см в опасных сечениях:
траверсы __________________________
стойки_____________________________
приставки _________________________
Наименование детали	Номер детали	Год установки	Номер сечения	Фактический наружный ди-аметр, см	20_ г.			Диаметр неповреж-денной час-ти, см	20_ г.		
					Замеры				Замеры		
					1	2	3		1	2	3
Траверса Стойка Приставка внутренняя Приставка наружная											
Табл. 2.12.22 продолжение
Наименование детали	Диаметр неповрежденной ча-ста, см	20_ г.			Диаметр неповреж-	20_ г.			Диаметр неповрежденной час-ти, см	20_ г.			Диаметр неповреж-
		Замеры				Замеры				Замеры			
		1	2	3	ти,см	1	2	3		1	2	3	ти, см
Траверса Стойка Приставка внутренняя Приставка наружная													
Данные по прочим деталям опоры. Производитель работ____________
(ф.и.о., подпись, дата)
Таблица 2.12.23. Оборотная сторона ведомости (журнала) измерений загнивания деталей деревянных опор
Год	Заключение по результатам измерений	Фамилия, имя, отчество, подпись
20... 20...		
20...		
АО энерго__________________________________________________________________________________________
наименование
Предпри яти е______________________________________________________________________________________
наименование
Район (участок)____________________________________________________________________________________
наименование
Техническое обслуживание металлических опор.
Коррозия металлических опор. Наиболее характерным дефектом металлических опор является коррозия. Она появляется под воздействием на металл воздуха и атмосферной влаги. Наличие в воздухе солей и кислот характерно для атмосферы в зоне химических комбинатов, крупных промышленных предприятий и морских побережий, что способствует усилению коррозии металла опор. В наибольшей степени корродируют горизонтально расположенные элементы конструкции, места стыков и сопряжения элементов, т.е. участки конструкций, в которых влага длительно задерживается и которые плохо обдуваются ветром. Развитие коррозии с течением времени может привести к уменьшению сечения металлических элементов конструкции, к снижению ее несущей способности и поломке опоры.
Технические требования к металлическим опорам. Отклонение оси траверсы от горизонтальной оси при сборке портальных опор допускается не более 1:150 длины траверсы при ее длине до 15 м и 1:250 при длине более 15 м, смещение конца траверсы от линии, перпендикулярной оси трассы, не должно быть более 100 мм; стрелы прогиба (кривизны) траверсы — 1 /300 длины траверсы; стрелы прогиба (кривизны) стоек и подкосов — 1 /750 их длины, но не более 20 мм, отклонение поясных уголков и элементов решетки (в любой плоскости) в пределах панели — не более 1/750 длины.
Жесткие требования предъявляются к котлованам, фундаментам и оттяжкам металлических опор. Фундаменты опор делятся на металлические подножники (использовались до конца 50-х годов, но еше находятся в работе), монолитные бетонные фундаменты, железобетонные грибовидные подножники, свайные железобетонные фундаменты, сваи, якоря и железобетонные анкерные плиты для крепления оттяжек опор [7, 14].
Оттяжки опор должны быть покрыты смазкой.
Тяжение в тросовых оттяжках опор при скорости ветра не более 8 м/с и отклонении опор в пределах допусков должно соответствовать проекту: для опор до монтажа проводов и грозозащитных тросов — в пределах 20...30 Н (2...3 тс); при подвешенных проводах и грозозащитных тросах — в пределах 20...50 Н (2...5 тс).
При эксплуатации ВЛ в зависимости от вида ремонта допускается уменьшение площади поперечного сечения троса оттяжки: до 10% при закреплении оборванных проволок бандажами; более 10 до 20% при установке ремонтных зажимов (с помощью гидравлического пресса ).
При уменьшении поперечного сечения троса оттяжки на более чем 20% оттяжка должна быть заменена.
Требования к фундаментам и подножникам металлических опор. Основные конструкции фундаментов металлических опор приведены на рис. 2.12.10...2.12.12.
Допуски на установку сборных фундаментов и свай приведлены в табл. 2.12. 24.
Отклонения от проектных размеров анкерных болтов, заложенных в монолитный фундамент, не должны превышать расстояния по горизонтали между осями болтов, устанавливаемых длд крепления одной ноги опоры, ± 10 мм; разность между верхними отметками анкерных болтов допускается 20 мм.
Дно котлована под анкерные плиты, служащие для укрепления оттяжек, должно быть выравнено шаблоном по проектному уклону. Отклонение от значения проектного уклона допускается в пределах 10%. Глубина заложения фундаментов должна соответствовать проекту. При полностью обводненных грунтах по согласованию с проектной организацией допускается уменьшение глубины заложения фундаментов при условии устройства обвалова-
oos
Рис. 2.12 10. Фундаменты металлических опор
а — монолитный фундамент; б — грибовидный подножник под свободностоящие опоры, в — грибовидный подножник под стойки с оттяжками; г — анкерная плита для крепления оттяжек опор.
б — железобетонная свая; е — винтовая свая; ж — винтовой стальной анкер,
3 — железобетонный ригель, и — пригрузочные плиты
Рис. 2.12.11. Фундамениы сборные железобетонные
а — марка ФК-I, Ф1 и др; б — марка ФЗ-АМ и др; в — марка Ф6-АМ; г — марка ФС-1 и др., 3 — марка ФС-А, в — марка ФС 1-А5НМ, ФС2-А5НМ; ж — марка ФК1 -О Ф4-0;
з — марка Ф1 Ф4 и ФК-1 Ф4-4
Таблица 2.12.24. Допускаемые вертикальные прогибы траверс металлических и железобетонных опор (СНиП 11-И.987)
Тип опоры	Допускаемые вертикальные прогибы траверс опор в нормальных режимах работы*	
	на консоли	в пролете
Все типы, кроме прямых промежуточных опор нормального типа Прямые промежуточные опоры нормального типа	1 — а 70 I — а 50	200^ Т50’/
* а — длина консоли траверсы; / — длина участка траверсы между точками ее крепления к стойкам
ния на недостающую глубину котлована.
Высота засыпки котлованов после установки сборных фундаментов должна приниматься с учетом возможной усадки грунта. При устройстве обвалования фундаментов, выступающих над поверхностью земли, откос должен иметь крутизну (отношение высоты откоса к основанию) не более 1:1,5. Уменьшение диаметра анкерных болтов, а также наличие зазоров между пятой опоры и фундаментом не допускается. Для фундаментов в виде металлических подножников характерны те же дефекты, что и для металлических опор. Но коррозия металлических подножников может происходить значительно быстее, в особенности под действием агрессивных грунтовых вод или различных солей в почве.
Дефект фундамента может вызвать серьезное повреждение металлической опоры.
Фундаменты, применяемые на линиях, расположенных в районах с агрессивными грунтами, должны быть защищены гидроизоляцией или изготовлены из сульфатостойкого цемента в соответствии с указанием СНиП 9-03-11 № 85.
Допускаются следующие отклонения размеров элементов фундаментов: ±5 мм — для поперечных размеров сечения, длины и высоты; ± 8 мм — для расстояний между анкерными болтами или отверстиями под болты в металлических деталях; ±5 мм — для высоты выступающих частей анкерных болтов; ±10 мм — по длине приставок.
Неисправности металлических опор и фундаментов: отсутствие условных обозначений (наименований) линий, нумерации опор, предупредительных плакатов по технике безопасности, наклон опор вдоль и поперек линии сверх допустимых норм, деформация отдельных частей опоры, отсутствие соосности стоек и подножников у опор с оттяжками; заглубление фундаментов опор, стоек железобетонных опор или приставок деревянных опор менее предусмотренного проектом; отсутствие или неправильная
установка ригелей, предусмотренных проектом; неудовлетворительная трамбовка грунта при установке опор; оседание или вспучивание грунта вокруг фундамента, оседание или выдавливание фундамента; опасные трещины, повреждения фундаментов; неплотное прилегание пяты опоры к поверхности фундамента; несоответствие диаметра гаек диаметрам анкерных болтов, приварка последних к пяте опоры вместо крепления гайками, отсутствие гаек на анкерных болтах; коррозия деталей опоры и металлических подножников, дефекты заклепочных и болтовых соединений; деформация элементов опоры и дефекты сварных швов; отсутствие болтов и гаек, недостаточная длина нарезки резьбы болтов; отсутствие защиты фундамента от песковыдувания и от действия агрессивных вод; отсутствие бетонирования анкерных колодцев на монолитных бетонных фундаментах; ослабление и повреждение оттяжек опор; нарушение креплений оттяжек к опоре и к фундаментам, неисправность устройств регулирования длины оттяжек; наличие на опорах птичьих гнезд и других посторонних предметов, создающих угрозу отключения ВЛ.
Контроль состояния металлоконструкций опор. В период эксплуатации ВЛ контроль технического состояния металлоконструкций опор выполняют путем их осмотров и обследований.
При осмотре металлических опор выявляют следующие неисправности и дефекты: деформация элементов опоры; коррозия деталей опоры; дефекты болтовых и заклепочных соединений; разрушение лакокрасочного или цинкового покрытия; неплотное прилегание элементов опоры друг к другу, несоответствие диаметров гаек диаметрам анкерных болтов, отсутствие гаек на анкерных болтах; повреждения металлоконструкций.
Детальный осмотр металлоконструкций опор ВЛ, проводимый при обследовании, надо начинать с основания опоры, постепенно поднимаясь вверх по стволу опоры. При этом выполняют очистку обследуемых конструкционных элементов от пыли и грязи (в основном это касается башмаков опорных зон опоры), а также от краски и продуктов коррозии. Одновременно выполняют необходимые измерения.
Измерение прогибов поясных уголков (рис. 2.12.12, табл. 2.12.25). Прогиб (искривление) поясных уголков в пределах панели измеряют металлической линейкой или штангенциркулем как наибольшее расстояние f от тонкой стальной струны диаметром 1 мм, натянутой вдоль контролируемого элемента до его грани. Струну на концах элемента закрепляют струбцинами. Металлическую линейку при измерении располагают в плоскости искривления элемента опоры. Вместо линейки можно использовать жесткий ровный стержень.
Техническое состояние погнутого элемента определяют путем сравнения отношения f/1, (где I — длина погнутого элемента) со значением предельно допустимого прогиба по нормативно-техническим документам.
Небольшие искривления уголков металлоконструкций, измеряются также, как было изложено выше. Вместо струны здесь можно применять деревянные ровные балочки или рейки, которые накладываются на искривленную полку
верительная трам-ние грунта вокруг 'пасные трещины, поры к поверхнос-анкерных болтов, и, отсутствие гаек ких подножников, I элементов опоры шая длина нарезки вдувания и от дей-)ных колодцев на :ние оттяжек опор; 1М, неисправность рах птичьих гнезд чения ВЛ.
период эксплуатаций опор выпол-
е неисправности и й опоры; дефекты [окрасочного или оры друг к другу, в, отсутствие гаек
эдимый при обсле-цнимаясь вверх по конструкционных 1аков опорных зон менно выполняют
2, табл. 2.12.25). I измеряют метал-е расстояние f от , контролируемого яют струбцинами, оскости искривле-□ жесткий ровный
г путем сравнения чением предельно гам.
«меряются также, (енять деревянные гривленную полку
Рис. 2.12.12. Прогибы элементов металлических опор а — прогиб поясного уголка;
б — местная погнутость элемента опоры
Таблица 2.12.25. Допускаемые прогибы элементов металлических опор и металлических деталей железобетонных опор
Наименование	Предельное значение допуска
Прогиб траверсы металлических и железобетонных опор Стрела прогиба (кривизна) стойки, подкоса металлической опоры Прогиб поясных уголков металлических опор, мм, в пределах панели элементов решетки в любой плоскости при длине панели (или раскоса): до 1 м от 1 до 2 м от 2 м и более Отклонение от проектной длины стоек и подкосов металлической опоры, мм, при длине стойки или подкоса: до 10 м более 10 м	1:300 длины траверсы 1:750 длины стойки или подкоса, но не более 20 мм Не более 2 Не более 3 Не более 5 ±15 ±30
уголка. С помощью линейки или рулетки измеряют наибольшее расстояние f между искривленной полкой уголка и рейкой.
Состояние болтовых соединений и заклепок проверяют с целью выявления недозатянутых болтов или отвинтившихся гаек, или ослабленных заклепок.
Для этого применяют молоток массой 0,2...0,5 кг. При ударе незатянутые болты издают глухой дребезжащий звук, а при прикосновении к ним рукой ощущается дрожание детали. Ослабленные соединения подтягивают.
Контроль за образованием трещин в сварных швах выполнят потому, что сварка деталей может быть выполнена с отклонениями от правильной технологии, режим сварки был выполнен с нарушением температуры сварки, присадочный материал был подобран неправильно, сам процесс сварки был выполнен менее квалифицированным сварщиком и др. Поэтому в сварных швах могут быть трещины. Они чаще всего появляются с одной стороны шва и могут привести к отрыву уголков, что может вызвать травматизм и несчастный случай с обслуживающим персоналом.
Для выявления трещин применяют лупу не менее секмикратного увеличения или молоток массой 0,5 кг. При ударе молотком по дефектному шву появляется дребежащий звук и трещина, если она есть, увеличивается и видна даже невооруженным глазом.
Наличие трещин в сварных швах, соединяющих отдельные детали металлоконструкций опор, недопустимо. Такие узлы крепления бракуют и усиливают при ремонте опоры.
Проверка состояния антикоррозионного покрытия металлических опор и подножников. При проверке антикоррозионного покрытия металлических опор и подножников необходимо выявить степень коррозии металла. В первую очередь проверке подлежат узлы и горизонтальные элементы опор, а также места крепления опор к фундаментам и верхние части металлических поднож-ников.
Особое внимание уделяют опорам вблизи морских побережий. Для определения состояния металла опор поврежденные места очищают от ржавчины, после чего штангенциркулем или кронциркулем и линейкой измеряют оставшееся сечение детали. Сравнивая результаты замеров с проектными сечениями детали, определяют величину ее износа.
Коррозия металлоконструкций опор бывает поверхностная (сплошная и язвенная) и щелевая.
Сплошная равномерная коррозия характеризуется равномерным по всей поверхности проникновением в глубь металла, т.е. уменьшением толщины сечения элементов. Этому виду коррозии подвержены все элементы опор, расположенные на расстоянии выше 1,5...2 м от уровня земли.
Язвенная коррозия характеризуется появлением на поверхности конструкций отдельных или множественных повреждений, иногда даже сквозных отверстий. Наиболее подверженны ей элементы, расположенные на расстоянии 1,5...2 м от уровня земли.
Щелевая коррозия характеризуется наличием значительных коррозионных поражений металла в щелях, зазорах, полузакрытых полостях, и накоплением в них уплотненных продуктов коррозии, что вызывает образование трещин в сварных соединениях, разрывы болтов и заклепок, отрывы элементов друг от друга. Этому виду коррозии подвергаются в основном узлы соединений элементов, выполненных внахлестку.
Толщину полок прокатных профилей можно измерять, как уже сообщалось выше, штангенциркулем, кронциркулем с линейкой и микрометром. Для измерения глубины язв используют индикаторный глубиномер.
Подготовку поверхности конструкций к измерениям с помощью инструментов выполняют путем зачистки в местах измерений металлическими щетками от пластинчатой ржавчины и противокоррозионного покрытия и затем шабером или шлифовальной бумагой до металлического блеска. По окончании измерений зачищенные места должны быть закреплены краской АЛ-177.
Проверка тяжения в оттяжках опор.
Основные технические требования к оттяжкам опор. Жесткость и устойчивость опор с шарнирно закрепленными стойками и оттяжками определяется тяжением в оттяжках. По условиям монтажа и нормальной эксплуатации начальное тяжение в оттяжках для промежуточных опор 220-330 кВ составляет 1...2 т, а для опор 500 кВ — 2...3 т.
Тяжение в тросовых оттяжках опор при скорости ветра не более 8 м/с и отклонении опор в пределах допусков должно соответствовать проекту: для опор до монтажа проводов и грозозащитных тросов — в пределах 20...30 кН (2...3 тс): при подвешенных проводах и грозозащитных тросах — в пределах 29...50 кН (2...5 тс).
При эксплуатации ВЛ в зависимости от вида ремонта допускается уменьшение площади поперечного сечения троса оттяжки: до 10% при закреплении оборванных проволок бандажами; более 10 до 20 % при установке ремонтных зажимов. При уменьшении сечения более 20% оттяжка должна быть заменена.
Оттяжки опор должны быть покрыты защитной противокоррозионной смазкой «Суперконт», ЦИАТИМ-201 и др.(см. табл. 2.12.26).
Контроль тяжения в оттяжках методом их свободных колебаний. Этот метод основан на зависимости между периодом свободных однопо-лупериодных поперечных колебаний оттяжки ти величиной тяжений в ней Т:
Т = 2Д^Г’	(2.12.3)
где I — длина оттяжки,м — равна расстоянию от верхней скобы (коуша) до точки крепления оттяжки к анкерным болтам; G— масса оттяжки, кг — куда входит масса самой оттяжки и смазки, если оттяжки смазаны. Расход смазки принят 15 г на погонный метр троса. Массу стержневых оттяжек
Таблица 2.12.26. Краткая характеристика защитных и герметизирующих смазок
Смазка	Состав	Назначение	Допускаемая температура, °C
Технический вазелин	Угле водородистая тугоплавкая смазка	Нейтральна к окисной пленке алюминия	95
Contacted HPG (Франция)	Универсальная тугоплавкая смазка. Содержит щелочь для растворения окисной пленки алюминия	Антикоррозионная защита контактов	125
АМС-1	Нейтральная смазка	Влагостойкая, не содержит щелочи, кислоты. Защищает поверхности контактов	100
ЦИАТИМ-221	Карбонатно-никелевая с органическим связующим	Защищает контакт от атмосферной коррозии	115
Суперконт	Медный порошок и активное антикоррозионное связующее	Герметизирует зону контакта	100 600
Экстраконт	Соли меди	Антикоррозионная защита подвижных контактов коммутационных аппаратов ножевого типа, для пропитки многожильных компенсаторов	125
устанавливают по данным, приведенным в рабочих чертежах опоры. Анкерные болты и детали крепления оттяжек при расчетах не учитывают. Оттяжки должны быть свободны от гололеда; g — ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с. По этой формуле до начала измерений строят график или подсчитывают зависимость силы тяжения в оттяжке от времени длительности 10 колебаний оттяжки при ее диаметре до 50 мм и длине 5...35 м. Для оттяжки каждого типа будет иметь место своя зависимость.
Операции по определению тяжения в оттяжках выполняют в следующей последовательности: возбуждают в оттяжке свободные однополуволновые колебания; определяют секундомером время длительности 10 полных колебаний; определяют по этому времени, с помощью графика или таблицы, значение тяжения в оттяжках.
Свободные однополуволновые колебания оттяжки — это колебания, имеющие в любой момент времени форму полуволны синусоиды. Они вызываются раскачиванием растяжки рукой в горизонтальном направлении, если рука расположена на оттяжке на расстоянии 1,9...1,5 м от анкерных болтов. Если после раскачивания оттяжки на ней вместо желаемых колебаний возникнут колебания высших гармонических составляющих, то оттяжку необходимо остановить и желаемые колебания возобновить вновь. За одно колебание оттяжки необходимо считать очередной ее возврат в положение начала раскачивания. Отжав оттяжку в начале процесса измерения, например, вправо, включают секундомер и отпускают оттяжку. После 10 ее полных колебаний секундомер отключают, зафиксировав время колебаний (рис. 2.12.13).
1ЫХ и
	Допускаемая температура, °C
4 плен-	95
щита	125
эжит ищает >в	100
' ат-	115
	100 600
ита комму- 1 ноже- 1 и мно- । оров	125
ках опоры. Анкер-читывают. Оттяж-ободного падения, троят график или времени длитель-лине 5...35 м. Для ь.
I
элняют в следую-ie однополуволно->ности 10 полных >ика или таблицы, I
о колебания, иметь. Они вызыва-аправлении, если анкерных болтов. IX колебаний воз-то оттяжку необ-ь. За одно колеба-юложение начала например, вправо, олных колебаний с. 2.12.13).
Г
Возможная ошибка при определении значения тяжения оттяжки данным методом не превышает ±5%.
Контроль с помощью индикатора ИН. Принцип действия индикатора ИН основан на измерении упругости натянутого каната (оттяжки). Если участок каната (оттяжки) прогибать сосредоточенной силой Р на постоянную величину стрелы прогиба /, то существует прямая зависимость между натяжением каната N и силой Р:
Р = f (М
Измеряя силу Р любым прибором^ например динамометром, можно определить натяжение каната.
Индикатор (рис. 2.12.14) состоит из динамометра растяжения 1 типа ДПУ-0,2/2, механизма нагружения с храповиком 2, стопором 3 и трех захватов 4 со скобами на концах: два захвата (крайние) на корпусе индикатора и один (средний) на механизме нагружения.
Рис. 2.12.13 Характер однополуволновых колебаний оттяжки и направление возмущающих сил
L — длина оттяжки, а — амплитуда колебаний. Р — возмущающая колебания сила
Рис. 2.12.14. Индикатор натяжения оттяжек опор линий электропередачи 1 — динамометр ДПУ-0,2/2; 2 — храповик; 3 — стопор; 4 — захват
Интервал диаметров стальных канатов измеряемых оттяжек — 12,5...25,5 мм, диапазон усилий натяжения оттяжек соответственно — 4000...60000 Н.
При измерении индикатор устанавливается захватами на трос, для чего выбирают чистый и неповрежденный участок каната оттяжки. Поворотом ручки на лицевой стороне ИН освобождается стопор.
Рукояткой храповика (в направлении от себя) средний захват механизма нагружения перемещается до выбора слабины — производится калибровка каната, что определяется по колебанию стрелки динамометра. Поворотом ручки стопор закрепляется на месте.
При необходимости, вращая шкалу динимометра, стрелка индикатора устанавливается на «0».
Индикатор готов к измерениям.
Рукоятку храповика перемещают в направлении от себя до тех пор, пока средний захват не упрется в упор. Стрелка динамометра при этом укажет значение натяжения каната оттяжки.
Для снятия индикатора поворотом гайки на рукоятке храповика переключают его на обратный ход. Передвигая рукоятку храповика на себя, освобождают ИН от нагрузки и снимают его с каната оттяжки.
Измерения выполняют при отсутствии на оттяжке гололеда и при ветре не более 5 м/с.
Результаты измерений тяжений в оттяжках опор ВЛ заносят в ведомости измерений (табл. 2.12.27).
На рис. 2.12.15 приведена оттяжка финского производства, предназначенная для опор ВЛ 0,4-10 кВ, т.к. с отечественными конструкциями оттяжек читатели могут ознакомиться в типовых проектах опор ВЛ 35 кВ и выше и в проектах интитута Сельэнергопроект (РОСЭП) для опор ВЛ 0,4-10 кВ [I том].
Техническое обслуживание железобетонных опор, приставок и фундаментов.
Требования к железобетонным опорам. Для железобетонных стоек опор допускаются следующие отлонения: по длине стойки ±25 мм; при толщине стенки от внешней поверхности до арматуры ±5 мм; смещение закладных частей по вертикальным отметкам ±10 мм; по кривизне стойки вдоль оси — не более 2 мм на 1м.
Толщина защитного слоя бетона должна быть:
•	для продольной рабочей арматуры (ненапрягаемой и напрягаемой, натягиваемой на упоры) — не менее диаметра стержня или каната арматуры;
•	для поперечной, распределительной и конструктивной арматуры — не менее диаметра указанной арматуры и не менее 10 мм при толщине конструкции до 250 мм.
Таблица 2.12.27.
Ведомость измерений тяжения в оттяжках опор на ВЛ кВ
наименование
Тип опоры:	Начальное тяжение по проекту:
Схема расположения оттяжек
Дата	Номер опоры	Номер оттяжки	Измеренное тяжение, кН (тс)	Заключение
				
Производитель работ_______________________________________________
(ф и о , подпись.)
(ф.и.о., подпись, дата)
Заключение составил.
Примечания:
1	Масса комплекта для крепления оттяжки к анкеру и опоре SH 51 (номер заказа 5024160-3) — 560 г
2	. Количество в упаковке — 25 шт
Рис. 2.12.15. Комплект оттяжки SH 51 финского производства
1 — зажим; 2 — комрлект втулок; 3 — замок; 4 — скоба; 5 — трос оттяжки
Поверхность элементов железобетонных опор, подножников, свай, предназначенных для установки в агрессивном грунте, должна иметь заводское гидроизоляционное покрытие. Для установки в грунт высокой степени агрессивности железобетонные изделия должны изготовляться на сульфатостойком цементе.
Проверка состояния железобетонных опор и приставок. Проверка наличия и ширины трещин в бетоне опор производится I раз в 6 лет. Размер трещин измеряется специальным оптическим прибором — микроскопом Бринеля, лупой Польди или металлической линейкой с ценой делений I мм в зависимости от ширины раскрытия трещин щели, размера раковины, выкола, скола или сквозного отверстия, применяются также приборы контроля арматуры ПКА-1М или АН-15 (табл. 2.12.28)
Таблица 2.12.28. Приборы и инструменты, применяемые при обследовании ж.б. опор
Наименование	Наименование
Бинокль 8... 10-кратный	Визуальный осмотр опор
Микроскоп Бринелля	Замер ширины раскрытия трещин
Приборы контроля арматуры и бетона: ПКА-1М, АИ-15, «Бетон-транзистор», УКБ-1М, УК-12П	Определение величины защитного слоя бетона, смещение каркаса арматуры, отступления от проектного положения стержней
Эталонный молоток Кашкарова	Определение прочности бетона
Теодолит	Замер отклонения опоры от проектного положения и искривления стоек
Щуп или металлическая линейка	Замер раковин, отколов
Зонд	Определение плотности грунтов засыпки опор
Глубина трещины, щели, раковины измеряется щупом или металлитчес-кой линейкой. При этом фиксируют также характер этих технических отклонений, размеры, направления относительно оси обследуемого изделия, количество в одном его сечении.
Измерение кривизн (прогиба) стойки (приставки) выполняют с помощью стальной струны диаметром 1 мм, натягиваемой вдоль прогнутой стойки в плоскости прогиба. Концы струны при этом закрепляют бандажами (струбцинами) наверху и внизу стойки. Значение кривизны измеряют линейкой, прикладываемой в месте наибольшего прогиба стойки, между натянутой струной и поверхностью опоры. Измерения выполняют, поднимаясь на стойку с помощью лазов или применяя телевышку, или гидроподъемник.
При осмотре оголенной арматуры изделия, ее очищают от возможной ржавчины, измеряют степень ее коррозии с помощью штангенциркуля, глубиномера, длину и диаметр оголенной арматуры в трех точках по ее сечению (среднее арифметическое от этих измерений составляет реальный результат измерения).
Качество заделки свободностоящих железобетонных опор в грунте имеет принципиальное значение для их последующей эксплуатации.
Отклонения железобетонной опоры от вертикальной оси снижает механическую прочность опоры. Установлено, что при наклоне только на 2° несущая способность опоры уменьшатся на 8... 10%. Поэтому при малейшем отклонении стойки опоры от вертикальной оси проверяют просадку грунта в месте заделки стойки опоры, наличие зазоров между стойкой и стенкой котлована отрытого ранее с помощью бурмашины, а также проверяют качество заделки опоры в грунте, плотность засыпанного в котлован грунта, наличие предусмотренных проектом опоры ригелей.
Качество крепления свободностоящей опоры и уплотнения грунта в котловане, проверяют с помощью зонда — стального заостренного стержня диаметром 10...20 мм и длиной не менее 2,5 м. Зонд вручную погружают в грунт с трех-четырех сторон от стойки на глубину до 2 м. По усилию, прикладываемому к зонду при его погружении, определяют плотность грунта около стойки опоры на разной глубине, наличие пустот в месте заделки. Одновре-мено прощупывают наличие ригелей и глубину их установки, если они были предусмотрены проектом. Если ригели не прощупываются зондом, то их наличие определяют, откапывая основание опоры. Если основание опоры откопали, то подниматься на нее с помощью лазов звпрещается.
Прогиб траверс железобетонных опор допускается на 1300 длины траверсы.
Для удобного наложения переносных защитных заземлений, обеспечения защиты железобетонных опор ВЛ 6-10 кВ от протекания токов однофазного замыкания на землю в Мосэнерго, начиная с 1994 года решено выпускать опоры и приставки с электродом заземления, выведенным из тела опоры и приставки (у опор выводятся два электрода: верхний — для защитного заземления, а нижний — для присоединения защитного бандажа, предназначенного для защиты опоры от токов однофазного замыкания на землю).
На рис. 2.12.16. приведены каркасы арматуры бетонной приставки и бетонной опоры 6-10 кВ.
Проверка состояния заземляющих устройств. Конструкции заземляющих устройств опор ВЛ.
Заземляющие устройства опор ВЛ состоят — из заземлителей, находящихся в грунте и заземляющих проводников, соединяющих заземляемые части опор с заземлителем.
В качестве заземлителей используют металлические проводники из круглой (диаметр не менее 10 мм) или из оцинкованной проволоки диаметром не менее 6 мм — их сечение должно быть не менее 35 мм2, и полосовой стали (табл.2.12.29), трубы, уголки, а также находящиеся в грунте элементы оснований металлических и железобетонных опор (подножники, фундаменты, части стоек). Заземлители могут быть контурными, подфундаментными, глубинными, протяженными.
Проектные значения сопротивлений заземляющих устройств опор ВЛ приведены в табл. 2.12.30. Отклонения проектного значения сопротивления заземляющего устройства опоры не должны превышать 10%. Заземлитель должен быть заменен, если разрушено более 50% его сечения.
На ВЛ с деревянными опорами рекомендуется выполнять болтовое соединение заземляющих спусков на высоте 2...2,5 м от земли; на металлических и железобетонных опорах соединение заземляющих спусков может быть выполнено как сварным, так и болтовым.
Неисправности заземляющих устройств, которые возможно выявить внешним осмотром, это повреждения или обрывы заземляющих спусков на опоре и у земли; неудовлетворительный контакт в болтовых соединениях
Таблица 2.12.29.
нулевых защигт
Место прокладки заземляющих проводников	Диамет круглы проводи ков, мь
В наружных установках	6
В земле	10
Таблица 2.12.30
Наименование
Опоры железобетонные которых подвешен грозе устройства грозозащит.
Опоры железобетонны населенной местности
Заземлители электрооб Разрядники и защитны! подстанциям с вращаю * ПУЭ и проект • 750 кв (ПВЛ-750)».
Рис. 2.12.16. Арматура приставки (а) и опоры (б), у которых модернизированы заземляющие проводники:
1 — контур опоры (приставки; 2 — арматура; 3 — закладной электрод
Условные обозначения:
С — место сварки; П — место крепления (привязки) электрода проволокой к арматуре; КВ — контактный вывод электрода заземления для защитного бандажа (КЗБ)
защитного троса с тельный контакт с бетонной опоры); заземления опоры опоре; разрушени ние заземлителей разрядников на от жутка заданному, Железобетонн меньше подверже! таллические частт толщина защитно! фундамента покры! ржавение арматур
У бетонных результате ударот
I
1
1
I
।
Таблица 2.12.29. Наименьшие размеры стальных заземляющих и нулевых защитных проводников
Место прокладки заземляющих проводников	Диаметр круглых проводников, мм	Проводники				
		прямоугольные		из угловой стали с толщиной полок мм	из стальных водогазопроводных труб с толщиной стенок, мм	из стальных тонкостенных труб с толщиной стенок, мм
		сечение, мм* 2	толщина, мм			
В наружных установках	6	48	4	2,5	2,5	2,5
В земле	10	48	4	4	3,5	Не допускается
Таблица 2.12.30. Проектные значения сопротивления заземляющих устройств опор*
Наименование заземляющего объекта	Удельное эквивалентное сопротивление земли р, Ом*м	Наибольшее сопротивление заземляющего устройства, Ом
Опоры железобетонные, металлические, деревянные, на которых подвешен грозозащитный трос или установлены устройства грозозащиты	До 100 вкл От 100 до 500 вкл. Св 500 до 1000 вкл	10 15 20
Опоры железобетонные и металлические ВЛ 35 кВ в населенной местности	Св. 1000 до 5000 вкл Св 5000	30 6-10“3 р
Заземлители электрооборудования на опорах 6-35 кВ	—	10
Разрядники и защитные промежутки на подходах ВЛ к подстанциям с вращающимися машинами	—	5
* ПУЭ и проект «Правил устройств воздушных линий электропередачи напряжением 750 кв (ПВЛ-750)».
защитного троса с заземяющими спусками или телом опоры; неудовлетворительный контакт соединения заземлителя с телом опоры (арматурой железобетонной опоры); превышение сверхдопустимого значения сопротивления заземления опоры; отсутствие скоб, прикрепляющих заземляющие спуски к опоре; разрушение коррозией контура заземляющего устройства; выступание заземлителей над поверхностью земли; дефекты в установке трубчатых разрядников на опорах, несоответствие размера внешнего искрового промежутка заданному, плохое закрепление рогов и др.
Железобетонные подножники, сваи и монолитные фундаменты значительно меньше подвержены разрушающему действию грунтовых вод, так как их металлические части защищены большим слоем бетона. В тех случаях, когда толщина защитного слоя бетона недостаточна — менее 30 мм, поверхность фундамента покрывают гидроизоляционным слоем битума, чтобы предотвратить ржавение арматуры подножников и свай.
У бетонных фундаментов чаще повреждается их надземная часть. В результате ударов чаще всего сельхозмашин об опоры происходят сколы
модернизированы
лектрод
оволокой к
। бандажа (КЗБ)
бетона. Появление трещин в надземной части фундамента приводит к попаданию в них влаги, расширению трещин при замерзании влаги и последующему выкрашиванию бетона. Нарушение технологии изготовления монолитных фундаментов приводит к их расслоению, обрыву верхней части фундамента и падению опор. К откалыванию бетона приводит также попадание и замерзание влаги в открытых колодцах вокруг анкерных болтов. При появлении трещин и сколов бетона фундаменты ремонтируют.
Основным дефектом анкерных плит являются трещины в металлических скобах для крепления оттяжек опор. Эти трещины могут быть вызваны нарушением технологии изготовления этих скоб на заводе. Разрывы скоб, имеющих трещины, приводят к падению опор. Выявление таких трещин является весьма сложным делом в условиях эксплуатации. Здесь необходимы внимание и опыт персонала.
При вводе линии в эксплуатацию монтажная организация после окончания монтажа заземляющего устройства (ЗУ) передает в эксплуатационную организацию (ПЭС):
•	схему заземляющего устройства;
•	исполнительные чертежи заземляющего устройства;
•	протоколы измерений удельного сопротивления грунта, где смонтировано заземляющее устройство;
•	протокол измерения сопротивления заземляющего устройства.
Эти исходные данные вносят в паспорт заземляющего устройства, где указывают дату включения в работу ЗУ, величину сопротивления ЗУ и при последующих измерениях дату осмотров и ремонтов. Паспорт заземляющего устройства приведен в табл. 2.12.31.
Требования к заземляющим устройствам. Заземлители ВЛ, как правило, должны находиться на глубине не менее 0,5 м, а в пахотной земле — не менее 1 м. В случае установки опор в скальных грунтах допускается прокладка лучевых заземлителей непосредственно под разборным слоем над скальными породами при толщине слоя не менее 0,5 м. При меньшей толщине этого слоя или его отсутствии рекомендуется прокладка заземлитея по поверхности скалы с заливкой их цементным раствором.
Присоединение опор ВЛ к заземляющим устройствам выполняют болтовыми креплениями с помощью отрезков полосовой стали, приваренных у металлических опор — к ногам опоры, а у железобетоных — к специальным выводам или заземляющим проводникам (спускам), соединенным с арматурой опоры. На деревянных опорах заземляющие проводники на высоте 2...2,5 м от земли должны иметь разъемные болтовые соединения.
Для контроля заземляющего устройства выполняют: измерения его сопротивления не реже 1 раза в 12 лет; выборочная проверка со вскрытием грунта для оценки коррозионного состояния элементов заземлителя, находящегося в земле; проверка наличия и состояния цепей между заземлителем и заземляемыми элементами, соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством — не реже 1 раза в 12 лет; измерения напряжения
Таблица 2.12.31.
Паспорт №______
заземляющего устройства 
1.	Проект выполнен_______________,______________________________________________
(наименование проектной организации)
2.	Дата выполнения заземляющего устройства______________________________________
3.	Дата включения в работу______________________________________________________
I.	Основные данные
1.	Место заложения заземления___________________________________________________
2.	Характеристика грунта________________________________________________________
3.	Тип электрода Количество электродов шт
4.	Размеры электрода: длина м;	наружный диаметр мм
5.	Глубина забивки (заложения) электродов м
6.	Расстояние между электродами мм
7.	Соединительные полосы: материал; ширина мм: толщина  мм
8.	Глубина заложения полос контура мм Примечани я:____________________________________________________________________
II.	Данные испытаний
Наименование величин	Размерность	Прпоек-	Дата			
		тные данные				
1. Установившийся ток к.з. на стороне кВ	А					
2. Сопротивление заземляющего устройства	Ом					
3. Максимальный потенциал заземляющего устройства	В					
4. Максимальное напряжение прикосновения	В					
5. Максимальное шаговое напряжение на подстанции 	 кВ	В					
6. Величина максимального потенциала, могущего быть внесенным (вынесенным) протяженными заземлителями (рельсы, трубопроводы и т.д.)	В					
7. Метод испытания						
Примечани я:_________________________________
прикосновения в электроустановках, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения; проверка (расчетная) соответствия напряжения на заземляющем устройстве требованиям после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 12 лет; в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли «фаза — нуль» — не реже 1 раза в 6 лет.
Измерения сопротивления заземляющих устройств на ВЛ выполняют после монтажа, переустройства и капитального ремонта; на ВЛ 110 кВ и выше при обнаружении на тросовых опорах следов перекрытия или разрушение изоляторов электродугой; на ВЛ 35 кВ и ниже — не реже 1 раза в 12 лет у опор с разъединителями, защитными промежутками, трубчатыми и вентильными разрядниками и у опор с повторными заземлителями нулевого провода — не реже 1 раза в 6 лет; выборочно на 2% железобетонных и металлических опор в населенной местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами — не реже 1 раза в 12 лет. Измерения выполняют в периоды наибольшего высыхания грунта или с учетом коффиниентов высыхания грунта, приведенных в табл. 2.12.32.
Таблица 2.12.32. Значение поправочного коэффициента Кс
Вид заземления	Глубина заложе-НИЯ (верхний конец), м	Кс при измерении в грунте		
		влажном	средней влажности	сухом
Лучевой	0,3	12	7	5
(поверхностный)	0,5	6,5	5	4,5
	0,8	3	2	1,6
Вертикальный (труба, уголок, стержень)	0,8	2	1,5	1,4
Для расчета сопротивлений железобетонных фундаментов рекомендуется использовать данные, изложенные в табл. 2.12.33.
Формулы в табл. 2.12.33 приведены для сопротитвления при частоте 50 Гц (Яп).
При протекании импульсного тока сопротивление определяется по формуле R„= аи/?п, где а„ — импульсный коэффициент, среднее значение которого равно 0,25...0,80 [51, с 590, 591].
Сопротивление составного заземлителя определяется по формулам: для частоты 50 Гц
(2.12.4) ^7
для импульсов	"П
"j, , ,	(2.12.5)
И
где Т], Т]и — коэффициенты использования заземлителей соответственно для частоты 50 Гц и импульсов.
Глубина укладки заземлителей в обычных условиях составляет 0,5...0,8 м и определяется глубиной высыхания грунта в течение грозового периода. Все соединения в подземной части выполняются сваркой.
Для вертикальных электродов рекомендуется выбирать стальные трубы диаметром 30...60 мм и длиной 2...3 м, а для горизонтальных электродов — стальную ленту толщиной не менее 4 и шириной 20...40 мм или круглую сталь диаметром 10...20 мм.
На рис. 2.12.17 приведены способы заземлений линейной арматуры на ВЛ 0,4 кВ для защиты от «заноса» высоких потенциалов по линии 0,4 кВ на электроустановки потребителей электроэнергии.
Проверка заземляющих устройств опор. В процессе работы ВЛ сопротивления заземлений опор и их элементов могут изменить (увеличить) свою величину. Это зависит от изменения сечений заземлителей (коррозия), увеличичения удельных сопротивлений грунта (высыхание, замерзание), механического пов-реждения заземлителей и обрыва заземляющих проводников (пахота, продав-ливание грунта механизмами). Поэтому заземляющие устройства периодически проверяют внешним осмотром и измерением значений их сопротивлений.
Таблица 2.12.33. Сопротивление растеканию токов в железобетонных фундаментах, используемых в качестве естественных заземлителей
Наименование естественного заземления
Геометрические размеры
Свайный фундамент
Сборный железобетонный фундамент
Ж?
Схема расположения фундамента
Расчетная формула	
Сопротивление одного фундамента (свая или поднож-ник)	Сопротивление всего фундамента
Лсв=Ы5р/п4/ "	2л/ d	/?, = ИГ)
R = пл 2О0 ’ ст 2л/ d R	_ ^CT	1 П0ДП Япл +	0,9	п /?подп

Примечание.
п — количество элементов
Рис. 2.12.17. Заземляющее устройство на деревянной опоре для защиты от «заноса» высоких потенциалов по линии 0,4 кВ:
а — опора с заземлением; б — верхушка опоры; в — скоба для крепления заземляющего проводника
1 — скоба для крепления заземляющего спуска;
2— труба заземления (при высоком сопротивлении грунта); 3 — место сварки
Внешний осмотр выполняют с целью проверки качества монтажа и соответствия сечения заземляющих проводников требованиям проекта и ПУЭ [ 1 ].
При внешнем осмотре заземляющего устройства могут быть выявлены следующие его неисправности: повреждения или обрывы заземляющих проводников (спусков) на опоре и у земли; неудовлетворительный контакт соединения заземлителя с телом опоры (арматурой железобетонной опоры); отсутствие скоб, прикрепляющих заземляющие проводники (спуски) к опоре; выступание заземлителей над поверхностью земли и др.
Измерение сечения проводников выполняют штангенциркулем, которое сравнивают с расчетным. Сечение заземляющих проводников S3n должно быть не менее:
5ЗП >	.	(2.12.6)
где / — ток замыкания на землю, А; Т — время отключения замыкания на землю (время действия основной защиты и время работы выключателя), с .
Снижение сечения из-за коррозии происходит в первую очередь непосредственно под поверхностью грунта. Поэтому при контроле заземляющего устройства в процессе эксплуатации обязательна выборочная проверка за
землителя с вскрытием грунта на глубину примерно 20 см. Коррозионные повреждения проводников на большей глубине, также в сварных соединениях выявляют при измерениях напряжений прикосновения и проверке металло-связей.
При визуальном контроле заземляющего устройства проверяют болтовые соединения, которые должны быть надежно затянуты, снабжены контргайками и пружинными щайбами.
Контактные соединения необходимо проверять в местах соединения грозозащитных тросов с опорами. Их проверяют осмотром, простукиванием, а также измерением переходных сопротивлений мостами типа ММВ, УМВ и МВУ или измерителями заземления М416 (МС-07 и МС-08), микроомметрами и по методу амперметра-вольтметра. Этими приборами можно также измерить удельное сопротивление грунта в первый год эксплуатации линии, если сопро-тивление заземления опор более 15 Ом.
Значение сопротивления контактов не нормируется, но практикой установлено, что качественное присоединение к заземлителю обеспечивается при переходном сопротивлении не более 0,05 Ом.
Измерения сопротивления заземления опор. Для измерения сопро-тив-ления заземляющих устройств ВЛ существует ряд приборов, различающихся областью применения, диапазонами измеряемых значений, схемами, помехоустойчивостью, частотой измерительного тока и др.
Измерение сопротивления заземляющих устройств опор может выполняться: со снятием напряжения или без снятия напряжения с ВЛ и с предварительным отсоединением грозозащитного троса от тела опоры ВЛ 6-1150 кВ (если трос подвешен на ВЛ без изоляторов) — при помощи приборов типа МС-07, МС-08, М-416, Ф-4103 и АНЧ-3; без снятия напряжения и без отсоединения грозозащитного троса от тела опоры ВЛ 35-110 кВ (независимо от способа крепления троса на опоре — с изоляторами или без них) при помощи прибора «Избот» или аналогичных ему. Прибор «Избот» уже давно применяется в энергосистемах. Сегодня Новосибирский электротехнический институт разработал более эффективную методику измерения сопротивления опор. Но она еще только внедряется в ПЭС.
Измерение сопротивления заземляющих устройств прибором типа М-416 (рис.2.12.18). Пределы измерений прибора от 0,1... 1000 0м. Он рассчитан для работы при температуре окружающего воздуха от -25 до +60 °C и относительной влажности окружающего воздуха до 95% при 35 °C. Прибор имеет четыре диапазона измерений: 0,1... 10 Ом; 0, 5...50 Ом; 2...200 Ом; 10... 1000 Ом.
Измерения выполняют по схемам (см. рис. 2.12.18) в зависимости от измеряемого сопротивления и точности измерения. В случае измерения по схеме, изображенной на рис. 2.12.18с, в результат измерения входит сопротивление провода, соединяющих зажимов 1, 2 и /?х. Поэтому такое включе-
Рис. 2.12.18. Измеритель сопротивления заземлений М—416: а — схема включения прибора; б — внешний вид
1...	4 — зажимы прибора, 5 — переключатель диапазонов измерения и видов контроля, 6 — рукоятка «Реохорд», 7 — регулятор чувствительности, 8 — винт корректора стрелочного индикатора, 9 — стрелочный индикатор, 70 — кнопка, 11 — шкала реохорда
ние используют, когда не требуется точного измерения, или при измерениях сравнительно больших (больше 1 Ом) сопротивлений. Независимо от выбранной схемы измерение необходимо проводить в следующем порядке:
а)	переключатель В1 установить в положение 1;
б)	нажать кнопку и, вращая ручку «Реохорд», добиться максимального приближения стрелки индикатора к нулю;
в)	результат измерения равен произведению показания шкалы реохорда на множитель, который приведен в [1]. Если измеряемое сопротивление окажется больше 10 Ом, переключатель необходимо установить в одно из 3-х положений: Х5, Х20, Х100 и проделать операции, указанные в пунктах б) и в).
Для грубых измерений сопротивления заземления и измерений больших сопротивлений зажимы 1 и 2 соединяют перемычкой (см. рис. 2.12.18ц) и прибор подключают к измеряемому объекту по четырехзажимной схеме. Это позволяет исключить погрешность, вносимую сопротивлением соединительных проводов и контактов.
Существенно меньшую погрешность (±1,5%) дает измерение специальным прибором МС-07 или МС-08. Прибор состоит из генератора переменного тока с ручным приводом и логометра, токовая и потенциальная рамки
которого включаются в схему измерений вместо амперметра и вольтметра соответственно. Шкала прибора МС-08 проградуирована в омах.
Для измерений используют вспомогательный и потенциальный заземлители — стальные стержни диаметром не менее 50 мм, забиваемые в грунт на глубину 0,5 м и гибкие изолированные провода сечением 1,5...2,5 мм2 для присоединения заземлителей к прибору. Потенциальный заземлитель называется зондом.
Измеритель заземления (рис. 2.12.19) располагают в непосредственной близости к испытываемому заземлению, вспомогательный заземлитель и зонд — соответственно на расстоянии 30 и 20 м от него. При измерениях зажимы /, и £„ замкнутые перемычкой, присоединяют к испытуемому заземлителю, к зажиму /2 присоединяют заземлитель, а к зажиму £2 — зонд.
Перед измерением выполняют компенсацию сопротивления заземления зонда, для чего переключатель П ставят в положение «Регулировка» и, вра-
Рис. 2.12.19. Измерения сопротивления заземления приборами МС—07 и МС—08: в — габаритный эскиз измерителя заземления МС—08, б — схема измерения сопротивления прибором МС—08, в — то же прибором МС—07
Г — генратор, П — прерыватель, 3 — зонд, 7?х — сопротивление заземляемого заземлителя, Зв — вспомогательный заземлитель, и /2, Е1 и Е2 — зажимы прибора, В — выпрямитель
щая рукоятку генератора с частотой 135 об/мин, поворотом головки переключателя пределов измерения 2 устанавливают стрелку прибора на красную отметку шкалы. Если это не удается, необходимо уменьшить сопротивление зонда.
Затем переключатель «регулировка — измерение» ставят в положение «Измерение», и при вращении генератора стрелка прибора указывает сопротивление испытуемого заземления.
При измерении необходимо, чтобы сопротивление вспомогательного заземлителя Зе не превышало 250 Ом. Это проверяют, пересоединяя концы проводов к испытуемому и вспомогательным заземлителям.
Во избежание искажения результатов измерения под действием рабочего тока следует располагать зонд и вспомогательное заземление перпендикулярно или под некоторым углом к оси линии. В противном случае приходится отстраиваться от наводимых посторонних напряжений путем установки стрелки индикатора с помощью корректора в нулевое положение при неподвижной ручке индуктора.
Чтобы сопротивление /?х находилось в пределах установленных норм при любых атмосферных условиях, измерения должны производиться в периоды наименьшей проводимости почвы, т.е. в сухой или промерзшей почве.
Измерение сопротивления заземляющего устройства проводят также методом амперметра — вольтметра, компенсационным и мостовыми методами.
Для измерения применяется переменный ток, так как при постоянном токе в местах соприкосновения электродов с землей (обладающей ионной проводимостью) возникает ЭДС поляризации, которая может внести ошибку в результаты измерения.
Наиболее простым является метод амперметра — вольтметра (рис. 2.12.20). Для измерения сопротивления заземляющего устройства два вспомогательных электрода 3 и ВЭ забивают в землю на глубину не менее 0,5 м. Минимальное расстояние между одиночным заземлителем или контуром заземления и вспомогательным электродом принимаются согласно рис. 2.12.20 по значениям тока и падения напряжения на испытуемом заземлителе определяется
сопротивление зазем.
По измеренному читывается напряже тока замыкания на зе
где Кс — сезонный к ренное значение соп] щий с заземлителя в
Для измерений у менного тока. При э’
Таблица 2.12.34. С
зс
Значение Структурное
I—	строение
д/Х •м грунта
Грунтовые воды
Однородный
10
Подстилающие породы, скальны
Рис. 2.12.20.
Схема измерения сопротивления заземления опоры:
1 — токоизмерительные клещи,
2 — тело опоры,
3— измерительный блок, 4 — зонд, 5 — заземляющий контур
Примечание
Сезонные коэфф в табл. 2.12.35.
Для увеличения няют приборы тип без отсоединения п
Принцип действ! в тросах вследствие стекающего через за напряжения на сопр
592
20 Справочник по электр сетям
>том головки пере-у прибора на крас-еньшить сопротив-гавят в положение рибора указывает помогательного за-ресоединяя концы м.
[ействием рабочего ie перпендикулярно :лучае приходится I установки стрелки при неподвижной
овленных норм при юдиться в периоды •зшей почве.
а проводят также и мостовыми мето-
iK при постоянном эладающей ионной жет внести ошибку
иетра (рис. 2.12.20). ва вспомогательных ),5 м. Минимальное уром заземления и . 2.12.20 по значе-4теле определяется
сопротивление заземлителя /?х, Ом по формуле: /?х = U /1
По измеренному значению сопротивления заземляющего устройства расчитывается напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю
U3 = Kc-R3-13 ,	(2.12.7)
где Кс— сезонный коэффициент сопротивления (табл. 2.12.34); /?,— измеренное значение сопротивления заземляющего устройства; /3— ток, стекающий с заземлителя в землю при однофазном замыкании на землю.
Для измерений указанным методом используются обычные приборы переменного тока. При этом погрешность измерений может достичь 10%.
Таблица 2.12.34. Сезонные коэффициенты Кс сопротивления
заземлителей
12.20.
I сопротивления
[Я опоры: тельные клещи, ) опоры, :льный блок, емляющий контур
Значение 4s, м	Структурное строение грунта	Яр по табл. 2.12.35	Сезонные коэффициенты в географических районах								
			Европейская часть южнее 48 параллели			Европейская часть и Западная Сибирь между 48 и 57-й параллелями, Ленинградская, Новгородская, Сахалинская обл.. Приморский край			Остальная территория России		
			при длин			е вертикальных элеК1			родов, м		
			0	30	50	0	30	50	0	30	50
	Грунтовые воды	3	1,4	1,3	1,0	1,5	1,5	1,1	1,1	1,9	1,2
		20	1,9	1,5	1,1	2,8	2,1	1,1	5,4	4,8	1,4
		50	2,0	1,6	1,1	4,0	2,2	1,1	10	8,5	1,4
	Однородный	3	1,1	1,1	1,0	1,4	1,1	1,0	2,0	1,4	1,0
10		20	1,4	1,1	1,0	4,4	1,2	1,0	9,2	5,9	1,0
		50	1,8	1,1	1,0	9,5	1,3	1,0	22	14	1,0
	Подстилающие	3	1,2	1,0	1,0	2,3	1,0	1,0	2,7	2,6	1,0
	породы, скальные	20	2,9	1,1	1,0	13	1.1	1,0	17	16	1,0
		50	5,7	1,1	1,0	32	1,1	1,0	43	40	1,0
Примечание. 5 — площадь опоры
Сезонные коэффициенты удельного сопротивления грунта Kv приведены в табл. 2.12.35.
Для увеличения производительности труда электромонтеров применяют приборы типа ИЗБОТ для замера сопротивления заземления опор без отсоединения троса.
Принцип действия этого прибора основан на измерении тока, наведенного в тросах вследствие электромагнитной и электростатической индукции и стекающего через заземление опоры в землю. Кроме того измеряется падение напряжения на сопротивлении заземления при прохождении по нему тока. В
Таблица 2.12.35. Сезонные коэффициенты Кр удельного сопротивления грунта
Тип грунта	Сезонный коэффициент удельного сопротивления грунта при влажности		
	малой	средней	большой
Глина	2	3	10
Супесь, суглинок	3	5	20
Песок	3	10	50
результате деления замеренного напряжения на ток определяется сопротивление заземления. Для измерения тока используются специальные токоизмерительные клещи, сердечник которых охватывает заземляющий спуск или ногу опоры в зависимости от конструкции опоры и заземления. Ток определяется с помощью вольтметра, который подсоединяется к заземляющему спуску или ноге опоры и специальному зонду. Точность этого метода измерений ниже, чем при измерениях с отсоединением троса, но может быть вполне достаточен для практических измерений. В сомнительных случах, когда измеренное сопротивление оказывается близким к допускаемому, может быть произведен проверочный замер прибором МС-07 или МС-08.
Результаты проверки и измерений сопротивления заземлений опор ВЛ заносят в ведомость (табл. 2.12.36)
Проверка сопротивления петли «фаза — нуль». Для контроля заземляющих устройств и правильного выбора номинальных токов плавких вставок или выключателя на ВЛ 0,4 кВ проводят измерения полного сопротивления петли «фаза — нуль» с помощью прибора М--417 (рис. 2.12.21). Перед вводом в эксплуатацию ВЛ и в дальнейшем измерения выполняют 1 раз в 6 лет, а также после замены проводов и подключения новых потребителей. Проверку выполняют для наиболее удаленных и наиболее мощных электроприемников, но не менее 10% их общего количества. Проверку можно выполнять расчетом по формуле
Z
2пет = 2п+у-	(2.12.8)
где Zn— полное сопротивление проводов петли «фаза — нуль»; ZT— полное сопротивление питающего трансформатора.
Для алюминиевых и медных проводов Zn = 0,6 Ом/км.
По ZneT определятся ток однофазного КЗ на землю:
Т
^=7	(2.12.9)
^пет
Для измерения сопротивления проводов петли «фаза — нуль» прибор устанавливают на горизонтальную поверхность, открывают крышку и вынимают соединительные провода.
Таблица 2.12.36.
Ведомость проверки и измерения сопротивления заземления опор ВЛ
(наименование линии)
Дата	Номер опоры	Сопротивление заземления. Ом		Удельное сопротивление земли. Ом • м, фактически	Заключение
		фактически	по норме		
					
Сопротивление заземления проверено на участке от опоры №_____до опоры №________
Не проверены______________________________ ____________
(№ опор, причина)
Всего проверено шт. опор
Неисправно шт. опор
Производитель работ________________________________________________________________________
(ф и о , подпись)
Заключение составил_____________________________,__________________________________________
(ф и.о , подпись, дата)
Рис. 2.12.21. Прибор М—417 для измерения петли «фаза — нулевой провод»
7 — лампа (Z>2 Ом); 2 — рукоятка «Калибровка»;
3 — кнопка «Проверка калибровки»; 4 — кнопка «Измерение» ; 5 — лампа (Z Ф оо);
6, 8 — зажимы для присоединения проводов к фазному проводу и корпусу;
7 — стрелочный прибор; 9 — пружинные присоединительные зажимы
Перед измерением рукоятку «Калибровка» 2 необходимо поставить в крайнее левое положение, подключить к зажимам 6, 8 соединительные провода, один из которых с помощью зажима 9 следует присоединить к нулевому проводу линии 0,4 кВ, а другой — к фазному проводу измеряемой фазы. Во время подключения необходимо по технике безопасности снять напряжение ВЛ, но если с прибором работают два лица с квалификационной группой не ниже третьей, допускается подключение под напряжением, но при этом необходимо пользоваться диэлектрическими перчатками. При подключении соединительных проводов и подачи напряжения должна загореться сигнальная лампа 5, что свидетельствует о целостности цепи зануления. В случае, если сигнальная лампа не загорится, необходимо прекратить измерения до обнаружения места обрыва.
После проверки цепи зануления необходимо нажать кнопку 3 «Проверка калибровки» и с помощью рукоятки 2 «Калибровка» установить стрелку прибора на нуль, отпустить кнопку «Проверка калибровки» и нажать кнопку 4 «Измерение».
Если сопротивление петли «фаза — нулевой провод» более 2 Ом, в измеряемой цепи появляется опасное напряжение (более 36 В), поэтому в приборе предусмотрен автоматический контроль уровня напряжения. При появлении на корпусе напряжения (более 36 в) при измерении загорается сигнальная лампа 1, при этом измерение прекращается автоматически.
После измерения сопротивления петли «фаза — нуль» подсчитывают ток однофазного короткого замыкания, находят отношение этого тока к номинальному току расцепителя автоматических выключателей или плавких вставок, защищающих данную линию.
Если расчет показывает, что кратность тока однофазного замыкания на землю на 30% превышает допустимые кратности срабатывания защитных аппаратов, указанных в [1], то можно ограничиться расчетом. В противном случае необходимы прямые измерения тока КЗ специальными приборами, например, типов ЭКО-200, ЭКЗ-01 или по методу амперметра-вольтметра на пониженном напряжении.
2.12.4. Техническое обслуживание грозозащитных тросов и неизолированных проводов
Проверка состояния тросов и неизолированных проводов.
Соединительные и натяжные зажимы проводов и грозозащитных тросов отбраковывают, если: монтаж зажимов выполнен с нарушением указаний по их монтажу; геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части) не соответствуют требованиям указаний по их монтажу; на поверхности соединителя имеются трещины, следы значительной коррозии или механические повреждения; кривизна опрессованного соединителя превышает 3% его длины; стальной сердечник опрессованного соединителя расположен несимметрично по отношению к алюминиевому корпусу соединителя; наблюдаются свечения или изменения цвета соединителя от нагрева током нагрузки ВЛ.
Прессуемые зажимы должны иметь диаметр после опрессования, превышающий не более чем на 0,3 мм диаметр матрицы, а диаметр матрицы не должен превышать её номинальный диаметр более чем на 0,2 мм.
Сварные соединения бракуют, если пережжён наружный повив провода, нарушена сварка при перегибе провода руками, образовалась усадочная раковина в месте сварки глубиной более 1 /3 диаметра провода, но не более 6 мм — для сталеалюминиевых проводов сечением 150...600 мм2.
Болтовые соединения на действующей ВЛ бракуют, если падение напряжения или сопротивление на участке соединения более чем в 2 раза превышает падение напряжения или сопротивление на участке целого провода той же длины.
На соединителях, смонтированных методом скручивания, число витков должно быть в пределах 4...4,5, а для скрученных соединителей СОАС-95-3 с проводом АЖС 70/39 — 5,5 витков.
Неисправный участок провода или грозозащитного троса заменяют отрезком нового провода (троса) той же марки, что и поврежденный.
Фактическая стрела провеса троса не должна отличаться от проектного значения более чем на 5% (с учетом температуры воздуха в момент измерения) при условии соблюдения расстояний до земли и пересекаемых объектов.
Изоляционное расстояние по воздуху между проводами петель и тела опоры, а также расстояние между проводами ВЛ в местах их пересечения между собой или транспозиции на опоре, ответвлениях и переходе с одного положения проводов на другое не должны отличаться от проектных значений более чем на минус 10%,
Разрегулировку проводов различных фаз одного относительно другого, а также разрегулировку тросов допускают не более 10% проектного значения стрелы провеса провода (троса). В расщепленной фазе, она не должна превышать 20% расстояний между отдельными проводами в фазе для ВЛ до
500 кВ и 10% — для ВЛ 750 кВ, а угол разворота проводов в фазе не должен превышать 10°.
В пролетах пересечения ВЛ, находящихся в эксплуатации, с другими ВЛ или линиями связи допускается установка на каждом проводе или тросе пересекающей ВЛ не более двух соединителей, а на пересекаемой ВЛ их число не ограничивается.
Минимальное расстояние от соединительного зажима до зажима с ограниченной прочностью заделки не должно быть менее 25 м. Расстояние между соединительными (ремонтными) зажимами в промежуточном пролёте должно быть не менее: 5 м для проводов (тросов) сечением до 50 мм2 включительно, 10 м — от 50 до 95 мм2 включительно, 15 м — от 95 до 185 мм2, 30 м — от 185 мм2 и выше.
Прочность заделки проводов и грозозащитных тросов в соединительных и натяжных зажимах, установленных в промежуточных пролетах ВЛ, должна составлять не менее 90% предела прочности провода или троса.
Проверка состояния проводов и грозозащитных тросов. Контактные соединения — самые уязвимые места в электрической цепи. Поэтому при эксплуатации на них обращают особое внимание. Состояние контактных соединений ВЛ определяют внешним осмотром ВЛ без подъема на опоры и при верховых ревизиях с выборочной проверкой состояния проводов и тросов в зажимах и дистанционных распорках [6, 7, 8 и др.].
Визуально невооруженным глазом или с применением бинокля выявляют: оборванные (лопнувшие) или перегоревшие проволоки, следы перекрытия, оплавления или вспучивание верхнего повива «фонари», узлы; фиксируют число оборванных, перегоревших проволок, характер их обрыва, степень коррозии стальной части проводов и тросов.
Верховые осмотры проводов и тросов проводят на отключенных ВЛ, как и на ВЛ, находящихся под напряжением, с применением специальных изолирующих устройств [9].
При верховых осмотрах с выборочной выемкой проводов и тросов из поддерживающих зажимов определяют повреждения их из-за вибрации, пляски, воздействия токов нагрузки и токов короткого замыкания, истирания плашками зажимов, повреждения проводов от удара по ним дистанционных распорок (в расщеплённых проводах фаз). При выявлении повреждений провода в зажимах на данном участке ВЛ проверяют состояния проводов и тросов на всех опорах ВЛ (или участка ВЛ).
Провода и тросы в промежуточных пролетах персонал может осматривать с непосредственным передвижением по ним (при расщепленных на 3 и более проводах фазы) или с помощью тележек, перемещаемых по проводам и тросам (при одинарных проводах фазы) с соблюдением мер безопасности.
На расщепленных проводах дополнительно необходимо проверять состояние проводов в местах установки зажимов распорок, на участках между зажимами распорок (в середине участка между распорками), около гасителей вибрации.
Качество контактных соединений проверяют приборами, измеряющими переходное сопротивление контактов, падение напряжения и температуру-
Электрическое сопротивление соединений проводов, выполненных обжатием и опрессованием, сваркой, не меняется с течением времени и не превышает значения, равного 1,2 значения сопротивления целого провода той же марки. Поэтому периодическая проверка состояния упомянутых типов соединений проводов и тросов в процессе эксплуатации не требуется.
Электрические измерения болтовых соединений ВЛ 35 кВ и выше выполняют один раз в 6 лет, так как с течением времени плотность затяжки болтовых соединений подвергаются влиянию атмосферной влаги.
Температуру болтовых контактных соединений измеряют с помощью термопленки, имеющей первоначально красный цвет и которые изменяют его: при темературе 50...60 °C на вишневый, при 80° — на тёмно-вишневый, при 100° — темно-коричневый (черный), а при температуре 110° — в течении одного часа покрытие разрушается и принимает светло-желтую окраску.
Температуру измеряют с помощью термосвечей, которые имеют различные температуры плавления (55, 80, 100, 130, 169 °C).
Но наиболее удобно контролировать температуру с помощью тепловизоров и пирометров, которые осуществляют контроль без снятия напряжения с безопасного расстояния. Действие этих приборов основано на приёме инфракрасного излучения от контролируемого объекта, преобразованного в электрический сигнал, (табл. 2.12.37).
Температуру болтовых соединителей выполняют также с помощью электротермометров, устанавливаемых на изолирующей штанге. Питание электротермометр получает от батарейки. Перед измерением проверяют готовность прибора к работе, для чего подключают питание, а стрелку прибора устанавливают в нулевое положение.
Таблица 2.12.37. Технические характеристики пирометров
Тип пирометра	Диапазон контролируемых температур, °C	Расстояние до контролируемого объекта	Погрешность изменений, /о	Показания визирования	Напряжение, В	Масса прибора, кг
Пирометр С-17	600...2000	0,5...10	2,5	1...70	9	0,9
С-15	100...600	0,5...10	2,5	1 ...70	9	0,9
С-9	-10...+200	0,5...10	2,5	1 ...70	9	0,9
«Интэкс»	-20...+200	10	2,5	1...70	9	3
Тепловизионная контрольная система: Артекс «ТОС»	-20...+200	10	2	1...70	12	5
ТПС TR1-900G	-20...+500	10	2	1 ...70	12	2
Но измерение температуры соединителя не позволяет объективно оценить его состояние. Поэтому применяют более точную оценку их состояния на основе измерения величины падения напряжения на участке цепи, содержащей контактное соединение и на целом участке провода.
Измерения выполняют измерительной штангой с головкой, имеющей милливольтметр (рис. 2.12.22). Головка состоит из бакелитовой трубки с двумя металлическими электродами на концах, которые накладывают на соединение или на участке провода. Электроды подсоединены к милливольтметру.
Рис. 2.12.22. Измерительная штанга для контроля контактных соединений а — общий вид; б — головка; в — прибор:
1 — головка; 2 — проводники; 3 — щупы, 4 — винт для крепления прибора;
5 — милливольтметр; 6 — изолирующая часть
Головка обычно закрепляется на конце измерительной штанги, изолирующая часть которой рассчитана на номинальное напряжение ВЛ. Милливольтметр головки имеет несколько пределов измерения в зависимости от значения тока, протекающего по болтовому соединению и проводу ВЛ. Отсчет ведут по числу делений на шкале.
В случае установки на проводах ВЛ контактных болтовых соединений с несколькими переходными контактами, то при проверке таких соединений падение напряжения измеряется на каждом участке (контакте) такого соединения и коэффициент дефектности каждого контакта должен быть не менее двух.
Измерение падения напряжения на соединении можно выполнять непосредственно с опор ВЛ (здесь находится большая часть соединений ВЛ), с помощью автовышек, гидроподъемников или специальных приспособлений, а также с земли.
Результаты измерений падений напряжений на болтовых соединениях проводов заносят в ведомость (табл. 2.12.38).
Таблица 2.12.38
АО энерго__________________________________________________________________________________
(наименование)
Предприятие________________________________________________________________________________
(наименование)
Район (участок)____________________________________________________________________________
(наименование)
Ведомость измерения болтовых соединений проводов на ВЛ кВ ________________________________________________________
(наименование)
Способизмерени я___________________________________________________________________________
№ п/п	Дата	Номер опоры	Фаза, номер провода и соединения	Марка провода	Тип соединения	Показания прибора		Отношение падения напря-жения на соединении и на проводе	Заключение
						на соединении	на проводе		
									
Примечание. 1. При измерениях в ведомость следует вписать только неисправные соединения. 2. Соединения нумеруются в следующей последовательности от опоры с меньшим номером к опоре с большим номером; при горизонтальном расположении провода — слева направо по ходу ВЛ, а при вертикальном — сверху вниз
Производитель работ________________________________________________________________________
(ф и о.. подпись)
Заключение составил________________________________________________________________________
(ф и.о., подпись, дата)
Проверка габаритов и стрелы провеса проводов и тросов.
Стрела провеса — это расстояние по вертикали в промежуточном пролете ВЛ между проводом (тросом) и прямой линией, соединяющей точки его подвеса.
Стрелы провеса проводов и тросов, габариты линии до земли или пересекаемых объектов измеряют при приемке линии в эксплуатацию для проверки правильности монтажа, и в процессе эксплуатации, а в дальнейшем по мере необходимости: при появлении новых пересечений или сооружений, при переустройстве имеющихся переходов или пересекаемых объектов (замена опор, проводов, изоляторов, арматуры), а также при наклонах опор или изменениях их конструкций при ремонтных и реконструктивных работах, вытяжке проводов, проскальзывании проводов в подвесных и натяжных болтовых зажимах, изменения длины гирлянд при замене дефектных изоляторов и перекосе траверс и др.
Габариты линий могут измениться в результате прокладки под проводами дорог, сооружения линий электропередачи.
Если строительство таких сооружений не было согласовано с эксплуатирующей организацией, то габариты могут оказаться недостаточными, возникнет угроза безопасности для посторонних лиц и снизится надёжность работы линии. Строгой периодичности измерения стрел провеса габаритов не установлено и эти измерения должны производиться по мере необходимости, определяемой в результате периодических осмотров.
Измерения, как правило, производят без отключения линии при помощи угломерных приборов или изолирующих штанг и капронового или сухого хлопчатобумажного каната. Для измерений на отключенных линиях могут быть использованы дополнительно обычные рулетки или веревки. В качестве угломерных приборов могут быть использованы теодолиты, нивелиры, а также более простые, но достаточно точные для данных измерений оптические приборы, карманные высотомеры и т.п.
При измерениях следует фиксировать температуру воздуха. Полученные при измерениях фактические значения путем расчетов или с помощью специальных таблиц приводятся к температуре, при которой получаются наибольшие стрелы провеса, которые сопоставляются с проектными данными и допусками, приведенными в нормативно-технической документации.
Фактическая стрела провеса проводов и тросов не должна отличаться от расчетной более чем на 5%. Разрегулировка проводов любой фазы по отношению к другой, а также разрегулировка тросов допускается не более чем на 10% проектного значения при условии соблюдения необходимого расстояния до земли и пересекаемых объектов. Расстояния от проводов ВЛ до земли и до различных пересекаемых объектов в местах сближения с ним должна быть не менее определённых в [1] (часть их приведена в предыдущем параграфе).
Проверка габаритов в местах пересечения линии с другими сооружениями является обязательной во всех случаях реконструкции и ремонта линии
со сменой или переустройством опор, при замене проводов, возвышении каких-либо сооружений под линией и других работах, вызванных изменениями габаритов.
Способы измерения габаритов и стрелы провеса проводов и тросов ВЛ. Измерение габарита линии с помощью капронового каната ведут в такой последовательности. На опору, не доходя 2 м до уровня изолирующих подвесок, поднимается электромонтер и устанавливает блок бесконечного каната. Затем по этому канату он поднимает изолирующую штангу и в специальном чехле ролик с измерительным капроновым канатом. С помощью штанги ролик устанавливают на проводе, второй конец капронового каната держит второй электромонтер, находящийся на земле. После установки ролик с помощью капронового каната вторым электромонтером передвигается до места измерения габарита. По отметкам на канате определяется расстояние от ролика (проводов) до поверхности земли (рис. 2.12.23). После измерения ролик возвращается к опоре и снимается первым электромонтером с помощью изолирующей штанги.
Так как эти работы выполняются под напряжением, к работе допускаются только специально обученные лица. Запрещается производство работ в сырую погоду.
Наиболее точным и простым способом измерения габарита является непосредственное измерение под напряжением с помощью специальной испытанной в соответствии с нормами изолирующей штанги. Один электромонтер в месте измерения одним концом штанги касается провода, другой электромонтер замеряет расстояние от нижнего конца штанги до поверхности земли (дороги, железнодорожного полотна и др.). Сумма длины штанги и измеренного расстояния определяют габарит. Габарит в месте пересечения двух линий оп
Рис. 2.12.23. Измерение габарита ВЛ с помощью капронового каната 1 — ролик; 2 — отметки;
3 — капроновый канат
ределяется разностью габаритов каждой линии.
Для измерения стрелы провеса с помощью штанги определяют габарит линии и расстояние от места крепления провода к изолятору или гирлянд до поверхности земли. Разница
между измеренными величинами равна значению стрелы провеса (при прохождении трассы по ровной местности).
Простым и удобным прибором для измерения стрелы провеса или габарита провода до земли (рис. 2. 12.24) является приспособление для определения высоты элементов ПОВЭ (карманный высотомер).
Прибор представляет собой плоскую коробку, имеющую форму равностороннего треугольника. В основание треугольника вставлено стекло, на ко-
а
Рис. 2.12.24. Карманный высотомер типа ВК—1 ( ПОВЭ):
а — общий вид; б — принцип работы с прибором:
1 — провод; 2 — прибор
тором нанесены две риски. В вершине треугольника имеются два отверстия, через которые производится визирование.
Для определения высоты измеряемого объекта (высоты дерева под проводами, высоты опоры или подвески провода на опоре) наблюдатель удаляется от него, держа приспособление отверстиями у глаз, на такое расстояние, при котором риски на стекле совпадают: верхняя — с вершиной объекта, нижняя — с его основанием; затем измеряется рулеткой расстояние от объекта до наблюдателя, искомая высота равняется половине этого расстояния.
Для определения высоты провода над землей под проводом в месте измерения забивается колышек. Затем наблюдатель удаляется от линии в направлении, перпендикулярном к ней, держа приспособление отверстиями у глаз на расстояние, при котором риски совпадают, верхняя — с проводом, нижняя — с основание колышка. Измеряется расстояние от наблюдателя до колышка. Габарит провода в месте измерения равен половине этого расстояния.
Для определения стрелы провеса провода измеряется сначала высота подвески провода на опоре, как указано выше, затем наименьший габарит над землей и находят их разность.
Погрешность измерений ПОВЭ при высоте объектов или габаритов до 50 м не превышает 4%, что является допустимым.
Измерение стрелы провеса проводов (тросов) может быть выполнено путем глазомерного визирования (с помощью двух визирующих реек — рис. 2.12.25) следующим способом.
Рис. 2.12.25. Устройства для визирования стрел провеса проводов а — на ВЛ со штыревыми изоляторами, б — на ВЛ с подвесными изоляторами, в — на ровном профиле, г — в наклонном пролете
7 — стойка металлической опоры; 2 — окуляр; 3 — рейка с уровнем.
4 — струбцина для крепления; f— стрела провеса
На стояках двух смежных опор закрепляют по одной рейке (рис. 2.12.25) на расстоянии по вертикали от точки крепления провода, равном расчетному значению стрелы провеса провода (определяемому по монтажным таблицам) в проверяемом пролете при данной температуре. Если низшая точка прови
сания провода находится выше или ниже прямой линии, соединяющей обе визирные рейки, провод смонтирован с отклонением от заданного тяжения (соответственно с перетяжкой или недотяжкой). Для определения фактической стрелы провеса обе рейки перемещают вверх или вниз до положения, когда низшая точка провода совпадет с прямой, соединяющей обе рейки. Значение стрелы провеса определяется как среднее арифметическое расстояние по вертикали от точек подвеса провода до каждой рейки, сравнением полученных данных со значением стрелы провеса по монтажным кривым или таблицам, определяется отклонение от требуемого значения.
Наиболее точно стрелы провеса могут быть измерены с помощью теодолита, однако использование этого метода измерений требует специально обученного персонала. Для измерения габарита теодолит устанавливают на расстоянии 50...60 м от линии, так чтобы расстояния от прибора до вертикальных проекций низшей точки провода и точки подвеса провода на опоре (/?! и /?2) были примерно одинаковы (рис. 2.12.26). Эти расстояния тщательно измеряют с помощью рулетки или с помощью теодолита и рейки.
Вертикальная визирующая ось теодолита направляется на точку провода на опоре и производится отсчет превышения этой точки над горизонтальной осью прибора (угол р). Аналогично производится отсчет превышения низшей точки провода над горизонтальной осью прибора (угол а). По полученным отсчётам определяется стрела провеса провода как разность подсчитанных значений.
h{ = Rt • fgP; Л2 = /?2 ’ fga; f =	- /г2	(2.12.10)
Расстояния от проводов до зданий и сооружений, расположенных вблизи ВЛ, должны измеряться от проекции крайнего провода при наибольшем его
Рис. 2.12.26. Измерение стрел провеса с помощью теодолита
А — точка подвеса провода на опоре; А, —проекция точки А на землю;
В — низшая точка провода в пролете; В, — проекция точки В на землю;
Т— точка установки теодолита:
R,H R2— расстояние от теодолита до точек А и В соответственно; h,— высота подвеса провода на опоре; h2— высота точки В
расчетном отклонении до ближайших выступающих частей этих зданий и сооружений.
Все измерения не разрешается производить при скорости ветра более 10 м/с.
Результаты измерений габаритов проводов записывают в специальную ведомость (табл. 2.12.39).
Расчеты стрелы провеса провода или троса (кроме больших переходов) могут производиться по формуле
/ = ^,	(2.12.11)
где f — стрела провеса, м; I — длина пролета, в котором определяется стрела провеса, м; у — удельная нагрузка, Н /(м-мм2); о — напряжение в проводе или тросе, Па.
Таблица 2.12.39.
АО энерго_______________________________________________
(наименование)
Предприятие_____________________________________________
(наименование)
Район (участок)_________________________________________
(наименование)
Ведомость
измерений габаритов и стрел провеса провода (троса) на ВЛ__________________кВ ______________________________
(наименование)
Способизмерени я_____________________________________________________
Измерения проводились от опоры №____________________до опоры №___________________
Производитель работ.
(ф и о , подпись)
Заключение составил___________________________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
При расчете стрел провеса, на больших переходах следует пользоваться формулой
У/2 , ?/4
8о З84о3 ’
а также приближённой формулой
у/2
/ = (1,0135... 1.016)— 8<у
(2.12.12)
(2.12.12)
Проверка состояния штыревых изоляторов и изолирующих подвесок (гирлянд) и линейной арматуры.
На рис. 2.12.27 приведены варианты крепления проводов на опорах ВЛ с помощью гирлянд подвесных изоляторов, а на рис. 2.12.28 — грозозащитных тросов.
Рис. 2.12.27. Варианты крепления проводов ВЛ на опорах с помощью натяжных и поддерживающих гирлянд а и б — с помощью натяжной и поддерживающей гирлянд; в, г и б — на промежуточной, анкерно-угловой и промежуточно-угловой опорах
1 — провод; 2 и 6 — натяжной и поддерживающий зажимы; 3 — петля провода; 4 — гаситель вибрации; 5 — траверса опоры;
6 — поддерживающий зажим
Рис.2 а — крепление линий 35-1Ю изолятор с ГЛ} опорах через на линиях
1 — про
Проверка d
Проверку со< ных) и арматурь приборов) элект{ подвесных тарел!
Внешним осл стекла изоляторе ды перекрытия г, разрушение фарс гирлянд); загрязн коронирование; о ектного положен! ревых изоляторо: тарельчатого изол щин или отверст разрушение защи переходах ВЛ 4ef
Рис.2.12.28. Крепление грозозащитного троса на опорах а — крепление на промежуточных металлических и железобетонных опорах линий 35—110 кВ; б — крепление на анкерных металлических опорах через изолятор с глухим заземлением; в — крепление троса на промежуточных опорах через изолятор с заземлением с помощью искрового промежутка на линиях 220—500 кВ; г — крепление троса на деревянных опорах 1 — провода; 2— тросы; 3 — перемычка между грозозащитными тросами
Проверка состояния подвесок и арматуры.
Проверку состояния подвесок (изолирующих, поддерживающих, натяжных) и арматуры выполняют внешним осмотром и проверкой (с помощью приборов) электрической прочности внутренних повреждений фарфоровых подвесных тарельчатых изоляторов.
Внешним осмотром выявляют: механические повреждения фарфора или стекла изоляторов (сколы части тарелок изолятора, появление трещин); следы перекрытия гирлянд и отдельных изоляторов (повреждение глазури, — разрушение фарфора, стекла, следы оплавлений на армировке изоляторов гирлянд); загрязненность изоляторов, вызывающая при сырой погоде сильное коронирование; отклонение изолирующих поддерживающих подвесок от проектного положения сверх допустимого значения; неправильная насадка штыревых изоляторов на штыри или крюки; выползание стержня из головки тарельчатого изолятора, наличие погнутых стержней изоляторов, наличие трещин или отверстий от действия электрической дуги на шапку изолятора; разрушение защитных муфт на проводах (тросах) в роликовых подвесках на переходах ВЛ через водные и другие преграды.
Внутренние повреждения изоляции выявляют с помощью изолирующих штанг как с отключением линии, так и под напряжением. Способ измерения зависит от конструкции опор и типа применяемой изоляции. Измеряя величину напряжения, приходящегося на изолятор, можно судить о его качестве: дефектные изоляторы либо совершенно не держат напряжения («нулевые» изоляторы), либо держат напряжение небольшой величины.
Изолирующие штанги для проверки электрической прочности изоляторов состоят из изолирующей части и измерительной головки.
Изолирующая часть штанг состоит из бакелитовых трубок длиной 1...2 м, соединяемых между собой металлическими втулками на резьбе. Наибольшая по диаметру трубка является ручкой-держателем и снабжена ограничительным кольцом.
В зависимости от конструкции измерительной головки штанги подразделяются на штанги с постоянным искровым промежутком, штанги с переменным искровым промежутком, штанги с измерительным прибором.
Порядок измерений изоляции штангой с постоянным искровым промежутком (рис. 31,в). Штанга с постоянным искровым промежутком позволяет выявить «нулевые» изоляторы.
Головка штанги состоит из двух щупов-захватов, прикрепленных к бакелитовой трубке-коромыслу, обеспечивающему изоляцию щупов друг от друга. Каждый из щупов соединен с одним из шаровых электродов, расстояние между которыми может регулироваться. При определенных величине воздушного промежутка и значении прикладываемого напряжения он пробивается. Чем больше расстояние между электродами, тем большее напряжение требуется для пробоя.
Перед измерениями изоляции расстояние между электродами устанавливают таким образом, чтобы напряжение пробоя составляло 0,5...0,7 значения наименьшего напряжения, приходящегося на исправный изолятор подвески. В зависимости от напряжения линии и количества изоляторов в изолирующей подвеске это значение колеблется в пределах от 3 до 9 кВ. При измерении щупы накладывают на шапки двух смежных изоляторов, в результате чего напряжение, приходящееся на изолятор, передается на электроды измерительной головки. В том случае, если изолятор исправный, напряжение на нем оказывается достаточным для пробоя промежутка — появляется искра. Если изолятор дефектный — искра не возникает.
Измерение изоляции штангой типа ШИУ с переменным искровым промежутком [10]. Головка для контроля изоляторов (рис. 31а) позволяет выявлять неисправность каждого изолятора в подвеске методом измерения напряжения на нем с помощью градуированного искрового промежутка между электродами: неподвижным (экранированная игла) 4 и подвижным (плоским) 1 Изменение расстояния между электродами выполняют поворотом изолирующей части штанги, на которую эксцентрично насажен плоский электрод, относительно коромысла 6. На коромысле закреплены щупы (захваты) 5. Шкала 3 проградуирована до 25 (30) кВ. Стрелка 2, указывающая значение
а
Рис. 2.
1-5 — баке
8 — Henoj
1038	„ , „ 1019	„	1032 w „ 1019	_	1022
Рис. 2.12.29. Общий вид штанги для контроля изоляторов в электроустановках 110-220 кВ а — общий вид; б — измерительная головка; в — с постоянным искровым промежутком
1—5 — бакелитовые трубки; 6 — подвижный электрод со стрелкой; 7 — шкала; 8 — неподвижный электрод; 9,11 — щупы; 10 — коромысло; 12 — рычаги
С1 1
напряжения, соединена с подвижным электродом. Коромысло головки соединяется с изолирующей частью штанги шарнирным соединением, обеспечивающим необходимый наклон головки при различных положениях работающего лица относительно измеряемых изоляторов. При контроле изоляторов поворот изолирующей части производится в сторону закручивания резьбы соединяемых втулок, а возврат выполняется с помощью пружины. Для большей надежности каждое звено в месте соединения затягивают стопорным винтом.
Перед началом измерений проверяют регулировку штанги, при сведенных электродах стрелка должна указывать «нуль». Если стрелка отклонена, производится регулировка неподвижного электрода.
Электромонтер, находящийся на опоре (рис. 2.12.30 — на стойке или на траверсе) с помощью штанги накладывает щупы головки на измеряемый изолятор таким образом, чтобы неподвижный электрод (игла) находился со стороны провода. Напряжение на изоляторе фиксируется в момент пробоя искрового промежутка при повороте по часовой стрелке изолирующей части штанги относительно её продольной оси. На рис. 2.12.31 приведены кривые распределения напряжения по изоляторам подвески ВЛ 110 кВ.
Отбраковку изоляторов выполняют в соответствии с отраслевыми нормами по значению напряжения, приходящегося на каждый изолятор (см. табл. 2.10.58).
Измерение изоляции штангами типов ШИ-220 и ШИ-110 [41]. Головка штанги позволяет выявить неисправность изолятора в подвеске путем измерения напряжения на нем с помощью специального прибора, присоединенного к щупам. Два щупа закреплены на коромысле из бакелитовой трубки, которая соединяется с изолирующей частью штанги шарнирным соединением, обеспечивающим нужный наклон головки при работе. Расстояние между щупами постоянное — 225 мм. Предел измерений 0...25 кВ.
Напряжение измеряют последовательно на каждом изоляторе, начиная с изолятора, расположенного у траверсы.
При измерении щупы измерительной головки накладывают на шапки соседних изоляторов; при этом следят за тем, чтобы был обеспечен контакт между щупами и металлическими деталями изоляторов.
Для получения значения напряжения на изоляторе показания прибора умножают на коэффициент 5.
Для измерения подвесных изоляторов на линиях 35 кВ применяют специальные измерительные головки с конденсатором, включенным последовательно с искровым промежутком. Необходимость конденсатора в таких штангах обусловлена измерением гирлянд, состоявших из двух изоляторов. В тех случаях, когда один из двух изоляторов «нулевой», при измерении второго изолятора конденсатор не позволяет наглухо закоротить измеряемый изолятор, а следовательно и всю гирлянду. Поэтому измерения гирлянд изоляторов на линиях 35 кВ с двумя изоляторами на фазу без конденсаторов не разрешается.
Правильность измерений может быть проверена путем сложения величин напряжений, приходящихся на изоляторы гирлянды; сумма не должна отличаться от напряжения линии по отношению к земле (фазового напряжения) более чем на 10...20%. Фазовое напряжение линий 35 кВ равно 20 кВ, ПО кВ — 64 кВ, 150 кВ — 90 кВ, 220 кВ —127 кВ, 330 кВ — 191 кВ, 500 кВ — 280 кВ.
При недоступности какой-либо гирлянды для измерений с помощью штанги измерения выполняют с отключением и заземлением ВЛ с помощью мегаомметра. Мегаомметром на напряжение 2,5 кВ измеряют сопротивление каждого изолятора. Поверхность фарфора изолятора должна быть чистой и сухой. Изморось, влага и загрязнения искажают результаты измерения Провода от мегаомметра к щупам головки штанги надежно изолируют друг от друга и от земли. Изолятор бракуют, если его сопротивление составляет 300 МОм и менее. Поскольку измерение изоляции мегаомметром требует отключения линии и оно менее производительно, чем замер под напряжением штангой, этот способ контроля изоляции широкого распространения не получил.
В табл. 2.12.41 приведена периодичность проверок изоляторов двухцепных опор (как особый случай) с грозозащитными тросами.
a
Рис. 2.12.30. Контроль изоляторов с помощью измерительной штанги
а — с опоры на линии 35—110 кВ;
б — с опоры на линии 500 кВ;
в — с автовышки
1 — измерительная штанга. 2 — подвеска изоляторов
Рис. 2.12.30. Продолжение
Таблица 2.12.41. Периодичность проверок фарфоровых изоляторов двухцепных опор ВЛ с грозозащитными тросами
Напряжение, кВ	Степень загрязненности атмосферы	Всего изоляторов в гирлянде	Уровень отбраковки	Периодичность проверок (лет) при среднегодовой продолжительности гроз	
				до 60 ч	61. „100 ч
35	I-VII	—	I-II	24	24
			III	24	6
110	I-VII	—	I-III	6	6
220	I-II	—	I-III	6	6
	III-IV	12Г-16Г	I-III	6	6
	III-VII	Более 16	I-III	12	12
330	I-1II	—	I-III	6	6
	1V-VII		См. табл. П6.4 [15, с95]		
Примечание. Если по схеме сети цепи не резервируют одна другую, то следует пользоваться табл. П6.2-П6.4 [151.
Во время замеров изоляторов заполняют ведомость (табл. 2.12.42), куда заносят только сведения о гирляндах, имеющих дефектные изоляторы. При измерении штангой с переменным искровым промежутком в ведомости указывают также распределение напряжения по гирлянде, имеющие дефектные изоляторы. Счет гирлянд на опорах ведут слева направо (в направлении возрастания нумерации опор) и сверху вниз. При многоцепных гирляндах необходимо также отмечать правую, среднюю или левую гирлянду. Счет изоляторов в гирлянде выполняют от траверсы к проводу.
Снятые с ВЛ неисправные изоляторы независимо от того, каким методом они отбракованы, рекомендуется направлять в лабораторию для контрольной проверки и определения причины их неисправности. В этом случае на изолятор вешают бирку с данными о наименовании линии, типе подвески (натяжная, поддерживающая), номере изолятора в гирлянде, считая от траверсы, год установки изолятора.
30. Продолжение
Таблица 2.12.42
АО энерго_________________________________________,_______________________________________
(наименование)
Предприятие_______________________________________________________________________________
(наименование)
Район (участок)___________________________________________________________________________
(наименование)
Ведомость проверки линейной изоляции на ВЛ___________________кВ ______________________________________
(наименование)
Способ проверки__________________________________________________________________________
гых изоляторов ными тросами
[чность проверок (лет) |И среднегодовой )лжительности гроз	
Оч	61 100 ч
	24
	6
	6
	6
	6
>	12
	6
:95]	
на другую, то следует
Дата проверки	Номер опоры с неисправным изолятором	Номер фазы, гирлянды	Номер изолятора	Тип изолятора	Характер неисправности	Заключение
						
до опоры №
Изоляция проверена на участке от опоры № Не проверены___
Всего проверено типа___________
(№ опор, фаз, изоляторов, причины)
____шт. изоляторов, в том числе типа______________шт , типа, шт.
Всего дефектных _____________шт.»
.шт. изоляторов, в том числе типа
.шт , типа
типа шт.
Примечание. Условные обозначения неисправностей: перекрытый электрической дугой — П, битый — Б, дефектный — Д, нулевой — 0.
Производитель работ__________________________________________________________________________________
(ф ио, подпись)
Заключение составил__________________________________________________________________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
.шт,
В табл. 2.12.43 приведены сроки замены неисправных изоляторов на ВЛ 750 кВ.
Таблица 2.12.43. Сроки замены неисправных изоляторов на ВЛ 750 кВ*
Степень загрязненности атмосферы	Всего изоляторов в гирлянде	Количество неисправных изоляторов в гирлянде (не менее), подлежащих замене в течение	
		месяца	года
I-II	До 39	8	6
I-VII	40 и более	10	8
* Решение Главэлектросети Минэнерго СССР от 23 01 91 г № ЭС-1/91 < О сроках замены неисправных изоляторов ВЛ 750 кВ»
Примечание Если количество неисправных изоляторов менее указанного, то они должны заменяться в сроки, устанавливаемые главным инженером предприятия, но не позднее очередного капитального ремонта.
Для подвесных изоляторов применяется линейная арматура, с помощью которой гирлянды крепятся к траверсам опор, а провода — к гирляндам изоляторов (рис.71). Гасители вибрации, дистанционные распорки, защитные кольца, различного рода соединительные зажимы проводов и тросов также относятся к линейной арматуре.
Линейная арматура подразделяется на сцепную, предназначенную для крепления гирлянд изоляторов и тросов к опорам и составления гирлянд изоляторов; поддерживающую, применяемую для крепления проводов к гирляндам изоляторов; натяжную, служащую для крепления и удержания проводов и тросов в натянутом состоянии. Все детали линейной арматуры изготавливают из черных металлов и оцинковывают, так как главной причиной их повреждения является коррозия. Для защиты от коррозии арматуру покрывают защитной электротехнической смазкой. Дефекты и изношенность арматуры в эксплуатации выявляются при осмотрах.
При внешнем осмотре арматуры обращают внимание на следующие её возможные неисправности: отсутствие гаек; замков или шплинтов; коррозия арматуры и шапок изоляторов; трещины в арматуре, перетирание или деформация отдельных деталей арматуры; повреждения защитных рогов и колец координирующих промежутков, изменение расстояния между рогами до значения, меньшего или большего допустимого; разгибание штырей и крюков (для крепления штыревых изоляторов), наличие трещин в них; разрушение защитных муфт на проводах (тросах) в роликовых подвесах на переходах через водные и другие преграды.
Линейная арматура гирлянд изоляторов должна браковаться и подлежать замене, если: поверхность арматуры покрыта сплошной коррозией, а площадь опасных сечений ослаблена более чем на 20 процентов; в деталях арматуры имеются трещины, раковины, оплавы, изгибы; форма и размеры деталей не соответствуют чертежам; оси и другие детали шарнирных сочлене
ний имеют значительный износ и их размеры отличаются от проектных более чем на 10 процентов.
Сцепление изоляторов подвесок должно быть зафиксировано при помощи замков, замки в изоляторах должны быть расположены входными концами в сторону стойки опоры у поддерживающих подвесок и входными концами вниз — у натяжных подвесок. Все детали сцепной арматуры должны быть зашплинтованы. Пальцы должны быть установлены головкой вверх и должны иметь навернутую гайку. Использование в эксплуатации замков изоляторов и шплинтов в арматуре, имеющих размеры, отличающиеся от указанных на чертежах, а также покрытых коррозией и потерявших упругость. не допускаются. Такие замки и шплинты должны быть заменены при верховых осмотрах и проверках или при очередном капитальном ремонте ВЛ.
Расстояние между осью гасителя вибрации и осью поддерживающего зажима или шарнира натяжного зажима не должно отличаться от проектного значения более чем на 25 мм.
Разворот коромысла подвесного зажима проводов расщепленной фазы допускается до 5\ Расстояние между группами дистанционных распорок не должно отличаться от проектного более чем на 10%.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Правила устройства электроустановок 7-е изд./М.:Энергоиздат; 2000.
2.	Техническая информация об изолированных проводах скрученных в жгут, для ВЛ 0,38 кВ «Амка». /М. :АО «Фирма ОРГРЭС», 1995.
3.	Справочник по электрическим установкам высокого напряжения под редакцией И.Н. Баумштейна, С.П. Бажанова, /М.:Энергоатомиздат, 1989.
4.	Методические указания по применению сигнализаторов гололеда и прогнозированию гололедоопасной обстановки. /М.:СПО Союзтехэнерго, 1982.
5.	Инструкция по определению степени загнивания древесины опор ВЛ прибором типа ПД-1 конструкции ЦВЛ Мосэнерго. /М. : СЦНТИ ОРГРЭС, 1970.
6.	Барг И.Г, Эдельман В.Я. Воздушные линии электропередачи. / М.: Энергоатомиздат, 1985.
7.	Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-800 кВ. / М. : Служба передового опыта ОРГРЭС, 1995.
8.	Типовая инструкция по техобслуживанию и ремонту ВЛ напряжением 0,38-20 кВ с неизолированными проводами (РД 53-34.20.662798. /М. : ОРГРЭС, 1995.
9.	Технологические карты на производство работ под напряжением на воздушных линиях электропередачи напряжением 220-750 кВ. Вып.1,/М : СПО «Союзтехэнерго», 1988.
10.	Инструкция по работе с универсальной измерительной штангой ШИУ-500 при контроле изоляторов и контактов на подстанциях и ВЛ напряжением 330-500 кВ /М.:СЦНТИ ОРГРЭС, 1971.
11.	Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ - 016-2001, РД 153-34.0-03.150-00 / М,—2003.
12.	Правила технической эксплуатации — М., 1989.
13.	Объем и нормы испытаний электрооборудования. 6-е изд. РД 34.45-51.300-97. /М.: Энас.,1998.
14.	Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках, технические требования к ним. /М. Тлавгосэнергонад-зор.
15.	Методические указания по оценке техсостояния ВЛ напряжением 35-750 кВ и их элементов. /М.— :СПО ОРГРЭС, 1996.
16.	Указания по учету и анализу технического состояния распределительных сетей 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи РД 15334. 3-20. 573.1001). /М. :СПО «ОРГРЭС», 2001.
ОГЛАВЛЕНИЕ
2. Воздушные линии электропередачи 0,4—35 кВ и 110—1150 кВ с неизолированными проводами (продолжение)
2.5.	Неизолированные провода ВЛ 0,4-35 кВ
2.5.1.	Назначение и конструкции неизолированных проводов...........................................5
2.5.2.	Схемы расположения проводов на опорах......25
2.5.3.	Габариты, пересечения и сближения проводов.27
2.6.	Крепление и соединение
неизолированных проводов на ВЛ 0,4—35 кВ
2.6.1.	Крепление проводов на шейке подвесного изолятора анкерных опор......................................37
2.6.2.	Крепление проводов на штыревых изоляторов промежуточных опор.................................43
2.6.3.	Соединение проводов в межопорных пролетах и в шлейфах опор...................................51
2.6.4.	Схемы крепления проводов на опорах ВЛ 0,4-35 кВ со штыревыми изоляторами..........................53
2.6.5.	Крепление и размещение проводов на опорах ВЛ-0,4 кВ при их пересечении между собой и
с проводами связи и проводного радиовещания... 75
2.6.6.	Способы крепления проводов и тросов на подвесных изоляторах опор ВЛ 6-35 кВ....................... 76
2.6.7	Схемы крепления проводов на изолирующих подвесках опор двухцепных ВЛ 6-35 кВ..............85
2.6.8.	Узлы для крепления линейной арматуры на железобетонных опорах ВЛ 0,4-35 кВ................90
2.7.	Ответвления к вводам и вводы 0,4 кВ в здания
2.7.1.	Ответвления от воздушных линий 0,4 кВ к вводам в здания................................. 93
2.7.2.	Конструкция ответвлений к вводам и вводов 0,4 кВ в здания..........................................103
2.7.3.	Трубостойки................................105
2.7.4.	Схемы креплений неизолированных проводов ответвлений ВЛ 0,4 кВ на железобетонных опорах к вводам в здания..........................119
2.7.5.	Ответвления к вводам и вводы 0,4 кВ в здания, выполненные изолированными проводами
марки АВТ (АВП)..............................124
2.7.6.	Кабельные вводы 0,4 кВ в здания............130
2.7.7.	Электротехнические требования к воздушным линиям электропередачи напряжением 0,4-35 кВ с неизолированными проводами........................134
2.8.	Воздушные линии 0,4 кВ с самонесущими изолированными проводами
2.8.1.	Назначение и конструкции изолированных проводов марки АМКА для ВЛ 0,4 кВ (ВЛИ до 1 кВ).............139
2.8.2.	Изолированные провода «Торсада» для ВЛ 0,4 кВ.149
2.8.3.	Линейная арматура для ВЛИ 0,4 кВ с проводами «АМКА»................................153
2.8.4.	Поддерживающая линейная арматура для СИП «АМКА» ...................................170
2.8.5.	Контактная соединительная и ответвительная арматура СИП «АМКА»...............................181
2.8.6.	Ответвительная арматура	СИП «АМКА».........196
2.8.7.	Шинные зажимы для ответвления СИП «АМКА» от шин............................................210
2.8.8.	Болтовые кабельные наконечники для соединения кабелей со сборными шинами........................213
2.8.9.	Арматура для прокладки проводов «АМКА» по стенам зданий и сооружений.....................216
2.8.10.	Арматура для стационарных защитных и рабочих заземлений СИП «АМКА» и РУ 0,4 кВ.................221
2.8.11.	Анкерная (натяжная) и поддерживающая арматура для проводов СИП «Торсада»...............228
2.8.12.	Контактная соединительная и ответвительная арматура для проводов «Торсада»....................236
2.8.13.	Основные технические требования к ВЛИ до 1 кВ......................................246
2.9.	ВЛ 6—10 кВ с защищенными изоляцией проводами
(ВЛЗ 6-10 кВ)
2.9.1.	Конструкции защищенных изоляцией проводов марки «SAX» и провода СИП-3 отечественного производства (фирма «Заря», Санкт-Петербург).......275
2.9.2.	Изоляция для защищенных проводов «SAX».....279
2.9.3.	Линейная арматура для проводов «SAX»......284
2.9.4.	Размещение проводов «SAX» на опорах ВЛЗ 6-10 кВ..............................306
2.9.5.	Основные технические требования к ВЛЗ 6-10 кВ с проводами «SAX»..................................312
2.9.6.	ВЛИ 6-10 кВ с изолированными проводами «SAXKA»............................................317
2.9.7.	Линейная арматура для проводов (кабелей) «SAXKA»............................................323
2.10.	Воздушные линии электропередачи
напряжением 110—1150 кВ переменного тока
2.10.1.	Классификация ВЛ по номинальному напряжению .328
2.10.2.	Расчетные климатические условия...........330
2.10.3.	Основные технические условия прохождения ВЛ и пересечения ими различных объектов..............334
2.10.4.	Опоры ВЛ....................................348
2.10.5.	Железобетонные фундаменты и приставки.......411
2.10.6.	Защита деталей деревянных опор ВЛ от гниения в условиях эксплуатации..................416
2.10.7.	Неизолированные провода и грозозащитные
тросы ВЛ 110-1150 кВ.........................420
2.10.8.	Допустимые перегрузки линий электропередачи в аварийных режимах.................................435
2.10.9.	Защита проводов и тросов от вибрации........437
2.10.10.	Борьба с «пляской» проводов................444
2.10.11.	Плавка гололеда и профилактический нагрев
проводов и тросов для борьбы с гололедом ....449
2.10.12.	Основные механические расчеты проводов и тросов...................................464
2.10.13.	Защита проводов, тросов и тросовых оттяжек опор от коррозии....................................468
2.10.14.	Линейная изоляция..........................469
2.10.15.	Линейная арматура..........................478
2.11.	ВЛ постоянного тока напряжением 220-800(±400) и 2200(±1100) кВ..........................515
2.12.	Техническое ослуживание воздушных линий электропередачи и организация эксплуатации линий
2.12.1.	Организация и планирование технического обслуживания и ремонта ВЛ...........................520
2.12.2.	Охрана и требования к трассам ВЛ............538
2.12.3.	Техническое обслуживание опор...............554
2.12.4.	Техническое обслуживание грозозащитных
тросов и неизолированных проводов............597
Евгений Федорович Макаров
СПРАВОЧНИК ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ
Учебно-производственное издание
Том 2
Корректор В.А. Зибаров Художник М.М. Щербаков Технический редактор Ю.В. Непомнящий Компьютерная верстка С.В. Байздренко
Подписано в печать 28.04.03. Формат 70x100/16 Бумага офсетная. Гарнитура «Antiqua».
Печать офсетная. Усл. печ. л. 50,7 Тираж 10 000 экз. Заказ № 1155
Подготовлено к печати издательским предприятием ЗАО «ПАПИРУС ПРО» тел./факс (095) 281-2998, 284-8696
E-mail: lAZ-Enerqytpbyandex.ru
Ордена Грудовою Красною Знамени
ГУП Чеховский полиграфический комбинат Министерства Российской Федерации по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций 142300 г. Чехов Московской области Тел. (272) 71-336, факс (272) 62-536
ЗАО 'Папирус ПРО