Эксплуатация воздушных линий электропередачи - Зеличенко А.С., Андриевский В.Н., Голованов А.Т.

Автор: Зеличенко А.С. Андриевский В.Н. Голованов А.Т.
Теги: электротехника электрические сети электроэнергетика электропередача постоянный ток
Год: 1976
Похожие
Схемы и режимы электропередач постоянного тока
Определение места короткого замыкания на высоковольтных линиях электропередачи
Определение мест повреждения на воздушных линиях электропередачи
Методы и приборы определения мест повреждения на линиях электропередачи
Текст
                    В. Н. АНДРИЕВСКИЙ,
А. Т. ГОЛОВАНОВ,
А. С. ЗЕЛИЧЕНКО
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ВОЗДУШНЫХ
ЛИНИЙ
ЭЛЕКТРО-
ПЕРЕДАЧИ
ИЗДАНИЕ ТРЕТЬЕ,
ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
Под общей редакцией
А. С. ЗЕЛИЧЕНКО
«ЭНЕРГИЯ» МОСКВА 1976
6П2.11
A 65
УДК 621.315.1.004.1
Андриевский В. Н. и др.
А 65 Эксплуатация воздушных линий электропере-
дачи. Изд. 3-е, перераб. и доп. М., «Энергия», 1976.
616 с. с ил.
Перед загл. авт.: В. Н. Андриевский, А. Т. Голованов,
А. С. Зеличенко.
В книге обобщен опыт эксплуатации воздушных линий электро-
передачи напряжением 35—750 кВ и линий постоянного тока ±400 кВ.
Даны передовые методы производства профилактических и ремонтных
работ. Приведен анализ повреждаемости отдельных элементов воздуш-
ных линий и сделаны выводы о надежности линий электропередачи.
Второе издание книги вышло в 1966 г.
Книга предназначена для инженерно-технических работников энер-
гетических систем, мастеров ремонтно-механизированных станций и
бригадиров, занятых на эксплуатации воздушных линий; может быть
полезной также для студентов электроэнергетических факультетов ву-
зов и инженерно-технического персонала, работающего в области проек-
тирования электрических сетей.
л 30311-372	„	„„„„
А 051(01)-76	26-76	6П2.11
© Издательство «Энергия», 1976 г>
предисловие
XXV съезд КПСС отметил, что новый пягилетний
план (1976—1980 гг.) призван обеспечить дальнейшее
продвижение нашего общества по пути коммунисти-
ческого строительства. Десятая пятилетка — это пятилет-
ка качества и эффективности во имя дальнейшего роста
экономики и народного благосостояния.
Электроэнергетика должна иметь опережающие тем-
пы развития по сравнению с другими отраслями народ-
ного хозяйства. За годы X пятилетки намечается ввести
в действие 67—70 млн. кВт новых мощностей, в том чи-
сле на атомных электростанциях 13—15 млн. кВт. Выра-
ботка электроэнергии в 1980 г. составит 1340—
1380 млрд. кВт-ч. Широким фронтом будет развернуто
строительство линий сверхвысокого напряжения 500, 750
и 1150 кВ.
Грандиозный размах энергетического строительства
предусматривает концентрацию мощностей электростан-
ций в основном за счет строительства крупных тепло-
вых, атомных и гидравлических электростанций.
С вводом электростанций большой мощности осу-
ществляется дальнейшая централизация производства
и распределения электроэнергии путем ускоренного
развития электрических сетей и последовательного осу-
ществления работ по созданию единой энергетической
системы СССР.
В настоящее время создана и работает Единая энер-
госистема СССР, включающая в себя объединенные
энергосистемы Центра, Средней Волги, Урала, Северо-
Запада, Юга, Северного Кавказа и Закавказья. Кроме
того, работают объединенные энергосистемы Сибири,
Средней Азии, Северного Казахстана и Дальнего Вос-
тока. Идет дальнейшая работа по созданию единой
энергетической системы СССР, а также международной
энергетической системы с включением в нее, помимо
Советского Союза, других стран.
3
В создании объединенных эйергосйстем основную
роль играет развернутое строительство линий электро-
передачи 330—750 кВ. Для объединения сравнительно
небольших энергосистем используются также линии
110—220 кВ.
В СССР впервые в мире построены и введены
в эксплуатацию линии 500 кВ (1960 г.), 750 кВ (1968г.)
и передача постоянного тока 800 кВ (1962 г.).
В СССР ведется проектирование первых линий по-
стоянного тока напряжением 1500 кВ Экибастуз—Центр
и переменного тока напряжением 1150 кВ Итат—Ново-
кузнецк. Эти электропередачи создадут возможность
передачи больших потоков электрической энергии из
восточных районов страны в центральные области и на
Урал.
В настоящее время сооружены опытные участки ли-
*ций 1500 кВ и 1150 кВ в районе подстанций Белый Раст
под Москвой, где намечено провести широкий круг
исследований, который позволит принять наиболее эко-
номичные и надежные решения при строительстве про-
мышленных электропередач такого класса напряжения.
Линии 35—220 кВ являются наиболее ответственными
линиями внутри энергосистемы, соединяющими основ-
ные питающие центры и составляющими основу элек-
трических сетей энергосистем. В ряде случаев линии
35—220 кВ сооружаются также и для электроснабже-
ния отдельных крупных предприятий.
В связи с решением задачи электрификации всей
территории СССР намечается широкое развитие элек-
трических сетей сельскохозяйственного назначения. Для
этой цели в основном сооружаются воздушные линии
6—10 и 35 кВ, а также линии низкого напряжения.
Такое широкое строительство линий позволило в ос-
новном избавиться от большого количества неэкономич-
ных и дорогостоящих мелких и мельчайших электро-
станций и осуществить электроснабжение всех потреби-
телей городов и сельской местности от электрических
сетей объединенных энергосистем.
При интенсивном развитии электрических сетей
и увеличении протяженности линий необходимо обеспе-
чить оптимальные условия эксплуатации, когда при ми-
нимальных затратах труда, материалов и оборудования
обеспечивается долговечная и надежная работа всех
элементов линий. Для современного уровня эксплуата-
4
Цйи присуще непрерывное повышение производитель-
ности труда рабочих и инженерно-технических работни-
ков, обслуживающих линии электропередачи, что может
быть осуществлено лишь на основе глубокого изучения
передового опыта эксплуатации воздушных линий,
внедрения новой техники и разработки научно обосно-
ванных методов производства работ.
Повышению культуры эксплуатации линий в послед-
нее время способствует внедрение более совершенных
конструкций и технологии при строительстве воздушных
линий. В настоящее время широко применяются желе-
зобетонные опоры, не требующие периодической защиты
от коррозии, железобетонные гюдножники и сваи для
фундаментов под металлические опоры, опоры на оттяж-
ках, сталеалюминиевый грозозащитный трос, стеклян-
ные подвесные изоляторы из закаленного стекла и свар-
ные соединения проводов, не требующие периодического
контроля, а также ряд других элементов, позволяющих
в значительной мере сократить затраты труда и мате-
риалов в процессе эксплуатации.
В настоящей книге приведены современные методы
организации эксплуатации линий, описаны наиболее
совершенные методы контроля и профилактики изоля-
ции, контактных зажимов, древесины опор, сопротивле-
ния заземлений опор и др. Указаны рациональные спо-
собы осмотров и ревизий воздушных линий.
В каждой из глав приводятся назначение и основ-
ные технические характеристики отдельных элементов
воздушных линий, а также основные повреждения и не-
исправности и причины их возникновения.
Особое внимание уделено анализу требований «Пра-
вил технической эксплуатации электрических станций
и сетей» в части воздушных линий электропередачи,
а также оценке применяемых конструкций с точки зре-
ния удобства и надежности эксплуатации.
В книге освещены также способы расчета отдельных
элементов линий, с которыми приходится сталкиваться
в эксплуатации при выполнении ремонтных работ.
В книге обобщен обыт комплексного централизован-
ного обслуживания воздушных линий, нашедший в энер-
госистемах Советского Союза широкое распространение
и дающий‘положительные результаты в деле повышения
производительности труда рабочих и инженерно-техни-
ческих работников.
5
В третьем издании книги оГражены все изменений
в нормах и правилах на проектирование, строительство
и эксплуатацию воздушных линий электропередачи,
происшедшие с момента выхода в свет второго издания.
В гл. 1 нашли отражение новые указания по органи-
зации эксплуатации электрических сетей и описаны но-
вые типовые ремонтные производственные базы (РПБ),
описано современное оборудование для радиосвязи,
новые нормативы аварийного резерва. Особо отмечены
требования новых правил техники безопасности и охра-
ни труда при работах на ВЛ 500 кВ и выше.
В гл. 2 особое внимание уделено новым маркам про-
водов и тросов, приведены новые требования по защите
от вибрации проводов, описаны современные методы
плавки гололеда и борьбы с «пляской» проводов.
В гл. 3 приведены сведения о новых опорах, о сов-
ременных методах антисептирования деталей деревян-
ных опор и защиты от коррозии стальных опор и деталей.
Глава 4 переработана с учетом новых конструций
изоляторов и линейной арматуры и современых методов
выбора изоляции на линиях электропередачи. Приво-
дятся сведения о разработке изоляции из полимерных
материалов, о работе одноцепных и двухцепных под-
держивающих гирлянд изоляторов и др.
В гл. 6 нашли отражение новые способы ревизии
трубчатых разрядников, а также приводятся сведения
о новых конструкциях заземлителей опор и защитных
промежутков. Значительно переработана глава по ана-
лизу и обобщению опыта эксплуатации линий электро-
передачи с учетом современных требований оценки на-
дежности.
Вопросы механизации линейных работ включены
в гл. 1.
В остальных разделах настоящего издания также да-
ны современные сведения по основным вопросам эксплуа-
тации линий электропередачи.
Настоящая книга предназначена для инженеров,
техников и мастеров, работающих в энергосистемах
и занимающихся эксплуатацией линий электропередачи,
а также для инженеров и техников, работающих в обла-
сти проектирования и строительства линий.
Авторы просят все замечания и пожелания направ-
лять по адресу: 113114, Моска М-114, Шлюзовая наб.
10, изд-во «Энергия».
6
Глава первая
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
1-1. ПРЕДПРИЯТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Обеспечение бесперебойного электроснабжения по-
требителей невозможно без организации соответствую-
щего надзора за состоянием сооружений и оборудования
электрических сетей, без своевременного их ремонта,
оперативной ликвидации повреждений и осуществления
необходимых технических мероприятий.
•Осуществление указанных задач в энергетической си-
стеме возложено па предприятия электрических сетей
(ПЭС). Предприятия электрических сетей обслуживают
здания, сооружения и оборудование понизительных под-
станций, линий электропередачи и распределительных
сетей всех напряжений.
Организационная структура электросетей должна
предусматривать такое управление производственными
подразделениями, обслуживающими электрические се-
ти, которое максимально способствует широкому внед-
рению и эффективному использованию механизации как
основного средства повышения производительности тру-
да, наиболее полного использования рабочего времени
всего персонала и обеспечения высокого качества работ
по обслуживанию электрических сетей.
Должны предусматриваться максимальное прибли-
жение производственных подразделений к объектам
обслуживания, экономически оправданная степень цен-
трализации работ, квалифицированное руководство ра-
ботой персонала, широкое внедрение новой техники, не-
обходимый уровень материально-технического снабже-
ния работ и бытового обслуживания при наименьшей
численности административно-управленческого персо-
нала.
Как показал опыт эксплуатации электрических се-
тей в передовых энергетических системах, наиболее ква-
7
лифицированпое выполнение ремонтных и эксплуатаци-
онных работ, их высокое качество, рациональное
использование специальных механизмов, устройств
и приспособлений и высокая производительность труда
достигаются при специализации персонала.
Многообразие оборудования подстанций вызывает
необходимость специализировать персонал на обслужи-
вании отдельных видов оборудования — средств релей-
ной защиты, автоматики, телеуправления и телесигнали-
зации, силовых трансформаторов, воздушных выключа-
телей и т. д.
Эффективность централизованного обслуживания
подстанций специализированными бригадами подтверж-
дается систематическим снижением численности персо-
нала на 1000 условных единиц.
Для линий электропередачи специализация персона-
ла проводится в зависимости от напряжения облужи-
ваемых линий. Необходимость такой специализации
диктуется следующими факторами:
а)	конструктивными отличиями линий 35 кВ и выше
от линий 0,4—20 кВ;
б)	различием условий техники безопасности при
производстве работ па линиях разных классов напряже-
ния;
в)	отличием номенклатуры и характера ремонтных
и профилактических работ;
г)	применением при обслуживании линий 35 кВ
и выше более тяжелых специальных механизмов, при-
способлений и т. д.	|
Таким образом, основными направлениями специа-
лизации персонала электрических сетей являются:
а)	эксплуатация и капитальный ремонт линий элек-
тропередачи 35 кВ и выше;
б)	капитальный ремонт подстанций 35 кВ и выше;
в)	эксплуатация подстанций 35 кВ и выше'
г)	капитальный ремонт линий и трансформаторных
подстанций 0,4—20 кВ;
д)	капитальный ремонт и эксплуатация кабельных
линий;
е)	обслуживание средств релейной защиты, автома-
тики и телемеханики;
ж)	обслуживание средств связи и каналов телемеха-
ники;
з)	высоковольтные испытания оборудования;
8
Бригады
Рис. 1-1. Функциональная схема управления предприятием электри-
ческих сетей.
9
и)	оперативно-эксплуйтацйойное обслуживание под-
станций и распределительных электрических сетей (вы-
ездным или местным персоналом);
к)	ремонт сложного оборудования синхронных ком-
пенсаторов, силовых трансформаторов, воздушных вы-
ключателей и т. п. Указанный ремонт производится,
как правило, ремонтными предприятиями энергетичес-
кой системы по договору с предприятиями электричес-
ких сетей.
В соответствии с этим функциональная схема управ-
ления предприятием электрических сетей представлена
па рис. 1-1.
Из схемы видно, что в соответствии с имеющейся
специализацией персонала в предприятии электрических
сетей организуются соответствующие производственные
службы:
служба подстанций;
служба линий электропередачи 35 кВ и выше;
служба распределительных сетей 0,4—20 кВ;
оперативно-диспетчерская служба;
местная служба релейной защиты, автоматики, те-
лемеханики и электроизмерений;
местная служба грозозащиты и изоляции;
местная служба диспетчерского и технологического
управления.
Наряду с функциональной схемой управления, при
которой все объекты электрических сетей закреплены
за соответствующими производственными службами,
осуществляющими их ремонт и эксплуатацию, могут
иметь место еще два типа схем управления: террито-
риальный и смешанный. Территориальная схема управ-
ления (рис. 1-2), при которой все объекты электричес-
ких сетей закреплены за районами или участком, не
исключает обслуживание отдельных видов оборудова-
ния (например, средств релейной защиты, средств свя-
зи, сетевых трансформаторов и т. д.) централизован-
ными бригадами, подчиненными производственным служ-
бам предприятия.
Многообразие форм организации ремонтных и
эксплуатационных работ, вызванное различным состоя-
нием электрических сетей, условиями их обслуживания
(конфигурация, плотность электрических сетей) и раз-
личием уровня эксплуатации, зачастую требует приме-
нения смешанной схемы управления электрическими се-
10
Директор
Заместитель
директора
Отдел материально-
технического сноб- —
женин со складом
Ремонтно-
строительный от-
дел (группа)
Главный
инженер
Заместитель
главного
инженера
_ Служба побстан-
------ ции(35кви выше)
।—
-^Бухгалтерия [
_ Служба линий
— (35кВ и выше)
Планово-
экономический
отдел
и в не-
хозяйственный
отдел
г-
—	Оперативно- диспетчерская служба
Отдел
кадров
Служба механиза-____
ции и транспорта
Г"
		Отдел
Служба распре-		капитального
— делительных ~~ сетей(0р-2.0кВ)		строительства
Гараж
Механические
мастерские
L-
—	Производствен- но-техническор служба.	—	Группа перспек- тивного развитн и присоединений
Район
(участок)
сетей
ол-ггокв
Район
(участок)
сетей 35
кв и выше
Район
(участок)
сетей
0Л~20кВ
И 1 _ г-	Служба грозозащиты и изоляции		Комическая группа
			
1			бригады по испытанию оборудования
1 ,г~	Мастерская по ремонту трансформаторов		
			
1~
Бригады
Бригады
Бригады
Служба
релейной заци-
ты, автомати-
ки и телемеханики
	Служба диспет- черского и тех-
I	нологического управления
Бригады по
эксплуатации
и ремонту
Бригады по
эксплуатации
и ремонту
Территориаль-
управления
электри-
Рис. 1-2.
ная схема
предприятием
ческих сетей.
Служба
подъемности
и техники
безопасности
Лаборатория |
11
тями, при которой некоторые сооружения электрических
сетей, например линии 35 кВ и выше, подстанции 35 кВ
и выше, закрепляются за службами, а остальные —
за территориальными производственными подразделе-
ниями.
При этой схеме также не исключается возможность
централизованного капитального ремонта оборудования,
закрепленного за районами и участками, централизован-
ными бригадами производственных служб предприятия,
электрических сетей.
Территориальная схема управления применима, если
предприятием эксплуатируются электрические сети на
большой территории, когда отдельные узлы сосредото-
чения электрических сетей расположены на расстоянии
более 50—70 км от центра предприятия, а объем элек-
трических сетей в районах составляет не менее 4—5 тыс.
условных единиц.
Функциональная схема управления, являющаяся
наилучшей схемой для организации централизованных
ремонтов электрических сетей специализированными
бригадами, применима в условиях относительно ком-
пактной электрической сети, большой плотности с рас-
стоянием от объектов электрической сети до центра
предприятия, не превышающими 40—60 км в зависи-
мости от наличия дорог.
В соответствии с задачами проведения комплексных
централизованных ремонтов и эксплуатационного обслу-
живания электрических сетей специализированными
бригадами на предприятиях электрических сетей орга-
низуются ремонтно-механизированные станции трех
типов: PMC-I (линейная) для капитальных ремонтов
и эксплуатационного обслуживания 1000—1500 км ли-
ний электропередачи напряжением 35 кВ и выше
(1000—1500 условных единиц), РМС-П (подстанцион-
ная) для капитальных ремонтов и эксплуатационного
обслуживания 20—30 подстанций напряжением 35 кВ
и выше (2000—3000 условных единиц) и РМС-Ш для
капитальных ремонтов и эксплуатационного обслужива-
ния распределительных сетей 0,4—20 кВ (2000—
2500 км линий и 300—400 сетевых трансформаторных
подстанций). Станции PMC-I и РМС-П и РМС-Ш ком-
плектуются механизмами, приспособлениями и инстру-
ментом в соответствии с табелями комплектации РМС
и поступают в подчинение соответствующей производ-
12
ственной службы: РМС-1 (линейная)—в подчинение
службы линий, РМС-11—в подчинение службы подстан-
ций и РМС-Ш—в подчинение службы распределитель-
ных сетей.
1-2. СЛУЖБА ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
В задачу службы линий электропередачи входят
эксплуатация и капитальный ремонт воздушных линий
напряжением 35 кВ и выше./Являясь/ основной произ-
водственной службой предприятия электрических сетей,
она организует и руководит совместно с мастерами ре-
монтно-механизированных станций (РМС) всеми рабо-
тами на линиях электропередачи и обеспечивает их
безаварийную и падежную работу.
•В своей деятельности служба линий руководствуется
действующими правилами и нормами [1-1 —1-5], про-
изводственными инструкциями по выполнению от-
дельных видов работ и инструкциями по применению
тех или иных машин, механизмов, приборов и приспо-
соблений, а также информационными письмами и
экплуатационными циркулярами.
Она разрабатывает многолетние графики производ-
ства профилактических и ремонтных работ на линиях
и годовые планы работ с разбивкой по месяцам; состав-
ляет заявки на необходимые материалы, оборудование,
инструмент и механизмы; составляет графики отключе-
ний линий и следит за предоставлением отключений со-
гласно утвержденному графику; организует выполнение
намеченных работ в установленные сроки. :
Служба линий комплектует кадры электромонтеров,
участвует в обучении их передовым методам работ,
в проверке знаний ими правил техники безопасности,
правил технической эксплуатации и производственных
инструкций, а также следит за соблюдением этих пра-
вил.
Она следит за своевременным устранением выявлен-
ных дефектов на линиях, контролирует количество и
качество выполненных работ, производит контрольные
обходы линий и приемку линий из капитального
ремонта.
Персонал службы участвует в анализе аварий и
браков на линиях предприятия, разработке противо-
аварийных мероприятий и обеспечивает их выпол-
нение.
13
Служба линий систематизирует и обобщает опыт
эксплуатации и ремонта воздушных линий, а также раз-
рабатывает и внедряет новые методы работ./Она ведет
техническую документацию, а также контролирует ве-
дение такой документации в РМС.
Служба линий совместно с руководством РМС сле-
дит за пополнением аварийного резерва материалов
и оборудования, а также за состоянием инструмента,
такелажа, механизмов, приспособлений, добиваясь свое-
временного ремонта неисправного инструмента и попол-
нения недостающим инструментом, приспособлениями
и механизмами.
Служба линий несет полную ответственность за без-
аварийную и надежную работу воздушных линий и за
правильную организацию всех работ на линиях.
Совместно с работниками отдела капитального
строительства служба линий осуществляет непосред-
ственный контроль за качеством строительства новых
линий и участвует в их приемке.
1-3. РЕМОНТНО-МЕХАНИЗИРОВАННЫЕ СТАНЦИИ
В составе предприятий электрических сетей под не-
посредственным техническим и оперативным руковод-
ством службы линий находятся ремонтно-механизиро-
вднные станции (РМС).
Ремонтно-механизированная станция является основ-
ной производственной единицей, осуществляющей об-
служивание и ремонт воздушных линий.
Количество создаваемых в электрических сетях РМС
и их зоны обслуживания определяются географическим
расположением линий электропередачи с учетом имею-
щихся путей сообщения и естественных преград (боль-
шие реки, озера, горы и т. п.). За каждой РМС закреп-
ляется определенная часть воздушных линий.
Ремонтно-механизированная станция возглавляется
начальником (старшим мастером или мастером), назна-
чаемым из числа наиболее квалифицированных инже-
неров и техников с достаточным опытом практической
работы по линиям.
Начальник РМС является лицом, ответственным за
надежную и безаварийную работу линий, закрепленных
за РМС, и руководителем всех работ, проводимых РМС.
Начальник и мастера РМС как лица, ответственные
за правильную организацию и безопасное проведение
работ на линиях, должны в совершенстве знать схему
сети и особенности оборудования воздушных линий, за-
крепленных за РМС. Знание типов опор и фундаментов,
сечений и материала проводов, типов изоляторов
и арматуры, длины линий и мест пересечений, подъезд-
ных путей к любому месту по трассе линий и всех кана-
лов связи помогает быстро и правильно оценивать об-
становку, лучшим образом организовывать проведение
той или иной работы, более полно и целесообразно
использовать подчиненный персонал и имеющиеся меха-
низмы, добиваясь максимальной производительности
труда и минимальных затрат рабочей силы.
Начальник и мастера РМС должны хорошо знать
методы основных линейных работ, способы ликвидации
всех повреждений на линиях, назначение, принцип ра-
боты и техническую характеристику имеющихся меха-
низмов и приспособлений.
Персонал РМС комплектуется с учетом степени
и механизации отдельных работ, конструктивного вы-
полнения линий и трудоемкости обслуживания, геогра-
фической особенности местности, по которой проходят
линии электропередачи, а также плотности электри-
ческих сетей.
Персонал РМС практически обучается выполнению
всех видов линейных работ, предусмотренных в соответ-
ствии с присвоенным каждому отдельному лицу разря-
дом, а также правилам обращения и ухода за инстру-
ментом и оснащением РМС. Он должен выполнять
требования правил техники безопасности, правил техни-
ческой эксплуатации, правил внутреннего трудового
распорядка, обязательно выполнять распоряжения де-
журного персонала электросети в части производства
внеочередных осмотров и выполнения аварийно-восста-
новительных работ.
С целью повышения производительности труда и по-
вышения квалификации работающих рекомендуется сов-
мещение профессий, в первую очередь профессии
монтера с профессиями шофера, тракториста, крановщи-
ка, электро- и газосварщика. Такое совмещение сле-
дует осуществлять главным обазом путем организации
обучения монтеров-линейщиков указанным профессиям.
15
Ремонтно-механизированная станция укомплектовьь
вается необходимыми машинам^, механизмами, оборудо-
ванием и инструментом.
Ремонтно-механизированная станция должна иметь
необходимое механическое оборудование, позволяющее
выполнить несложные работы по механической обра-
ботке металлов, а именно: тиски слесарные, станки свер-
лильные, точила, горны кузнечные, наковальни, ком-
плект кузнечного инструмента и пр.
I Ремонтно-механизированная станция обеспечивается
необходимыми приборами и измерительными инструмен-
тами, такими, как приборы для замера загнивания дре-
весины, измерители заземления, дефектоскопы, штанги
для контроля соединителей и изоляторов, приборы для
окраски и смазки тросов, бинокли, барометры, анемо-
метры, компасы, термометры и пр. Она обеспечивается
также соответствующим инвентарем (лыжи, палатки
брезентовые, лестницы переносные, фонари аккумуля-
торные, термосы, тара для горючего, смазочных масел,
красителей и растворителей), инструментом для земля-
ных работ, а также необходимым плотничным инстру-
ментом.
Каждая РМС имеет необходимое количество защит-
ных средств. К ним относятся штанги для проверки
отсутствия напряжения, переносные заземления, винто-
вые заземлители, диэлектрические (резиновые) перчат-
ки, предохранительные очки, страхующие веревки, пе-
реносные аптечки, сигнальные флажки и пр.
1-4. РЕМОНТНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ БАЗЫ
И РЕМОНТНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПУНКТЫ
Для централизованного ремонтно-эксплуатацион-
ного и оперативного обслуживания подстанций, линий
электропередачи и распределительных электрических
сетей создаются ремонтно-производственные базы
(РПБ) и ремонтно-эксплуатационные пункту (РЭП),
которые являются ^основой для обеспечения надежного
и бесперебойного электроснабжения потребителей.
Сооружение РПБ и РЭП должно осуществляться по
типовым проектам, разработанным институтом Энерго-
сетьпроект. Разработано восемь типов баз: базы типов
I—III являются центральными базами предприятий
электрических сетей (ПЭС), базы типов IV—V являются
16
базами районов электрических сетей (РЭС), а базы ти-
пов VI—VIII являются ремонтно-эксплуатационными
пунктами для участков электрических сетей.
В состав ремонтно-производственных баз типов I—
III входят служебно-бытовой корпус, производственный
корпус, склад-навес, открытая стоянка машин, откры-
тый склад масла, открытая площадка хранения ма-
териалов с козловым краном, открытая мойка автомоби-
лей трансформаторная подстанция.
Таблица 1-1
Характеристика и примерный объем обслуживания
в условных единицах ремонтно-производственных
баз электрических сетей
Тип базы	Характеристика ремонтно-производ- ственной базы	Расчетный объем электрической сети в условных единицах
РПБ-1	Центральная база предприятия элек- трических сетей (допускается в от- дельных случаях)	Свыше 30 000
РПБ-П	То же	Свыше 15 000
РПБ-Ш		8000—15 000
РПБ-IV РПБ-V	База района электрических сетей База небольшого района электриче- ских сетей	6000—10 000 3000—6000
РПБ-VI	База участка электрической сети	1500—2000
РПБ-VII	База удаленного участка электросе- тей малой плотности	900—1500
РПБ-VIII	База небольшого участка электриче- ской сети	600—900
На рис 1-3 приведена ремонтно-производственная база тина VI.
В состав ремонтно-производственных баз типов IV—
V входят главный корпус с закрытой стоянкой для двух
аварийных машин, склад-навес, открытая стоянка авто-
мобилей, открытая площадка для хранения материалов
с двумя поворотными кранами и т. п.
В состав ремонтно-производственных баз типов VI—
VIII входят производственное здание с кладовой бри-
гады централизованного ремонта, комнатой мастера,
узлом связи, гардеробом, санузлом, душем, крытой
стоянкой а^омобиля, мастерской; площадка открытого
хранения^атери^лов с консольно-поворотным краном
грузопожфянб^хьй. 1 т; комплектная трансформаторная
подста^тщя'.
Рмойтно-процзво^дственные базы, как правило, вы-
полняются в двух вариантах: в панелях и в кирпиче.
17
На каждой РПБ должно быть посДроейо необходи-
мое количество жилых помещений производственного
назначения.
Объем обслуживания для ремонтно-производствен-
ных баз различных типов представлен в табл. 1-1.
Укрупненная сметная стоимость строительства ремон-
тно-эксплуатационных пунктов приведена в табл. 1-2.
При разработке перспективных схем организации
эксплуатации энергетических систем и отдельных пред-
приятий электрических сетей в первую очередь необхо-
Рис. 1-3. Ремонтно-производственная база типа VI.
/ — производственный корпус с помещениями по ремонту и обслуживанию
автомобилей, помещениями бригад, складами и помещениями служебно-быто-
вого назначения; 2—склад-павес; 3—консольный кран грузоподъемностью
10 кН; 4 — бензоколонка; 5--ограда.
димо выбирать местоположение центральной РПБ пред-
приятия, определять объем и зону обслуживания элек-
трических сетей бригадами централизованного ремонта
и эксплуатационного обслуживания, размещающимися
на этой базе, а затем для оставшегося объема опреде-
лять местоположение, объемы и зоны обслуживания
местных ремонтно-производственных баз типов IV—VIII.
Ремонтно-производственные базы в полном объеме
предусматриваются лишь для вновь организуемых рай-
онов и предприятий электрических сетей. При сооруже-
нии баз на территории действующих предприятий дол-
18
Таблица 1-2
Укрупненная сметная стоимость строительства ремонтно-эксплуатацжмшых
пунктов типов I—IV электрических сетей
Тип РЭП	Тип использу- емого проекта ремонтно-про- изводственной базы (РПБ)	№ проекта Энергосетьпрректа		Сметная стоимость базы без привязки и жилья производ- ственного назначения, тыс. руб.		Объем жилья произ- водственного назначе- ния при бре и его стоимость, тыс. руб.	Полная укруп- ненная сметная стоимость с учетом произ- водственного жилья (коэф- фициент при- вязки 2), тыс. руб.
		в панелях	в кирпиче	в панелях	в кирпиче		
РЭП-1	РПБ-V	5161 ТМ	5186 тм	134,95	136,6	8 квартир по 30 м2 36,0	320,0
РЭП-П	Р ПБ-VI	5162 тм	5187 тм	43,33	42,35	8 квартир по 30 м2 36,0	130,0
РЭП-Ш	РПБ-VII	—	5612 тм	—	20,25	4 квартиры по 30 м2 18,0	75,0
РЭП-IV	РПБ-VIII	—	5613 тм	—	9,79	4 квартиры по f30 м2 18,0	* 55,0
жны максимально использоваться действующие соору-
жения.
Центральные ремонтно-производственные базы ти-
пов I—III должны располагаться вблизи железнодо-
рожных путей и крупных населенных пунктов. Ремонт-
но-производственные базы типов IV—VIII должны рас-
полагаться по возможности вблизи населенных пунктов
с тем, чтобы проживающие могли пользоваться услуга-
ми торговой сети, общественного питания, культуры,
образования и пр. Это позволяет облегчить возможности
найма и пополнения обслуживающего персонала.
На открытых площадках РПБ типов I—III необходи-
мо предусмотреть места для хранения строительного
леса, барабанов с кабелем и проводами, изоляторов,
металлоконструкций, резервных трансформаторов, а
также аварийного запаса пропитанного леса и железо-
бетонных пасынков.
Жилые помещения, сооружаемые при ремонтных
базах, должны оборудоваться телефонами, радиосвязью
и вызывной сигнализацией и размещаться по возмож-
ности вблизи узловых подстанций или производствен-
ных ремонтных баз электрических Сетей. В проектно-
сметной документации линии электропередачи 35 —
500 кВ и РПБ строительство этих домов, являющихся
составной частью производственных помещений ремонт-
ных баз, должно предусматриваться за счет промыш-
ленного строительства.
При размещении РМС на РПБ следует руковод-
ствоваться нижеследующим:
а)	как правило, ремонтно-механическая станция дол-
жна целиком закрепляться за одним предприятием
электрических сетей;
б)	в тех случаях, когда объем обслуживания соот-
ветствующих видов электроустановок в предприятии
электрических сетей меньше, чем предусмотрено для
полного комплекта РМС, допускается деление комплек-
та РМС между предприятиями: РМС-I и РМС-Ш — на
две части, РМС-П—на три части. При этом механизмы,
имеющиеся в комплектах РМС в единственном числе,
закрепляются за центральным или наиболее крупным
предприятием электросети;
в)	на центральной ремонтно-производственной базе
должно быть организовано профилактическое обслужи-
вание и текущий ремонт всех механизмов РМС.
20
1-5. АВАРИЙНЫЙ ЗАПАС, ЕГО СОСТАВ И РАЗМЕЩЕНИЕ
/ Для быстрой ликвидации повреждений на линии при
каждой РМС создается аварийный запас древесины,
проводов, изоляторов, арматуры и других материалов.
/Количество/и номенклатура /аварийного запаса/обо-
рудования и матер^аловуНля каждой РМС/устацрвлива-
ются руководством предприятия электрических сетей.
В соответствии с типовыми нормативами Управления
энергосистемы, разработанными согласно «Нормативам
неснижаемого аварийного запаса голого провода, ка-
танки и железобетонных приставок для предприятий
электрический сетей», и в соответствии с «Нормативами
неснижаемого аварийного запаса материалов и обору-
дования . для линий электропередачи напряжением
330 кВ и выше и магистральных и межсистемных линий
электропередачи более низких напряжений».
Аварийный запас для воздушных линий от 0,4 В до
НО кВ создается на каждом предприятии электричес-
ких сетей и исчисляется отдельно для воздушных линий
напряжением 35—НО кВ, для линий напряжением 1 —
20 кВ и для линий напряжением до 1000 В исходя из
суммарной протяженности этих линий в пределах пред-
приятия электрических сетей согласно нормативам.
Неснижаемый аварийный запас материалов и обору-
дования, предназначенный для выполнения аварийно-
восстановительных работ на всех линиях электропереда-
чи напряжением 330 кВ и выше и магистральных и меж-
системных линиях электропередачи более низких
напряжений, создается в энергосистемах, эксплуатирую-
щих эти линии, исходя из суммарной протяженности
их в пределах энергосистемы согласно нормативам
(табл. 1-3).
Использование материалов и оборудования аварий-
ного запаса для производства планово-предупредитель-
ного ремонта, как правило, не разрешается и допуска-
ется только в исключительных случаях с разрешения
руководства энертоуправления.
Количество и номенклатура , аварийного резерва
утверждаются руководством энергоуправления, причем
ему предоставляется право на основании нормативов
определять типы опор, марки проводов, линейной арма-
туры, изоляторов исходя из характеристик эксплуати-
руемых энергосистемой и сооружаемых линий электро-
передачи. При этом номенклатуру аварийного запаса
21
Таблица 1-3
Норматив аварийного запаса материалов и оборудования
для линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше
и магистральных и межсистемных линий электропередачи
более низких напряжений
Наименование	Норма аварийного запаса в энерго- системе при суммарной протяженности ВЛ 330 кВ и выше и магистральных и межсистемных ВЛ более низких			
	До 500	напряжений, км		Свыше 2000
		500—1000	1000—2000	
Опоры с фундаментами, шт. . . .	6	10	14	16
Провод, т		3	4,5	5,5	6
Грозозащитный трос, т		0,7	1,2	1,5	1,7
Трос для оттяжек опор, т . . . .	0,1	0,15	0,2	0,25
Изоляторы подвесные, шт	 Сцепная арматура поддерживаю-	300	500	700	800
щей гирлянды, комплект .... Зажимы поддерживающие для про-	18	30	42	48
водов, шт	 Сцепная арматура натяжной гир-	18	30	42	48
лянды, комплект 	 Зажимы натяжные для проводов,	7	10	12	14
шт. . •	 Сцепная арматура для грозозащит- ного троса в поддерживающем	7	10	12	14
зажиме, комплект	 Поддерживающие зажимы для тро-	5	8	10 -	12
сов, шт	 Соединители для проводов, шт. . .	5	8	10	12
	50	75	- 100	120
Соединители для тросов, шт. . . .	15	20	24	26
Распорки дистанционные, шт. . . .	40	65	90	ПО
Гасители вибрации, шт		15	25	30	35
следует составлять, ориентируясь в первую очередь на
наиболее распространенные в пределах энергосистемы
и наиболее повреждаемые элементы линий.
Материалы и оборудование аварийного запаса дол-
жны храниться в специально отведенных местах. Запре-
щается хранить их вместе с материалами и оборудова-
нием, предназначенными для выполнения плановых
работ. Хранение аварийного запаса должно обеспечить
его исправное состояние и возможность быстрого полу-
чения в аварийных случаях.
В местах хранения аварийного запаса вывешивается
его номенклатура с указанием количества запаса и фак-
тического его наличия. Наличие и техническое состояние
22
аварийного запаса проверяют периодически, но не реже
2 раз в год. При обнаружении каких-либо отступлений
в комплектовании или хранении аварийного запаса
должны быть немедленно приняты меры по их устране-
нию. Материалы и оборудование, израсходованные на
аварийно-восстановительный ремонт, подлежат пополне-
нию в кратчайший срок.
(Аварийный запас материалов и оборудования созда-
ется 'и восстанавливается в случае его расходования за
счет централизованных средств, выделяемых на строи-
тельство новых линий электропередачи.
Допускается создание аварийного запаса и его вос-
становление^за счет (Средств, выделяемых на капиталь-
ный ремонт^/Проектные организации при выполнении
проектов линий электропередачи напряжением 330 кВ
и выше и магистральных и межсистемных линий элек-
тропередачи более низких напряжений должны преду-
сматривать в сводной смете средства на приобретения
аварийного запаса в следующем размере. На каждые
100 км вновь сооружаемой линии в смете предусматри-
ваются средства па приобретение одной опоры с фун-
даментами и комплектом изоляторов и арматуры 0,6 т
провода и 0,14 т грозозащитного троса.
Строительные организации при заказе материалов
и оборудования для строительства линий электропереда-
чи должны включать в заявку материалы и оборудова-
ние, предназначенные для создания аварийного запаса
с последующей передачей их на баланс энергоуправле-
пий.
Количество материалов и оборудования, предназна-
ченных для создания аварийного запаса и подлежащих
приобретению за счет сметы па строительство конкрет-
ных линий электропередачи, указывается энергоуправ-
лениями в технических условиях на проектирование ли-
нии, выдаваемых проектной организации.
1-6. ЛИНЕЙНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ СВЯЗЬ
Очень важное значение для эксплуатации воздуш-
ных линий имеет надежная связь управления предприя-
тия электрических сетей и диспетчерского пункта
предприятия с РМС и линейными бригадами. Связь не-
обходима для проведения повседневных работ по
обслуживанию линий, для получения разрешения на
23
производство работы на линии и сообщения об оконча-
нии этой работы диспетчеру или ответственному руково-
дителю работ. Она нужна также в административно-хо-
зяйственных целях.
Особенно важное значение приобретает связь в ава-
рийных случаях; ее плохая работа может задержать
ликвидацию повреждений на линии. Поэтому должно
быть предусмотрено резервирование связи. При не-
благоприятных атмосферных условиях (сильные морозы,
ветры, иней, гололед, гроза и пр.) одновременно с по-
вреждением линии очень часто повреждаются и провод-
ные линии связи.
В настоящее время для эксплуатации воздушных
линий применяются следующие виды связи: проводная
телефонная; высокочастотная по проводам линий; ра-
диосвязь с линейными бригадами и монтерами, произво-
дящими работу и осмотр линий.
Линии проводной телефонной связи, как правило,
проходят вдоль трассы линий.
В случае отсутствия на трассе линейных и монтер-
ских пунктов на линиях связи в определенных местах
для удобства пользования устанавливаются телефон-
ные пункты или используются полевые переносные те-
лефонные аппараты, подключаемые на столбе к телефон-
ным проводам.
Большое распространение получила высокочастотная
связь по проводам воздушных линий. Этот вид связи
обладает высокой надежностью и экономичностью, так
как применяемые при этом устройства могут быть
использованы также для целей телемеханики и релей-
ной защиты. Особенно целесообразно применение высо-
кочастотной связи по проводам воздушных линий, имею-
щих большую длину.
Для обеспечения высокочастотной связи по проводам
воздушной линии во время ремонтных работ на отклю-
ченной линии должны применяться переносные загради-
тели, которые включаются в цепь заземления. Эти за-
градители типов ЗРОС-12 и ЗРОС-6 (заземляющий
реактор однофазный сухой на 12 и 6 кА) имеют массу
54 и 20 кг.
Для обеспечения работы каналов связи при повреж-
дениях на линии приемники высокочастотных постов
должны снабжаться автоматической регулировкой уси-
ления, действующей в широких пределах.
24
В настоящее время для связи диспетчера с ремонт-
ными бригадами (с подвижными объектами) широкое
применение получила радиосвязь [1-8].
В качестве основных в последние годы применяются
радиостанции типа «Марс» мощностью передатчика
6 Вт, работающие в диапазоне частот 33—46 МГц и ра-
диостанции типа ФМ 10/160 и ФМ 40/160 мощностью
соответственно 10 и 40 Вт, работающие в диапазоне
частот 136—174 МГц. Существенными недостатками
радиосвязи являются недостатки частот и наличие боль-
ших помех вблизи больших городов. На стационарных
радиостанциях в целях улучшения качества связи необ-
ходимо применять направленные антенны как одно из
основных средств помехозащищенности.
При радиосвязи на территории, расположенной вбли-
зи интенсивных источников радиопомех, рекомендуется
пользование маршрутными картами, заранее составлен-
ными персоналом службы связи, а также другими сред-
ствами, не вызывающими изменения основных электри-
ческих характеристик радиосети (например, установка
на мобильном объекте антенны направленного действия,
поднимаемой телескопическим механизмом).
Антенные устройства стационарных радиостанций по
возможности должны быть расположены на наибольшем
удалении от электрических сетей, распределительных
устройств и других объектов, которые могут при опреде-
ленных условиях создать повышенный уровень помех
на входе приемного устройства.
Средняя дальность радиосвязи составляет 25—40 км.
При благоприятном рельефе местности дальность радио-
связи может быть обеспечена в пределах 60—80 км.
1-7. ВЕДЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
Нормальная эксплуатация воздушных линий не-
мыслима без четкого ведения технической документации.
Отсутствие строгого учета дефектов и неисправностей
ведет к повреждениям линий, бракам и авариям.
Отсутствие правильного учета наличия и состояния
инструмента и материалов ведет к несвоевременному
ремонту и испытанию инструмента, механизмов, при-
способлений, к срыву или затяжке в выполнении работ.
Отсутствие учета аварийного запаса может привести
к срыву работ по ликвидации повреждения на линии.
Ведение технической документации облегчает пла-
нирование работ, способствует улучшению организации
труда и повышению его производительности.
В службе линий предприятия электрических сетей
должны храниться необходимые материалы техничес-
кого и рабочего проектов линий с исполнительными
трассами и профилем линий с приемно-сХаточной доку-
ментацией. На каждую линию составляют паспорт
с приложенными к нему схемой трассы (рис. 1-4), трех-
линейной схемой соединителей (рис. 1-5) с расцветкой
фаз, ведомостью пересечений, инвентарной описью ли-
нии и документами, отображающими перечень профит.
лактцческих.^-ршшЕ1111Ых_11абот па ней, пдоизведанных
в течение года (в конце года в папку подшивается план-
график "работ по линии с отметками объема и срока
выполненных работ). Папка с паспортом имеет номер,
соответствующий порядковому номеру перечня линий.
Под тем же номером па каждую линию целесообраз-
но иметь папку с первичной технической документацией
(листки осмотров, ведомости замеров соединителей
и зажимов, контроля изоляторов, верховых осмотров
и ревизий и замеров сопротивлений, заземлений опор,
замеров габаритов; акты контрольных осмотров и пр).
Указанные первичные документы поступают в служ-
бу линий >1 раз в месяц с отчетом за прошлый месяц.
Перед отправкой из них должны быть выписаны все
обнаруженные дефекты и ненормальности в журнал де-
фектов.
Служба линий располагает необходимыми руково-
дящими указаниями и справочным материалом, ком-
плектами необходимых производственных инструкций,
альбомами и каталогами линейных изоляторов и арма-
туры, альбомами типовых опор, монтажными таблицами
для проводов и тросов, информационными материала-
ми и руководящими указаниями, таблицами расчетных
и минимально допустимых диаметров деревянных опор
по каждой линии, документацией по экплуатации ме-
ханизмов, машин, приспособлений и пр. Она должна
иметь перечень эксплуатируемых линий с их основными
характеристиками, однолинейную схему сети на плане
местности с номерами пограничных опор, схемы аварий-
ных обходов, схемы зон загрязнений, действующие про-
екты грозозащиты, нормы и наличие аварийного запаса
и пр.
26
ggggoeSSooOooogooooooooggoooooogooooooogoooooogoooooogooooooogooooooog
1
ИЫШ1ааЫаААААААаШаАААа1аАААААа£шААаЫаАаДаАААААА%ААААААа£
234567 891015	2425	32	40	47 }	54	62
ст д, | | _________ст_____________
Иваньково 1В0°55' рШар 175°55
Пашкове
\l\ I Якульщина £
Шестакова
‘Дорога
Пруды 'Д
Река
Метры	A?Jg 1008,6
2892,4
2422,6
2435
2310
26413
X Опоры металлические
промежуто чные
Опоры металлические анкерные
Опоры металлические угловые
2 Опоры металлические
А транспозиционные
X Опоры деревянные
Опоры деревянные анкерные
Д Опоры деревянные угловые
9 Опоры деревянные транспо-
Д зиционные
g Анкерное крепление проводов
Промежуточное крепление
°	проводов *
□Я Ремонтная база
Рис. 1-4. Схематическая трасса линии.
Кроме того, служба линий должна иМеТь Многолет-
ние графики и годовые планы-графики работ на каждой
линии, месячные планы работ по каждой РМС, годовые
заявки па материалы, оборудование, графики контроль-
ных осмотров линий, бланки нарядов и пр.
В РМС необходимо иметь следующую документа-
цию: журналы дефектов и учета ежедневных работ;
бланки и папку нарядов; журналы учета и осмотра за-
6	7	8 Э 10 .	11
------------Натяжные глухие прессуемые зажимы
____ _____Натяжные разъемные прессуемые
”зажимы
____	____Натяжные глухие зажимы стермо-
сваркой, в шлейфе
।—।	Соединитель прессуемый цилиндри-
ческий
----О Соединитель типа „ Мосрраль “
Соединитель овальный на медных
V трубах
0	Соединитель типа „Гофман"
д	Переходной соединитель (с меди
и	на алюминий)
Рис. 1-5. Трехлинейная схема соединений проводов.
щитных средств механизмов, приспособлений и инстру-
мента; журналы инструктажа персонала и замеров
загнивания древесины; графики испытаний такелажных
приспособлений инструмента и защитных средств, схе-
матические трассы линий и схемы соединений проводов
с расцветкой фаз; инвентарные описи линий, нормы
и наличие аварийного запаса, многолетние графики
и годовые планы-графики эксплуатационных и ремонт-
ных работ, проекты грозозащиты.
28
Ремонтно-механизированные станции обеспечиваются
руководящими указаниями, справочным материалом,
действующими правилами и положениями, альбомами
изоляторов и арматуры, монтажными таблицами прово-
дов и тросов, таблицами расчетных и минимально до-
пустимых диаметров деревянных опор, комплектом про-
изводственных инструкций и т. д.
Ж У РИАЛ
дефектов на линии
(напряжение и наименование /инии)
Дата обна- ружения дефектов	Фамилия обнаружив- шего дефект	Наименование дефектов	Срок устра- нения дефектов	Дата устра- нения дефе.ктов	Фамилия устранив- шего дефект
					
Объем технической документации в службе линий
и РМС должен быть минимальным и в то же время
достаточно полным, отражающим состояние линии
электропередачи. Не следует заниматься многочислен-
ными переписываниями первичных документов, так
как при переписываниях могут появиться возможные
при этом ошибки. Не следует также идти по пути
создания многочисленных форм, дублирующих друг
друга.
Каждая работа должна быть оформлена докумен-
тально, из первичных документов выписываются дефек-
ты в журнал дефектов, а первичные документы направ-
ляются в службу линий с визой мастера, производив-
шего проверку.
Журнал дефектов должен быть основным докумен-
том мастера РМС, по которому он работает и где отра-
жаются все изменения, происходящие па линии. В него
можно не заносить лишь забракованную при замерах
загнивания древесину, так как она из журналов загни-
вания сразу попадает в технический план капитального
ремонта.
Непременным условием хорошего состояния техни-
ческой документации является своевременная, аккурат-
ная, четкая запись всех выполненных работ, обнару-
женных дефектов, отметок об устранении этих дефектов
29
и всех изменений реконструктивного характера. Свое-
временная обработка начальником (мастером) РМС
первичных документов, представляемых производителями
работ, и регулярная отправка их в службу линий элек-
трических сетей дают возможность наладить системати-
ческий просмотр документации и установить двойной
контроль за своевременным устранением обнаруженных
дефектов и ненормальностей.
В настоящее время делаются попытки внедрить учет
состояния ВЛ на перфокартах, что в дальнейшем позво-
лит применить электронно-вычислительные машины, ко-
торыми снабжены энергосистемы. Это позволит улуч-
шить вопросы учета дефектов, планирования и мате-
риально-технологического снабжения с помощью эле-
ментов АСУ энергосистемы.
1-8. ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ НА ЛИНИЯХ
Опыт эксплуатации показал, что лучшей формой
проведения ремонта линий электропередачи является
комплексный капитальный ремонт, позволяющий про-
вести работы с высоким качеством при наименьших за-
тратах труда, т. е. с наиболее высокой производитель-
ностью труда.
Комплексное выполнение работ позволяет лучше
использовать имеющиеся в РМС механизмы, обеспечи-
вает квалифицированный надзор за проведением работ
со стороны инженерно-технических работников РМС
и службы линий и позволяет резко снизить непроизво-
дительные проезды бригад по линии.
На основании опыта эксплуатации устанавливаются
средние сроки проведения эксплуатационных и ремонт-
ных работ. Межремонтные сроки зависят>ют техничес-
кого состояния линий электропередачи. В настоящее
время периодичность проведения работ принята кратной
3 годам. Так, например, замена древесины выполняется
1 раз в 3 года, покраска металлических опор—1 раз
в 6—9 лет, верховая ревизия линии—1 раз в 6 лет, за-
меры сопротивления заземления опор — 1 раз в 6 лет
и Т. Д.	I
Составляется многолетний график ремонта всех ли-
ний предприятия электрических сетей с учетом более
равномерного распределения объемов ремонта по годам.
На основании многолетнего графика работ, допол-
ненного произведенными замерами загнивания древесины
30
и результатами контрольного осмотра линий, составля-
ется годовой план- график производства работ по каж-
дой отдельной линии с включением в него работ по
устранению имеющихся дефектов.
Утверждаю:
Главный инженер
электросетей ----
К составлению годовых планов-графиков работ при-
ступают с сентября предшествующего года, когда име-
ются полные данные о результатах замеров загнивания
древесины. В последнем квартале предшествующего
года производятся соответствующие уточнения. Эти пла-
ны-графики рассматриваются и утверждаются главным
инженером предприятия электрических сетей.
Плановый отдел предприятия электрических сетей на
основании объема работ, предусмотренных планом-гра-
фиком, составляет сводный план с разбивкой по меся-
цам, составляет рабочие сметы на капитальный ремонт
и определяет сумму затрат на производство ремонтных
работ. Одновременно производится уточнение заявок па
необходимые материалы и оборудование для капиталь-
ного ремонта следующего года.
Исходя из годовых планов-графиков работ по каж-
дой линии, начальник (мастер) РМС совместно со служ-
бой линии составляет месячный план работ для РМС
в целом, а иногда и для отдельных бригад с влючением
всех работ, предусмотренных планом-графиком, а также
Других работ по ремонту и испытанию инструмента, за-
31
щитных средств, инвентаря, механизмов, приспособле-
ний, производственных помещений, технической учебы
персонала, проверки персонала, работ по охране воз-
душных линий, работ по оказанию услуг соседним ОМС
и смежным службам и т. д.
В планах-графиках работ работниками службы ли-
ний и РМС в конце текущего или в начале следующего
месяца отмечаются выполненные работы. По окончании
ремонта на данной линии осуществляется приемка вы-
полненных работ из капитального ремонта комиссией,
составленной из работников службы линий и РМС,
и составляется акт об окончании капитального ремонта
данной линии, который служит основанием для закры-
тия заказа, открытого в начале года для финансирова-
ния работ по ремонту линии.
Капитальный ремонт линии электропередачи—работа
сезонная. Большая часть работ выполняется в период
апрель—октябрь. Объем капитального ремонта требует
для своего выполнения значительно больших трудоза-
трат, чем при выполнении профилактических работ на
линии. Поэтому определяющим фактором при планиро-
вании потребности в рабочей силе является выполнение
работ по капитальному ремонту.
Для составления планов работ и оценки загрузки
персонала при выполнении работ РМС и служба линии
обеспечиваются нормами времени на производство от-
дельных работ на линии.
Установление норм времени производится научно
обоснованным методом, путем учета фактических затрат
рабочей силы на выполнение самой работы, с учетом
проезда к месту работ и возвращения, времени допуска
к работам и сообщения об окончании работ, а также
с учетом комплексного выполнения работ. По мере внед-
рения новой техники и роста производительности труда
указанные нормы времени должны пересматриваться.
Для оценки трудоемкости работ по капитальному
ремонту и эксплуатации отдельных РМС, служб и пред-
приятий в целом введено понятие—условная единица.
Условную единицу устанавливают исходя из трудоем-
кости обслуживания различных по конструкции, напря-
жению, примененному материалу воздушных линий, ка-
бельных линий и подстанций. За условную единицу при-
нят 1 км одноцепной линии электропередачи 110 кВ на
металлических опорах.
32
В соответствии с трудоемкостью обслуживания линий
другого напряжения, материала и конструкции введе-
ны следующие условные единицы на 1 км линий различ-
ного типа:
Линии 400 кВ и выше..........................................2,6
Линии 220—330 кВ на одноцепных металлических или железобе-
тонных опорах...............................................1,1
Линии 220—330 кВ на	деревянных опорах......................1,7
Линии 220—330 кВ на двухцепных металлических или железобе-
тонных опорах...............................................1,5
Линии НО—154 кВ на одноцепных металлических или железобе-
тонных опорах...............................................1,0
Линии НО—154 кВ на	деревянных опорах......................1,4
Линии НО—154 кВ па двухцепных металлических или железобе-
тонных опорах...............................................1,3
Линии 35—60 кВ на одноцеппых металлических или железобетон-
ных опорах...................................'..............0,8
Линии 35—60 кВ на деревянных опорах..........................1,4
Линии 35—60 кВ на двухцеппых металлических или железобетон-
ных опорах..................................................1,1
Линии 35—60 кВ на двухцепных деревянных опорах...............1,6
Линии 1—20 кВ на металлических и железобетонных опорах . . .2,1
Линии 1—20 кВ на деревянных опорах...........................1,7
Линии 1—20 кВ на металлических и железобетонных опорах при
совместной подвеске проводов напряжением до 1000 В и линии
радиотрансляционной связи...................................3,0
Линии 1—20 кВ на деревянных опорах...........................2,5
Аналогично оценивается трудоемкость работы на
подстанциях и других службах.
Пользуясь указанными значениями, можно определить
общее количество условных единиц по предприятию
электрических сетей в целом или отдельной РМС.
Зная общее количество персонала, обслуживающего
предприятие электрических сетей, можно определить,
количество персонала, приходящееся на 1000 условных
единиц, или показатель удельной численности персона-
ла, которым пользуются при оценке загрузки персонала
предприятий электрических сетей. Кроме того, часто
пользуются несколько иным показателем: количеством
условных единиц, приходящихся на одного монтера.
В настоящее время отдельные электрические сети
энергосистем добились высоких показателей, достигнув
30—40 условных единиц па одного монтера-линейщика.
Следует отметить имеющиеся недостатки существую-
щей системы условных единиц. Это в основном песоот-
вгнтвпе между трудоемкостью единицы в сетях высоко-
го напряжения и распределительных сетях.
3-5#	33
В настоящее время проводятся работы по приведе-
нию в соответствие системы условных единиц.
1-9. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ
Учитывая повышенную опасность проведения работ
на действующих воздушных линиях, соблюдению Пра-
вил техники безопасности [1-4] придают особо важное
значение.
Каждая ВЛ должна иметь четкие обозначения опор
и цепей, особенно ib местности, где проходит много ли-
ний электропередачи.
Обозначения наносятся в соответствии с требования-
ми Правил технической эксплуатации [1-1] и Правил
техники безопасности [1-4]. Все лица, обслуживающие
липни электропередачи и производящие на них работы,
при поступлении на работу должны пройти вводный
(общий) инструктаж и инструктаж по технике безопас-
ности па линии с записью в журнале. Вводный (об-
щий) инструктаж, инструктаж по технике безопасности,
как и всякая другая работа по изучению Правил тех-
ники безопасности, должны проводиться в кабинетах
(или с помощью кабинетов) по технике безопасности,
организуемых на предприятиях электрических сетей
в соответствии с «Рекомендациями по организации и ра-
боте кабинета по технике безопасности на предприяти-
ях электрических сетей». Работающие на эксплуатации
ВЛ не должны иметь увечий и болезней, препятствую-
щих выполнению работ, а поэтому обязаны проходить
медицинское освидетельствование при поступлении на
работу, а также периодически в соответствии с Прави-
лами техники безопасности при эксплуатации воздуш-
ных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше
[1-4].
Монтеры, обслуживающие линии электропередачи,
должны пройти обучение методам работы на рабочем
месте под руководством опытного работника, изучить
правила, а затем пройти проверку знаний в квалифика-
ционной комиссии и получить определенную квалифика-
ционную группу по технике безопасности. Все лица,
начиная с группы II, должны быть практически обучены
приемам освобождения человека, попавшего под напря-
жение, приемам оказания первой доврачебной помощи
при поражениях электрическим током. Оказание
34
Первой помощи пораженному электрическим током до-
стигается применением двух основных приемов:
а)	проведения искусственного дыхания путем рит-
мичного вдувания воздуха из своего рта в рот или нос
пострадавшего через каждые 5—6 с (рис. 1-6);
б)	поддержания у пострадавшегося искусственного
кровообращения путем сжатия сердца посредством рит-
мического надавливания (3—4 раза между вдуваниями
воздуха) на переднюю стенку грудной клетки. Этим
а — вдох; б — выдох.
приемом, называемым наружным непрямым массажем
сердца, выталкивают кровь из его полостей в кровенос-
ные сосуды и, таким образом, способствуют сохранению
достаточного кровотока в организме при отсутствии са-
мостоятельной сердечной деятельности (рис. 1-6). По-
дробно методы оказания первой доврачебной помощи,
способы освобождения пострадавшего от тока и приемы
искусственного дыхания и наружного массажа сердца
описаны в [1-4].
Нужно помнить, что квалифицированную помощь мо-
жет оказать только врач, а поэтому во всех случаях
при первой возможности необходимо немедленно выз-
вать врача. Следует также иметь в виду, что попытки
оживления могут быть эффективными лишь в тех слу-
чаях, когда с момента остановки сердца прошло не бо-
лее 10 мин.
Всякая работа на действующих линиях может произ-
водиться лишь при обязательном соблюдении следую-
щих условий:
па производство работы должно быть соответствую-
щее распоряжение лица, уполномоченного на это (на-
ряд, устное или телефонное распоряжение);
35
работа должна производимой йё мёнее йем двумя
лицами, за исключением работ без подъема на опору
или с подъемом на опору не выше 3 м от земли, не свя-
занных с разборкой конструктивных элементов опор;
должны быть выполнены организационные и техни-
ческие мероприятия, обеспечивающие безопасность ра-
бот.
К организационным мероприятиям относятся:
а)	Оформление работ нарядом, который является
письменным распоряжением, определяющим объем и
наименование работ, подлежащих выполнению, место,
время и условия их производства, состав бригад. В на-
ряде указываются фамилии лиц, ответственных за бе-
зопасность работ.
Ответственными за безопасность работ являются от-
ветственный руководитель работ, организующий работу
и выдающий наряд (или распоряжение); оперативный
персонал, отдающий распоряжение об отключении
и включении линии и разрешающий приступить к рабо-
те; производитель работ, руководящий работой на
месте.
Руководителями работ могут быть инженерно-техни-
ческие работники, осуществляющие технический надзор
за состоянием линии и имеющие квалификационную
группу по технике безопасности не ниже группы V.
Ответственный руководитель работ отвечает за необхо-
димость работы и возможность безопасного ее произ-
водства, за достаточность квалификации лиц, назначае-
мых для производства работ. Производителями работ
могут назначаться лица, имеющие квалификацию (как
правило) не ниже IV группы.
Производитель работ отвечает за правильную, безо-
пасную организацию работ на месте, надлежащее ин-
структирование лиц, назначенных для производства ра-
бот, и соблюдение работающими Правил техники безо-
пасности. Он обязан до начала работ обеспечить
выполнение всех необходимых мер безопасности, пра-
вильно расставить людей на места работы, проверить
исправность защитных и грузоподъемных приспособле-
ний и инструмента и обеспечить непрерывный надзор
над работающими.
б)	Оформление допуска к работе или разрешения
на возможность приступить к работам. Это разрешение
может дать либо ответственный руководитель, выдав-
36
Ший наряд, либо оперативный Дежурный, руководящий
отключением линий.
в) Надзор во время работ, который осуществляется
производителем работ.
г) Оформление изменения состава бригады, переры-
вов в работе, окончания работ и включения линии.
Производитель работ оформляет окончание работ
в наряде с записью времени окончания работ и времени
сообщения об окончании
работ оперативному де-
журному.
К техническим меро-
приятиям при работах на
отключенных линиях от-
носятся:
а)	снятие с линии на-
пряжения выключателями
и линейными разъедини-
телями; линия на концах
должна быть заземлена,
а на проводах линейных
разъединителей должны
быть вывешены плакаты
«Не включать — работа
на линии» (выполняются
персоналом станций и
подстанций);
б)	проверка на месте
работ отсутствия на ли- Рис | 7 Нал01кеяие
переносных
НИИ напряжения И нало- заземлений на провода линии,
жение заземления (вы-
полняются линейным персоналом);
Проверка отсутствия напряжения производится при-
ближением изолирующей штанги с укрепленным на ней
указателем напряжения к проводам линии или путем
приближения к ним обычной оперативной штанги (для
линии напряжением 35 кВ и выше). Отсутствие треска
в этом случае показывает, что напряжения нет.
Заземление проводов линий осуществляется путем
наложения и закрепления на проводах переносных за-
землений (рис. 1-7). Наложение, закрепление и снятие
переносного заземления производятся при помощи
штанги из изоляционного материала; при наложении
сначала присоединяется заземляющий провод к зазем-
37
ЛЙФёлю или заземленным частям опсфы, и Фолько посЛе
этого производятся наложение и закрепление зажимов
переносного заземления на проводах линии.
Заземлителями могут служить детали металлических
опор, а на деревянных и железобетонных опорах—зазем-
ляющие проводники. Искусственные заземлители устраи-
ваются путем забивки металлического лома или ввер-
тывания бура в землю на глубину 0,5—1 м.
В ряде случаев нет необходимости отключать линию
электропередачи для того, чтобы произвести на ней ту
или иную работу, т. е. имеется возможность выполнить
работу без снятия напряжения с линии. При работах на
воздушных линиях без снятия напряжения или вблизи
линий, находящихся под напряжением, требуются спе-
циальные мероприятия для обеспечения безопасности.
Состав бригады по возможности сохраняется посто-
янным. Ответственный руководитель и производитель
работ должен иметь стаж работы на линиях напряже-
нием 35 кВ и выше не менее 3 лет. Лица, имеющие тех-
ническое образование (среднее или высшее), должны
иметь стаж работы не менее 1 года.
Члены бригады могут быть допущены к работам без
снятия напряжения лишь после обучения и проверки
знаний ими методов производства работ на линии, на-
ходящейся под напряжением, правил техники безопас-
ности и усвоения ими практических навыков в проведе-
нии работ. Обучение производится на учебных полиго-
нах или отключенных линиях. Комиссия по проверке
знаний в этих случаях возглавляется главным инжене-
ром электросетей. По окончании проверки проверяемо-
му выдается документ, в котором указывается, к каким
работам на линиях без снятия напряжения и в качестве
кого допущено лицо, прошедшее проверку.
При работах на линии без снятия напряжения рабо-
тающие не должны касаться изоляторов, приближаться
и приближать свой инструмент к проводу на расстояние
менее 0,6 м для линии напряжением 35 кВ и ниже; 1,0 м
для линии НО кВ; 1,5 м для линии 150 кВ; 2,0 м для
линии 220 кВ; 2,5 м для линии 330 кВ и 3,5 м для ли-
ний 400—500 кВ.
Подъем инструмента на опоры линий, находящихся
под напряжением, должен производиться с помощью
бесконечного каната (рис. 1-8). Применение для измере-
ний стальных рулеток и метров запрещается. Все кана-
38
ты, применяемые при работах на линиях электропере-
дачи без снятия напряжения, должны быть, как прави-
ло, хлопчатобумажными или капроновыми.
При необходимости на линиях, находящихся под на-
пряжением, допускается применение стальных канатов
(тросов), при этом, однако, применяемые при работе
лебедки должны быть заземлены и расположены вдоль,
а не поперек оси линии, а подъем
и опускание стального троса дол-
жны осуществляться с помощью
бесконечного каната, к которому
стальной трос крепится в двух
местах: у конца троса и на рас-
стоянии 1,5—2 м от него.
Прикосновение к проводу, на-
ходящемуся под напряжением,
допускается изолирующими штан-
гами и другими прнспрсоблепия-
ми или непосредственно рукой
при условии падежной изоляции
работающего от земли и предва-
рительного переноса потенциала
провода на рабочую площадку, на
которой находится монтер.
Такие работы могут произво-
диться с изолирующих площадок,
лестниц, телескопических вышек
с изолирующим звеном и т. п.
Вход на площадку и выход
с рабочей площадки изолирующе-
го устройства разрешаются толь-
ко после удаления площадки
с работающим от провода на
расстояние не менее:
Рис. 1-8. Бесконечный
канат для подъема
инструмента.
/ — хлопчатобумажная ве-
ревка; 2 — блок; 3, 4 — ве-
ревка и крюк для крепле-
ния инструмента.
0,5 м на линии до НО^кВ включительно;
1,0 м на линии до 150—220 кВ включительно;
1,5 м на линии до 330 кВ включительно;
2,5 ’м на линии до 500 кВ включительно.
На рис. 1-9 изображена схема емкостных связей че-
ловека и изолирующего устройства с проводом и зем-
лей.
В соответствии с существующими правилами перед
началом работы электромонтер при помощи перемычки
39
переносит потенциал провода на рабочую площадку
изолирующего устройства. В этот момент емкости Ci
и С3 шунтируются и фазное напряжение полностью ло-
жится на емкости и С4. В момент пробоя искрового
промежутка при сближении перемычки с проводом на
линиях 220 кВ и выше электромонтер, стоящий на ра-
бочей площадке, испытывает неприятное ощущение (по-
Рис. 1-9. Схема емкостных связен
человека вблизи провода.
а — до переноса потенциала на рабо-
чую площадку; б — после переноса по-
тенциала провода на рабочую площад-
ку; /—провод линии; 2 — человек;
3 — изолирующее устройство; 4 — ра-
бочая площадка; 5 — шунтирующий
проводник; Ci, С2, Сз, С»—емкости.
Рис. 1-10. График изменения
емкостного тока человек—зем-
ля дри работе на проводе ли-
ний различного напряжения.
а — до переноса потенциала прово-
да на рабочую площадку; б —
в момент переноса потенциала про-
вода на рабочую площадку.
калывание). С повышением рабочего напряжения не-
приятное ощущение увеличивается.
Исследования ОРГРЭС показали, что величина ем-
костного тока через тело человека находится в прямой
зависимости от величины рабочего напряжения и для
линий 500 кВ достигает 1,9 мА (прямая а на рис. 1-10).
В момент переноса потенциала с провода на площадку
величина импульса тока также пропорциональна рабо-
чему напряжению линии (прямая б на рис. 1-10) и мо-
жет превышать установившееся . значение тока в
1200 раз.
Неприятные ощущения возникают у электромонте-
ров, обслуживающих линии 400—500 кВ, во время вле-
зания на металлические опоры и во время работы па
40
йих. Экспериментальные Зймёры, проведенные на линий
500 кВ, показали, что величина наведенных напряжений
на теле человека во время его влезания на опору может
достигать 690 В, а емкостный ток через тело человека
520 мкА. На диаграмме (рис. 1-14) показана величина
емкостного тока через тело человека в различных точ-
ках металлической опоры линии 500 кВ. Допустимая
Рис. 1-11. Величина емкостного тока через тело чело-
века при перемещении его по опоре 500 кВ.
величина емкостного тока через тело человека в рас-
сматриваемом случае: постоянно проходящий при рабо-
те через тело человека ток—не более 0,4 мА, а импуль-
сный ток в момент переноса потенциала с проводами на
рабочую площадку — не
более 0,45 А. При превы-
шении этих величин тре-
буется их ограничение.
Ограничение длительно
проходящего тока через
тело человека достигается
экранированием электро-
монтера специальным за-
щитным костюмом из спе-
циальной хлопчатобумаж-
ной ткани с тонкой метал-
лической сеткой. Для удоб.
Рис. 1-12. Изменения емкостных
токов человек — земля при произ-
водстве работ с помощью изоли-
рующей штанги.
41
сТва работы можно допустить применение экранирующе-
го костюма, оставив неэкранированными голову и кисти
рук. В этом случае ток через тело человека будет оста-
ваться в допустимых пределах. На рис. 1-12 показан
график тока, проходящего через тело человека, рабо-
тающего па телескопической вышке, по замеру соедини-
телей штанкой 1 и работающего па опоре—по контролю
изоляторов штангой 2. Кривые 1а и 2а показывают за-
висимость тока через тело человека при выполнении тех
же работ, по с применением защитного экранирующего
костюма.
В настоящее время разработаны специальные нормы
и правила по охране труда при работах на действующих
ВЛ и подстанциях 400, 500 и 750 кВ [1-12] и в зоне
влияния ВЛ того же напряжения. Эти нормы определя-
ют зону влияния как пространство, в котором напря-
женность электрического поля превышает 5 кВ/м. До-
пустимая продолжительность пребывания человека в те-
чение суток в электрическом поле без средств защиты
ограничена и установлена следующей:
Напряженность электрического по-
ля, кВ/м............................... 5	10 15	20	25
Допустимая продолжительность,
мин...............................Не	ограничена 180 90	10	5
В тех случаях, когда напряженность электрического
поля превышает 25 кВ/м или необходимая для произ-
водства работ продолжительность пребывания человека
в зоне влияния выше допустимых величин, необходимо
применение средств защиты по технике безопасности.
Границы зоны влияния располагаются для ВЛ 400—
500 кВ на расстоянии 20 м от токоведущих частей (по
воздуху), а для ВЛ 750 кВ — 30 м.
На ВЛ целесообразно применение в качестве средств
защиты индивидуальных экранирующих костюмов. При
работах в корзине телескопических вышек или гидро-
подъемников могут применяться также переносные
экранирующие устройства в виде навесов, щитов, пере-
городок и т. п.
Следует отметить, что производство работ на земле
в зоне влияния ВЛ 400, 500 и 750 кВ без применения
средств защиты в [1-12] весьма ограничено: на расстоя-
нии 20 м от опор ВЛ 400—500 кВ без ограничения вре-
мени, а в пролетах этих линий в течение не более
90 мин; для ВЛ 750 кВ—на расстоянии до 30 м от оси
42
промежуточных опор в течение не более 180 мин,
а в пролетах—не более 10 мин.
Однако, по-видимому, эти нормативы не учитывают
полностью специфики производства работ на ВЛ. В свя-
зи с тем, что работы на ВЛ производятся линейным
персоналом, как правило, не ежедневно, а периодически
и, кроме того, линейный персонал при производстве ра-
бот на ВЛ при переездах от опоры к опоре периоди-
чески выходит из зоны влияния ВЛ, указанные норма-
тивы должны быть в дальнейшем уточнены путем про-
ведения специальных медпкобиологических исследований
Применяемый при работах на линиях без снятия на-
пряжения монтерский пояс должен иметь вместо цепи
ремень из кожи, хлопчатобумажной ткани, веревки диа-
метром не менее 16 мм или капрона диаметром не ме-
нее 10 мм.
Коэффициент запаса прочности тяговых (грузовых)
канатов должен быть не менее 4,0, а нагрузки на хлоп-
чатобумажные канаты не должны превышать более
10 Н/мм2.
Все применяемые изолирующие защитные средства
должны быть своевременно испытаны и иметь отметки
об испытании в соответствии с требованиями Правил
техники безопасности и инструкции.
Производителями работ назначаются квалифициро-
ванные монтеры, имеющие практический опыт линейных
работ и стаж работы не менее 3 лет.
При работах вблизи действующей линии должны
быть обеспечены расстояния от монтируемых (демонти-
руемых) проводов и тросов, каналов (тяговых, тормоз-
ных) оттяжек до ближайшего провода, находящегося
под напряжением, не мепее:
НапряжениеЛлинии, кВ До 1	1—20	35—ПО 150—220 330	500	900
постоянного
тока
Расстояние, м.. 1,5	2,0	4,0	5,0	6,0	9,0	9,0
При этом возможность приближения расчалок к про-
водам должна быть исключена применением контроття-
жек или других мер. Применяемые тросы заземляют.
При работах вблизи действующих линий напряже-
нием ПО кВ и выше (особенно линий 330—750 кВ), где
нейтраль трансформаторов заземлена, может иметь место
повышенная опасность для работающих в зоне влияния
этой липни от наведенного потенциала вследствие элек-
43
тромагнитного и электростатического влияния, особенно
при сквозных коротких замыканиях на ней.
Персонал, работающий на проводах отключенной ли-
нии, находящейся в зоне влияния другой действующей
линии, а также производящий работы на земле по ра-
скатке или замене провода или троса, должен принять
защитные меры от поражения электрическим током.
Это достигается установкой дополнительных заземлений
вблизи работающих, предварительной шунтировкой раз-
резаемого или соединяемого провода или троса, работой
со специальных изолирующих средств или с металли-
ческих площадок, соединенных с проводом или тросом,
на котором производится работа.
На линиях сверхвысокого напряжения приходится
также считаться с наведенными напряжениями на раз-
личных предметах, расположенных вблизи линий (же-
лезных оградах и крышах, машинах и механизмах
и т. п.). Емкостные токи, проходящие через тело чело-
века при касании к таким предметам, достигают 0,8—
1,0 мА и более и вызывают неприятные ощущения.
Хотя такая величина тока и не может быть достаточной
для остановки сердечной деятельности, но вызванный
при электрическом ударе испуг может привести к вто-
ричным травмам (падение с высоты, нервный шок
и т. п.).
Для снижения индуктированных напряжений и токов
ниже границы чувствительности человека для линий
330—750 кВ рекомендуются следующие мероприятия:
1.	Все расположенные в зоне влияния линии (особен-
но ближе 10 м от проводов крайней фазы) металличес-
кие предметы должны иметь непосредственный контакт
с землей. Для этого железные крыши, трубопроводы
и ограды, проходящие параллельно линии или располо-
женные под ними, следует соединить с заземляющими
спусками или в отдельных случаях снабдить собствен-
ными заземлениями с 500 Ом.
2.	Все линейные машины и механизмы, производя-
щие работу под проводами линий, должны снабжаться
заземляющим устройством.
3.	Запрещается остановка общественного транспор-
та >в охранной зоне линий, а участки дороги, прохо-
дящие под этими линиями или параллельно им, необ-
ходимо снабдить дорожными знаками «Стоянка за-
прещена».
44
При наступлении грозы' всякие работы на линии
должны быть прекращены, а люди должны быть выве-
дены на край трассы.
При работах на пересечениях с другими линиями на
место работ вызывается представитель эксплуатирую-
щей организации для наложения заземления и выдачи
допуска к работам.
При работах на пересечениях через железные доро-
ги, судоходные реки и каналы, где вследствие движения
транспорта может возникнуть опасность для работаю-
щих, ответственный руководитель работ должен забла-
говременно предупредить администрацию железной до-
роги или водного транспорта о высылке на место рабо-
ты их представителей с соответствующими знаками для
возможной остановки движения поездов и судов па время
производства работ или своевременно предупредить ли-
нейный персонал о приближении судов или поездов для
временной приостановки работ.
При работе вблизи или па пересечениях с шоссей-
ными и проселочными дорогами производитель работ
должен расставить по дороге на расстоянии 100 м по ту
и другую сторону от места производства работ наблю-
дающих с красными сигнальными флажками днем или
фонарями ночью для предупреждения и в случае необ-
ходимости для остановки движения на данном участке
дороги по согласованию с Госавтоинспекцией.
Твердые знания персоналом Правил техники без-
опасности и неуклонное их выполнение обеспечат бе-
зопасное проведение всех работ, включая и работы,
связанные с непосредственным касанием к токоведущим
частям, находящимся под напряжением.
1-10. КОМПЛЕКСНАЯ МЕХАНИЗАЦИЯ ЛИНЕЙНЫХ РАБОТ
Комплексная механизация ремонтно-эксплуатацион-
ного обслуживания линий электропередачи является
основным условием повышения производительности
труда, повышения качества выполняемых работ и сокра-
щения сроков простоя линий в ремонте. Комплексная
механизация включает в себя комплекс мероприятий
по механизации подготовительных и вспомогательных
работ па ремонто-производственных базах и ремонтно-
эксплуатационных работ на трассах линий электропе-
редачи. Комплескная механизация предусматривает
45
применение для выполнения трудоемких работ различ-
ных машин и механизмов, а также широкого ассорти-
мента приспособлений малой механизации. Только
органическое сочетание применения машин и механиз-
мов с использованием для механизации бтдельных опе-
раций приспособлений малой механизации позволит
комплексно решить эту важную задачу.
В отличие от сооружения ВЛ специализированными
механизированными колоннами ремонтно-эксплуатацион-
ное обслуживание ВЛ предприятия электрических се-
тей представляет собой выполнение на отдельных ли-
ниях большой номенклатуры разнотипных по характеру
работ. Это создает определенные затруднения в эффек-
тивном использовании в условиях одного сетевого пред-
приятия отдельных видов высокопроизводительных ме-
ханизмов, выпускаемых заводами для механизации
строительно-монтажных работ на ВЛ. В то же время
опыт эксплуатации показывает, что линейному персона-
лу электросетевых предприятий, кроме ремонтно-
эксплуатационного обслуживания ВЛ, нередко прихо-
дится заниматься реконструкцией отдельных участков
ВЛ, а также восстановлением или сооружением линий,
поврежденных во время стихийных бедствий. Выполне-
ние этих работ в сжатые сроки в трудных (как прави-
ло) метеорологических условиях требует оперативного
применения именно таких высокопроизводительных ма-
шин и механизмов.
Таким образом, комплексная механизация линейных
работ и эффективное использование специальных машин
и механизмов возможны в том случае, если выполнена
определенная дифференциация закрепления машин
и механизмов, а также обеспечена высокая степень их
готовности к ликвидации повреждений на ВЛ. Технику,
применение которой в условиях предприятий электри-
ческих сетей носит периодический характер, целесооб-
разно сосредоточить при автотранспортном предприятии
энергосистемы1. Машины и механизмы, сосредоточенные
при энергосистеме, обеспечивают выполнение плановых
и аварийно-восстановительных работ в любой точке энер-
госистемы по заявкам электросетевых предприятий.
Количество и номенклатура централизованных при энер-
1 В зависимости от конкретных условий средства механизации
могут находиться на балансе центрального предприятия электросе-
тей или управления по строительству ВЛ энергосистемы.
46
Таблица 1-4
Перечень машин и механизмов, сосредоточенных в энергосистеме
№ п.п.	Механизм	Тип	Назначение
1	Кран автомобильный (грузоподъем- ность до 16 т)	К-162 (КА-16)	Выполнение строительно-монтажных и погрузоч- но-разгрузочных работ,
2	Буровые машины (0 650 мм, Н — =3500 мм)	МРК-1А (МРК-ЗА)	Бурение цилиндрических котлованов под деревянные и железобетонные опоры
3	Буровая машина с ковшовым буром	БМПК-2,6/3	Бурение котлованов с плоским дном под подножни- ки опор
4	Экскаватор универсальный (обрат- ная лопата, драглайн, грейфер, кран)	Э-304А (Э-652А)	Рытье прямоугольных котлованов, погрузочно-раз- грузочные работы
5	Вибровдавливающие f погружатели свай	ВВ ПС-20-И	Погружение свай в мерзлые грунты, разработка мерзлых грунтов на глубину 3,5 м
6	Буровые грунторезные ^машины	БГМ-1 (БГМ-3)	Прорезание щелей для укладки кабелей и заземле- ний на глубину до 2 м
7	Валочно-транспортнЫй агрегат	ВТМ (ВТА-ЛЭП)	Валка и транспортировка леса при расчистке и рас- ширении трасс ВЛ
8	Агрегат для обрезки сучьев и раз- делки хлыстов	АРД-ЛЭП	Обрезка сучьев и разделка хлыстов по сортам
9	Полуприцеп-опоровоз	ОВС-7С	Перевозка и саморазгрузка цилиндрических и кони- ческих железобетонных опор, подножников, бара- банов
10	Трайлер	ЧМЗАП-52ОЗВ, ЗПТ-40-206	Транспортировка по шоссейным дорогам тракторов и спецмеханизмов
11	Тягачи	К-700, КРАЗ-255Б	Транспортировка трайлеров, полуприцепов
12	Оснастка для подъема опоры	Разработка энергоси- стемы	Универсальная оснастка для подъёма любого типа опоры (стрелы, такелаж, шарниры)
13	Комплект вагонов общежитий	—	Организация временных поселков на трассах ВЛ при аварийно-восстановительных работах
оо
Перечень машин и механизмов для предприятия электрических сетей
Таблица 1-5
№ п.п.	Механизм	Тип	Назначение	За кем закрепляется
1	Бригадная автомашина	ГАЗ-66, ЗИЛ-157	Перевозка бригады, инструмен- та и прицепов к месту рабо- ты	Ремонтно-механизированная станция
2	Автомобили	ГАЗ-66 (УАЗ-450)	Специальные и аварийные осмо- тры ВЛ, контроль за работой ремонтно-меха визированной станции	Служба линий электропере- дачи
3	Телескопические вышки	ТВ-26, ТВ-26 (Д)	Осмотр элементов ВЛ, монтаж и ремонт проводов, тросов, изоляторов, замена деталей опор	Служба механизации и тран- спорта
4	Автомобильные краны	ЛАЗ-690, СМК-7, СМК-10	Подъем опор, замена деталей опор, погрузочно-разгрузочные работы	То же
5	Бурильно-крановые машины ,	БКГМ-63-3, МРК-2, БКГМ-66-2, БКГМ-66-3	Бурение цилиндрических котло- ванов, установка и демонтаж одностоечных опор	9	я
6	Самор загружающиеся \ лесо- возы	—	Перевозка и разгрузка деревян- ных и железобетонных опор и деталей деревянных опор	9	9
7	Саморазгружающиеся авто- машины	—	Перевозка и разгрузка деталей деревянных опор	9	9
4—548
№ п.п.	Механизм	Тип
8	Экскаватор	Э-153А
9	Трактор	С-100М, ДТ-75
10	Компрессор передвижной	ЗИФ-55
11	Электросварочный агрегат	АСБ-300
12	Передвижная электростанция	ЖЭС-30, ПЭС-15Л, АБ-8
13	Раскаточная тележка	М-46-М
14	Ацетиленовый генератор	ГВР-1,25
15	Бетономешалка передвиж- ная	С-632
16	Насос самовсасывающий	С-247
17	Мотопомпа	М-800
18	Мотопила	„Дружба-60“
19	Пневмопробойник	П-4601
Продолжение табл. 1-&
Назначение	За кем закрепляется
Рытье котлованов, расчистка трасс от снега, планировка Расчистка трассы, монтаж и де- монтаж проводов и тросов, замена деталей опор Питание пневмоинструментов Электросварочные работы на трассе ВЛ	Служба механизации и тран- спорта То же 9	9 Я	Я
Питание элекрифицированного инструмента, освещение	» „
Монтаж и демонтаж проводов	Служба линий электропере- дачи
Монтаж и демонтаж металличе- Жских опор. Сварочные работы Ремонт фундаментов опор	Служба механизации и тран- спорта То же
Откачка воды из котлованов при монтаже и замене опор Откачка воды и замывка свай Расширение трассы и валка от- дельных деревьев Пробивка горизонтальных сква- жин под дорогами длиной до 50 м, диаметром до 250 мм	»	9 9	9 Ремонтно-механизированная станция Служба механизации и тран- спорта
ГОСйсТеме машин, механизмов и технологической оснас-
тки зависят от протяженности и технических характе-
ристик линий электропередачи, географического пояса,
состояния трасс, а также конкретных условий обслужи-
вания ВЛ на данной территории. В табл. 1-4 приво-
дится перечень отдельных видов машин и механизмов,
которые желательно централизовать при энергосистеме.
В зависимости от конкретных условий этот перечень
может быть увеличен. Отдельные машины и механизмы,
необходимые для проведения аварийно-восстановитель-
ных работ, могут быть рассредоточены и по предприя-
тиям электрических сетей, но находиться там в состоянии
мобильной готовности и использоваться с разрешения
руководства энергосистемы.
Предприятия электрических сетей обслуживают в на-
стоящее время, кроме ВЛ 35—500 кВ, электрические
сети напряжением 0,4—20 кВ, обеспечивающие электро-
снабжение объектов сельского и коммунального хозяй-
ства. В этом случае повышение эффективности приме-
няемых для комплексной механизации машин и меха-
низмов достигается за счет централизации отдельных
машин и механизмов при службе механизации и транс-
порта предприятия электрических сетей. В табл. 1-5
приводится перечень машин и механизмов, применяемых
при ремонтно-эксплуатационном обслуживании ВЛ 0,4—
500 кВ и находящихся на балансе предприятия электро-
сетей.
В зависимости от состояния трасс и других специ-
фических условий эксплуатации этот перечень,, естест-
венно, может быть изменен или увеличен. В том слу-
чае, когда службе линий электропередачи предприятия
подчиняется несколько РМС с большим объемом ре-
монтно-эксплуатационного обслуживания, отдельные
машины и механизмы могут закрепляться непосред-
ственно за службой линий электропередачи.
При решении вопроса комплексной механизации
и повышении эффективности использования техники
следует рассмотреть применение в масштабах энерго-
системы и отдельных электросетевых предприятий ком-
плекта навесных и съемных приспособлений, позволяю-
щих обходиться без дополнительных автомобилей
и тракторов. В практике сооружения и эксплуатации
линий электропередачи нашли применение следующие
навесные и съемные механизмы:
50
а)	к трактору С-1 OOM;
прицепной тракторный кран Т-75, применяемой для
погрузочно-разгрузочных работ, сборки металлических
и железобетонных опор, установки в котлован наиболее
тяжелых подножников;
прицепной кран-установщик ТПК-10, применяемый
для погрузочно-разгрузочных работ, при сборке и уста-
новке металлических и железобетонных опор;
установщик опор УНТ-35, применяемый для установ-
ки монтажа опор, а также для установки подножников;
кусторез Д-174Г, применяемый для расчистки трасс
от кустарника и мелколесья;
корчеватель Д-496А, предназначенный для корчевки
пней, валки деревьев и т. п.;
бульдозер, применяемый для выполнения земляных
работ и очистки трасс от снега;
универсальная рама для крепления передвижной
электростанции, сварочного генератора, самовсасываю-
щего насоса, опрессовочного агрегата и навесной
тракторной лебедки. На базе трактора С-100М могут
быть смонтированы телескопическое подъемное устрой-
ство, агрегат для вдавливания свай, бурокрановое на-
весное оборудование, буровое грунторезное устройство
и т. п.;
б)	на тракторах ДТ-75, ДТ-20, «Беларусь»:
приспособления для рытья траншей под контуры за-
земления и кабели, забивки электродов, обратной за-
сыпки;
приспособления для натяжки проводов и намотки на
барабаны демонтированного провода;
бурокрановое оборудование для рытья цилиндричес-
ких котлованов и установки одностоечных опор;
приспособления для выдергивания пасынков и свай;
в)	на экскаваторах на гусеничном и пневмоходу:
обратная лопата, драглайн, скрепер, крановая стрела
со вставками и спецоборудоваиие, применяемые для вы-
полнения широкого комплекса земляных и погрузочно-
разгрузочных работ. На специальных тракторных при-
цепах также могут устанавливаться различные механиз-
мы и приспособления.
г)	на автомашинах ЗИЛ-157 и ГАЗ-66:
крановые устройства для выдергивания и вдавлива-
ния пасынков и свай и для погрузочно-разгрузочных
работ;
4*
51
краны-укосины для выполнения погрузочно-разгру-
зочных работ; приспособления для выдергивания пасын-
ков и свай; электрогенераторы для привода электрофи-
цированного инструмента и освещения работ в ночное
время;
инвентарные разборные лестницы для работ на про-
водах и подъема на железобетонные поры;
д)	на автомобильных кранах:
дополнительные вставки и «гуськи» для увеличения
высоты подъема груза и работы с крупногабаритными
деталями опор и грузами;
е)	на телескопических вышках:
устройства для замены деталей деревянных опор
(специальные упоры, захваты);
устройства для выдергивания демонтируемых пасын-
ков и свай, изолирующие звенья для работы на проводах
без снятия напряжения.
На специальных автомобильных прицепах могут
быть установлены различные агрегаты, механизмы
и приспособления для механизации трудоемких работ.
Как уже указывалось выше, наряду с применением
автомашин и тракторов, механизмов с двигателями
внутреннего сгорания и навесными устройствами в прак-
тике ремонтно-эксплуатационного обслуживания нашли
широкое применение приспособления малой механиза-
ции, основанные на использовании гидропневмоэлектро-
привода, а также принципов винта, клина, полиспастной
системы, системы рычагов и т. п. В настоящее время
заводами министерств и ведомств, а также заводами
энергосистем выпускается довольно большая номенкла-
тура приспособлений малой механизации, применяемых в
условиях строительства и эксплуатации ВЛ (табл. 1-6).
Кроме того, в каждой энергосистеме, в каждом элек-
тросетевом предприятии постоянно работают рациона-
лизаторы, расширяющие и углубляющие решение вопро-
сов комплексной механизации. Усилия этих рационали-
заторов следует объединять путем создания
специальных структурных подразделений или общест-
венных творческих формирований типа общественных
конструкторских бюро и направить их на решение важ-
нейших вопросов комплексной механизации.
В настоящее время накоплен богатый опыт примене-
ния средств «малой механизации». Для повышения эф-
фективности ее применения в каждом предприятии
52
Таблица 1-6
Приспособления малой механизации
№ п.п.	Область применения	Приспособление
1	Земляные работы	1.	Бур-лопата 2.	Вибромолот для забивки глубин- ных электродов 3.	Электроагрегат для ввертыва- ния глубинных электродов
2	Погрузочно-разгрузочные ра- боты	1.	Саморазгружающиеся устрой- ства 2.	Инвентарные стропы, оборудо- ванные коушами, карабинами, свободными крюками и осво- бождающими устройствами 3.	Блоки 4.	Полиспасты 5.	Домкраты
3	Такелажные работы	1.	Стяжные болты 2.	Полиспасты и блоки 3.	Временные инвентарные якоря 4.	Повысительные и поворотные блоки
4	Монтажные приспособления	1.	Монтажные зажимы 2.	Приспособления для одновре- менного натяжения трех прово- дов 3.	Цепные стяжки 4.	Инвентарные бандажи 5.	Малогабаритные прессы 6.	Станки для скручивания оваль- ных соединенителей 7.	Тросорубы 8.	Клещи для резки бандажной проволоки 9.	Приспособления для переклад- ки проводов и тросов 10.	Инвентарные стрелы 11.	Шарниры 12.	Клещи для термитной сварки проводов 13.	Тележки [для передвижения по проводам 14.	Лестницы для выхода и опуска- ния на гирлянды изоляторов
5	Приспособления для подъема на железобетонные опоры	1. Специальные лазы для опор раз- личных конфигураций 2. Сборные дюралюминиевые лест- ницы
6	Механизация работ по защи- те металлических опор от коррозии	1. Пневмо- или электроинструмент для очистки опор от ржавчины 2. Пневмопастораспылители
53
электросетей должны быть разработаны технологичес-
кие карты выполнения различных линейных работ,
в которых следует предусмотреть применение наиболее
эффективных средств «малой механизации».
Механизация подготовительных и вспомогательных
работ на ремоптпо-производственых базах является так-
же важным звеном в решении вопроса комплескной ме-
ханизации линейных работ. На всех ремонтно-производ-
ственных базах должна обеспечиваться механизация
погрузочно-разгрузочных работ на складах леса, желе-
зобетона и металла с помощью козловых кранов, кран-
балок и тельферов, должны быть построены ремонтно-
механические мастерские для ремонта и восстановления
отдельных элементов опор, метизов и арматуры, для
ремонта и изготовления средств «малой механизации»
и технологической оснастки. Внедрение индустриальных
методов реконструкции и ремонта ВЛ требует создания
полигонов для централизованной заготовки деталей де-
ревянных опор, для сборки опор линий 0,4—10 кВ и т. п.
Длительная и надежная работа технических средств
механизации возможна лишь при условии правильной
организации планово-предупредительной системы, их
технического обслуживания и ремонта. Эта система за-
ключается в целом комплексе организационно-техни-
ческих мероприятий, направленных на обеспечение по-
стоянной технической готовности машин и механизмов
к работе и предотвращающих повышенные износы от-
дельных деталей. Техническое обслуживание автомоби-
лей, тракторов, прицепов и полуприцепов обеспечивает-
ся по строго установленным графикам периодичности
ТО-1 и ТО-2 службами механизации и транспорта пред-
приятий электрических сетей или центрального авто-
транспортного предприятия энергосистемы.
Для ремонта и технического обслуживания грузо-
подъемных, бурильных, телескопических, землеройных
и других навесных устройств целесообразно создать ре-
монтное предприятие или участок в масштабах энерго-
системы. Без такого участка резко снижается коэффи-
циент готовности и коэффициент использования этих
специальных машин и механизмов. Все новые машины
и механизмы, а также прошедшие реконструкцию или
ремонт, должны проходить техническое освидетельство-
вание в соответствии с установленными нормами. По-
этому служба механизации и транспорта сетевых пред-
54
йрйятии, ремонтные участки энергосистем Должны
оснащаться специальным оборудованием и приспособле-
ниями для качественного проведения технического осви-
детельствования.
Для испытания приспособлений «малой механиза-
ции» также целесообразно оборудовать специальные
испытательные стенды. Эффективное и безопасное
использование средств комплексной механизации воз-
можно лишь при условии, что будет их использовать
персонал достаточной квалификации. Поэтому все меха-
низаторы, а также персонал, использующий различные
приспособления и средства «малой механизации», дол-
жны пройти специальное обучение на курсах, в школах
передового опыта и т. п. Практические навыки в исполь-
зовании этих механизмов и приспособлений отрабаты-
ваются на учебно-тренировочных полигонах предприя-
тий электрических сетей.
В настоящем разделе не приводятся подробное опи-
сание п технические характеристики различных машин
и механизмов. Эти данные приведены в [1-15—1-16],
а подробное описание их применения при ремонтно-
эксплуатационном обслуживании ВЛ рассмотрено в по-
следующих главах книги.
Глава вторая
ПРОВОДА И ГРОЗОЗАЩИТНЫЕ ТРОСЫ
2-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Провода применяемые на ВЛ, изготовляются из про-
волок, материалом для которых служат медь, бронза,
сталь, алюминий и его сплавы. Тросы изготовляются из
стальных, бронзовых и алюминиевых проволок.
В последнее время за рубежом находят применение
провода из «алюмовелда»—стальных проволок с алюми-
ниевым покрытием толщиной 0,2—0,3 мм.
По своей конструкции провода делятся на однопро-
волочпые, многопроволочные и полые, а также на од-
нородные и комбинированные. К однородным относятся
провода, выполненные из одного материала. Комбини-
рованные—это многопроволочные провода, в которых
внутренние повивы выполнены из стали, а наружные
повивы изготовлены из алюминия (в сталеалюминие-
вых проводах) и бронзы (в сталебронзовых проводах).
55
Полые провода представляют собой полый цилйнДр,
состоящий из отдельных навитых фигурных проволок,
соединенных друг с другом специальными замками, или
нескольких повивов круглых проволок, навитых на спи-
ральный каркас.
Наибольшее распространение получили сталеалюми-
ниевые, алюминиевые и стальные провода и стальные
и сталеалюминиевые тросы; их характеристики даны
в приложении 1. Применение меди и бронзы в настоя-
щее время ограничено.
Сталеалюминиевые провода и тросы, а также про-
вода из «алюмовелда» надежны в эксплуатации, что
объясняется малой вероятностью повреждения стально-
го сердечника при механических и электрических по-
вреждениях.
В связи с дефицитностью стальной проволоки, при-
меняемой для сердечников сталеалюминиевых проводов,
рассматривается вопрос о применении для проводов
алюминиевых сплавов, в частности алдрея.
В настоящее время рассматривается также вопрос
о применении алюминиевых проводов больших сечений
для линий 220 кВ и выше, что должно удешевить строи-
тельство таких линий. Однако пока алюминиевые прово-
да находят применение лишь на линиях до 35 кВ.
На ВЛ выше 1000 В по условиям механической проч-
ности, как правило, допускаются следующие минималь-
ные сечения проводов: алюминиевых — 35—50 мм2 (в за-
висимости от района гололедности); сталеалюминие-
вых— 25 мм2; стальных — 25 мм2. Кроме того, на ВЛ
10 кВ и ниже, проходящих в ненаселенной местности
с нормативной толщиной стенки гололеда 5 и 10 мм, до-
пускаются сталеалюминиевые провода сечением 16 мм2
и однопроволочные стальные провода ПСО-5. Минималь-
ные сечения проводов в пролетах пересечения принима-
ются несколько большими и регламентированы ПУЭ.
Для линий 220 кВ и выше для ограничения короны
(которая вызывает дополнительные потери энергии, ра-
диопомехи и способствует коррозии проводов) увеличи-
вают диаметр провода в фазе до 26—29 мм и расщеп-
ляют фазу на два, три, четыре провода и более. Для
линий 330—500 кВ создание одинарных проводов доста-
точно больших диаметров становится затруднительным.
В Советском Союзе разработаны и включены
в стандарт алюминиевые и сталеалюминиевые провода
56 ‘
с номинальным сечением по алюминию до 800 мм2. Для
увеличения диаметра разрабатываются также расши-
ренные провода, в которых между отдельными повива-
ми проволок закладываются спираль из алюминиевой
проволоки, пропитанная маслом бумага или фигурные
трубки из стали или алюминия.
В практике сооружения линий 750, 500, 400 и 330 кВ
переменного тока и липни 800 кВ постоянного тока
в Советском Союзе нашли широкое применение расщеп-
ленные провода: 5ХАСУ-240, 4ХАСУ-400, ЗхАСО-ЗЗО,
ЗХ АСО-400, ЗХ АСО-500, 2 X АСО-240, 2 X АСО-ЗОО,
2ХАСО-400, 2ХАСО-500 и 2ХАСО-600. Для линий
1500 кВ постоянного тока разрабатываются сталеалюми-
ниевые провода с сечением алюминия около 1000 мм2.
В качестве грозозащитных тросов, как правило, при-
меняются стальные канаты сечением 35, 50, 70 мм2,
а на больших переходах сечением 95 мм2 и более. Для
этих канатов используется оцинкованная стальная про-
волока с пределом прочности не менее 1,2 кН/мм2.
В отдельных случаях для ВЛ 35—110 кВ допускается
применение в качестве грозозащитных тросов оцинко-
ванных стальных проводов марки ПС с пределом проч-
ности 600—700 Н/мм2.
На всех линиях, сооруженных до 1958—1959 гг. со
сталеалюмпппевымп проводами, поминальный коэффи-
циент запаса прочности по проводу в целом равен при-
Таблица 2-1
Допустимые напряжения в проводах и тросах
Марка и сечение проводов и тросов	Допустимые напряжения в процентах от предела прочности при растяжении		
	при наиболь- шей нагрузке	при иизиТМ температуре	при средне- годовой тем- пературе
А-16-г- А-35	35	35	30
А-50д-А-95	40	40	30
псо	40	40	30
ПС	50	50	35
Стальные тросы (ТК) АС, АСК, АСО, АСКО, АСУ, АС1\У, АСУС сече- нием, мм2:	50	50	35
от 16 до}25	35	35	30
от 35 до 95	40	40	30
120 и.более	45	45	30
•57
мерно 2,8, в то время как у медных и алюминиевых про-
водов—около 2. Такое положение позволило пойти на
некоторое увеличение допускаемых напряжений в ста-
леалюмипиевых проводах при наибольших нагрузках
и низшей температуре с одновременным ограничением
напряжения при среднеэксплуатационных условиях.
В настоящее время линии проектируются и сооружа-
ются так, чтобы наименьшие напряжения в проводах
и тросах не превышали значений, указанных в табл. 2-1.
Для медных и алдреевых проводов целесообразно при-
нимать величины допустимых напряжений в тех же соот-
ношениях от предела прочности, что и для и алюминиевых.
Для повышения надежности ВЛ с алюминиевыми
алдреевыми и медными проводами сечением 50, 70
и 95 мм2 в населенной местности и па пересечениях
с различными сооружениями допустимое напряжение
в режимах наибольшей нагрузки и низшей температуры
следует принимать 40% предела прочности при растя-
жении.
В особо гололедных районах при расчете сталеалю-
миниевых проводов всех сечений и марок допускается
повышение допустимого напряжения при наибольших
нагрузках до 60% предела прочности. При этом, одна-
ко, значения допустимых напряжений в режимах низшей
и среднегодовой температур не должны превышать ука-
занных в табл. 2-1.
Следует помнить, что напряжения, возникающие
в высших точках подвески алюминиевых, алдреевых,
медных и стальных проводов, должны быть не более
105% величин, полученных по табл. 2-1, и для стале-
алюминиевых проводов—не более 110% этих величин.
Для очень больших пролетов это условие может ока-
заться певыцолпенным. В этих случаях следует провода
и тросы подвешивать па мпогоролпковых подвесах, для
которых дополнительные напряжения от перегиба про-
водов и тросов не учитываются.
Особенно большой экономический эффект от повы-
шения напряжения в сталеалюминиевых проводах по-
лучается на линиях с выпускающими поддерживающи-
ми зажимами.
В отдельных случаях, как, например, на линиях
с большим числом угловых и анкерных опор, следует,
наоборот, идти па некоторое понижение тяжения в про-
водах для облегчения анкерных опор.
5^
Рассматривая вопрос о наиболее выгодных соотноШё-
ниях сечений алюминия и стали, следует исходить из
климатических условий, в которых работает воздушная
линия. В сильно гололедных районах снижение сечения
стали невыгодно, так как приводит к значительному
уменьшению пролетов. При этом, однако, для проводов
больших сечений вполне оправдано некоторое снижение
сечения стали и при толщине стенки гололеда до 20 мм.
Наиболее выгодными являются провода марки АСО
сечением 240 мм2 по алюминию и более, в которых от-
ношение сечений алюминия и стали равно 7,7—8,0. При
сечениях алюминия до 185 мм2 применяют провода
марки АС и лишь в особо гололедных районах провода
марки АСУ.
Для линии сверхвысокого напряжения экономически
оправдано также применение как чисто алюминиевых
проводов, так и проводов с отношением сечений алюми-
ния п стали, равным 18—20 и более. Например, для
проводов линии 1500 кВ постоянного тока с сечением
алюминия 1000 мм2 это отношение принято 19.
Однако применение чисто алюминиевых проводов
или проводов с малым содержанием стали требует про-
ведения длительных экспериментальных исследований
вытяжки этих проводов для выявления опасности так
называемого явления «ползучести» проводов.
Для больших переходов через реки, ущелья в по-
следнее время в связи с ограничением применения ста-
лебронзовых проводов разработаны и внедряются ста-
леалюминиевые провода с повышенным содержанием
стали марки АСУС, в которых отношения алюминия
к стали равно всего 1,5—2,0. Эти провода выпускаются
сечением по алюминию 185, 300, 500 и 1000 мм2.
В связи с необходимостью строительства линий на
морских побережьях, в районах соленых озер и вблизи
расположения предприятий химической и других отрас-
лей промышленности, имеющих зоны загрязнения ат-
мосферы различными уносами, как в СССР, так и за
рубежом разработаны и внедряются специальные стале-
алюминиевые коррозионно-стойкие провода всех сечений.
В СССР такие провода выпускались по техническим
условиям ТУ 16-505-338-72.
В марки проводов данной конструкции введена буква
К: АСК, АСКО, АСКУ, что означает коррозионно-стой-
кие. Конструкция этих проводов аналогична обычным
59
сТйлеаЛюмипиевым провоДаМ, йо обличается либо тем,
что стальной сердечник обмотан тонкой пластмассовой
лентой, которая препятствует образованию электрокор-
розии алюминиевых и стальных повивов, либо тем, что
многопроволочный стальной сердечник или весь провод
заполнен антикоррозийной высокотемпературной смазкой
типа ХБГ-3 (ТУ39-4011-73). Пластмассовая лента и би-
тумный компаунд обладают достаточно высокими ха-
рактеристиками в отношении теплостойкости, механи-
ческой прочности н адгезии к металлу.
В коррозионно-стойких проводах проволоки в алюми-
ниевых повивах накладывают возможно плотнее. Плот-
ное наложение алюминиевых проволок в повивах пре-
дохраняет от проникновения аэрозолей внутрь провода
и, следовательно, от коррозии внутри провода.
В связи с использованием грозозащитных тросов на
линиях 220 кВ и выше для организации по ним высо-
кочастотной связи, а также для защиты тросов от кор-
розии, кроме стальных многопроволочных оцинкован-
ных тросов, применяются сталеалюминиевые тросы
с одним верхним повивом из алюминиевых проволок
типов АСУС-70 и АСУС-95 (ТУГ6.06-479-70), где цифра
означает сечение алюминия.
После освоения производства в СССР «алюмовелда»
он также в первую очередь найдет широкое примене-
ние для изготовления грозозащитных тросов, которые ис-
пользуются для высокочастотной связи.
Следует отметить, что в настоящее время утвержден
и с 1 января 1975 г. введен новый ГОСТ на провода
(ГОСТ 839-74). В нем изменены наименования проводов,
введены новые конструкции и сечения проводов и, глав-
ное, несколько повышена прочность алюминиевых и ста-
леалюминиевых проводов за счет применения более
прочной алюминиевой проволоки марки АТ или АТп и
стальной оцинкованной проволоки марки ОС или МС.
Применение проводов по новому ГОСТ на строящихся
ВЛ началось с конца 1975 г. В приложении 1 приводит-
ся таблица обозначений новых проводов и соответству-
ющих им, близких по конструкции, старых проводов.
Это соответствие необходимо иметь в виду при пополне-
нии аварийного запаса проводов для действующих ВЛ
и при производстве различных ремонтных или реконст-
руктивных работ.
60
2-2. УСЛОВИЯ BAfiOtbl ПЙОЙОДОВ И ТЙОСОВ,
ПРИЧИНЫ ИХ ПОВРЕЖДЕНИЯ
Работа проводов воздушных линий протекает в осо-
бых условиях; они постоянно находятся под высоким
электрическим напряжением, по ним проходит электри-
ческий ток и вместе с тем они постоянно подвергаются
воздействию ветра, резких колебаний температуры воз-
духа, грозовых разрядов, гололеда и снега. Кроме того,
они подвергаются опасности обрыва работающими или
проезжающими вблизи воздушных линий высокогаба-
ритными машинами и механизмами, а также опасности
различного рода набросов, производимых посторонними
лицами.
Провода и тросы на линиях, проходящих по берегу
моря или вблизи химических заводов и цехов, подверже-
ны вредному воздействию примесей, газов и уносов, на-
ходящихся в воздухе.
Все эти условия предъявляют особые требования к
правильному учету нагрузок и воздействий при выборе
материала и конструкции проводов и тросов.
Под действием ветра провода и тросы, раскачиваясь,
могут приближаться к частям опор и находящимся вбли-
зи линий различного ряда сооружениям и деревьям; мо-
гут вызвать перекрытие и автоматическое отключение
линии. Такие отключения, как правило, не приводят к
серьезным повреждениям проводов или арматуры и ча-
ще всего сопровождаются успешным автоматическим
повторным включением (АПВ) линии. Поэтому выявле-
ние осмотрами мест таких повреждений весьма затруд-
нительно. Неприятной особенностью подобных автома-
тических отключений является их многократное повторе-
ние, что ставит в тяжелые условия выключатели, а в
отдельных случаях приводит к их повреждению. Много-
кратные отключения и повреждения проводов и тросов
происходят также при «пляске» проводов и при нерав-
номерной нагрузке проводов и тросов гололедом в со-
седних пролетах.
Кроме того, подобные перекрытия имеют место при
приближении проводов к стойкам промежуточных опор,
расположенных в выемках профиля трассы и имеющих-
небольшие весовые пролеты. Для уменьшения отклоне-
ния проводов в таких случаях к подвесным гирляндам
изоляторов подвешивают дополнительные грузы (бал-
ласты), величина которых должна быть соответствен-
61
йь1м образом рассчитана. Ё тех случаях, когда подвеска
дополнительных грузов недопустима, применяют оттяж-
ки, прикрепленные к подвесным зажимам через гирлян-
ду изоляторов.
Эти мероприятия обеспечивают нормальную работу
линии также и при низких температурах, когда имеет
место подтягивание проводов к траверсе на опорах, рас-
положенных в выемках.
Провода и тросы подвержены воздействию грозовых
разрядов. Могут иметь место как непосредственные раз-
ряды молнии в трос или провод, так и разряды молнии
в опоры, приводящие к обратным перекрытиям на про-
вода.
При этих разрядах наряду с работой трубчатых раз-
рядников часто перекрывается линейная изоляция и им-
пульсное перекрытие переходит в короткое замыкание
проводов разных фаз «на землю» или между собой. При
этом под действием токов короткого замыкания могут
происходить повреждения и даже обрывы проводов и
тросов в основном в местах закрепления проводов и
тросов на опорах.
Образование гололеда на проводах и тросах часто
приводит к их повреждению. В отдельных случаях по-
вреждения (обрывы) проводов происходят от гололед-
ных нагрузок, значительно превышающих те, на которые
ВЛ была рассчитана.
Большинство повреждений происходит из-за схлесты-
вания проводов или проводов и тросов при «пляске»,
сбросе гололеда и мокрого снега и при неравномерной
нагрузке от гололеда в соседних пролетах. Эти повреж-
дения происходят от электрической дуги при коротких
замыканиях и проявляются в виде оплавлений и пере-
жогов проводов и тросов.
Ряд повреждений проводов и тросов происходит из-
за плохой сварки отдельных проволок на заводе. Особен-
но часто такие повреждения имеют место на стальных
проводах и тросах.
Колебания температуры окружающего воздуха вы-
зывают изменения стрел провеса и тяжения в проводах
и тросах. При резком понижении температуры имели
место случаи разрыва проводов и тросов в местах, име-
ющих местные дефекты (коррозия, некачественные об-
жим или опрессовка соединителя, повреждения при мон-
таже, частичный пережог проволок наружного повива
62
электрической дугой, частичное повреждение проводов
в поддерживающих зажимах от вибрации и т. д.). По-
этому особое значение имеют осмотры и проверки про-
водов и тросов в -период подготовки к осенне-зимнему
максимуму нагрузок.
Большое число повреждений проводов и тросов про-
исходит так же, как вторичное явление при падениях
опор, обрывах гирлянд изоляторов и разрушениях де-
талей линейной арматуры.
2-3. ДЛИТЕЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ ТОКОВЫЕ НАГРУЗКИ
НА ПРОВОДА
Провода воздушных линий при прохождении по ним
электрического тока нагреваются. Количество тепла, вы-
деляемого в проводе в 1 с при токе /, равно, Вт:
Q =	(2-1)
где — сопротивление провода при температуре прово-
да ’
«Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ)
установлена предельно допустимая температура голых
проводов при длительном прохождении тока
Допустимая температура может быть увеличена до
90—95°С и более [2-32], если все контактные зажимы
выполнены способом, исключающим их окисление.
Кроме того, температура нагрева проводов ограни-
чивается снижением механической прочности проводов
при значительных величинах перегрева (см. также
§7-4).
Температура нагрева проводов при длительном про-
хождении электрического тока зависит от температуры
окружающей среды и условий отвода тепла. Охлажде-
ние неизолированных проводо-в происходит лучеиспуска-
нием, конвекцией и теплопроводностью.
Для проводов воздушных линий теплоотдача про-
исходит в основном конвекцией, так как теплопровод-
ность воздуха мала, а лучеиспускание при температу-
рах порядка 70—100°С незначительно.
Количество тепла, отдаваемого проводом в окружаю-
щую среду в 1 с, равно, Вт:
Q =	(2-2)
63
где F — поверхность провода, м2; Oi—-температура
провода и окружающей среды, °C; К — коэффициент
теплоотдачи, зависящий от температуры провода, ско-
рости движения воздуха и т. п., Вт/(м2-°С).
Приравнивая правые части (2-1) и (2-2), определяем
значение длительно допустимого тока:
г 2 Г KF (В2 - 91)
/=|/
(2-3)
При расчетах для территории Советского Союза ре-
комендуется принимать г% = 25°С.
В табл. 2-2 приводятся значения длительно допусти-
мых токов на провода различных сечений.
В последнее время делаются попытки определения
величин длительно допустимых токов в проводах ВЛ на
основе статистико-вероятностных исследований [2-31].
Выявлено, что длительно допустимые токи сильно за-
висят от географического расположения линии и време-
ни года. Учет конкретных метеорологических условий
дает возможность значительно увеличить пропускную
способность ВЛ по нагреву, чем это регламентировано
действующими ПУЭ.
Такой вероятностно-статический метод расчета в
сочетании с возможностью увеличения допустимой мак-
симальной температуры провода сверх 70°С требует пе-
ресмотра действующих норм ПУЭ.
Зная величину длительно допустимого тока для одних
условий, можно определить значение длительно допусти-
мого тока при других условиях. Например, если известен
длительно допустимый ток Д для провода, выполненно-
го из одного металла, то длительно допустимый ток /2
по проводу такого же сечения, но из другого металла
определяется по формул^
(2-4)
где pt и р2—удельные сопротивления металлов.
Длительно допустимый ток по проводу при другом
перегреве
Л =	(2-5)
где т2, Ti — различные перегревы.
64
СП
Длительно допустимые токовые нагрузки неизолированных проводов на открытом воздухе
Таблица 2-2
Медные провода		Алюминиевые провода		Сталеалюминиевые провода				Бронзовые и сталеброн- зовые провода		Стальные провода и тросы	
Марка провода	Допусти- мая нагруз- ка, А	Марка провода	Допусти- мая нагруз- ка, А	Марка провода	Допусти- мая нагруз- ка. А	Марка про хэда	Допусти- мая нагруз- ка, А	Марка провода	Допусти- мая нагруз- ка, А	Марка провода	Допусти- мая нагруэ» ка, А
М-4	50									Б-50	215		
М-6	70	—	—	—	—	—	—-	Б-70	265	ПСО-3	23
М-10	95	—	—	АС-10	75	АСУ-120	385	Б-95	330	ПСО-3,5	26
М-16	130	А-16	105	АС-16	105	АСУ-150	450	Б-120	380	ПСО-4	30
М-25	180	А-25	135	АС-25	135	АСУ-18о	520	Б-150	430	ПСО-5	35
М-35	220	А-35	170	АС-35	170	АСУ-240	615	Б-185	500	—		
М-50	270	А-50	215	АС-50	220	АСУ-300	710	Б-240	600	—	—
М-70	340	А-70	265	АС-70	275	АСУ-400	865	Б-300	700	ПС-25	60
М-95	415	А-95	325	АС-95	335	—.	—	—	—	ПС-35	75 •
М-120	485	А-120	375	АС-120	380	—	—	—	—.	ПС-50	90
М-150	570	А-150	440	АС-150	445	АСО-150	445	—	—	ПС-70	125
М-185	645	А-185	500	АС-185	515	АСО-185	510	БС-185	515	ПС-95	140
М-240	770	А-240	610	АС-240	610	АСО-240	610	Б С-240	640						
М-300	890	А-300	680	АС-300	700	АСО-ЗОО	690	БС-300	750	—.	—.
М-400	1085	А-400	830	АС-400	850	АСО-330	745	Б С-400	800	—.	—.
						А-500	980	—			АСО-400	840	БС-500	980				
МП-240	950	А-600	1140	—	—	АСО-500	980	—	—	—.	—
МП-300	1050								—	А СО-600	1140	—	—	—.	—.
—	—	—	—	—	—	АСО-700	1300	—	—	—	
Используя эту формулу, можно вычислить значения
длительно допустимых токов при температурах окружа-
ющей среды, отличных от +25°С.
Ниже приведены значения 'поправочных коэффици-
ентов при температурах, отличных от + 25°С.
Температура воздуха, °C. .	—5	+5	-|-15	-|-25	-|-35	-|-45	4-50
Поправочный коэффициент	1,3	1,2	1,1	1,0	0,88	0,74	0,67
Длительно допустимый ток по проводу для иных, чем
принято в ПУЭ, температурных условий определяется
по формуле
J _ J -| f ^Пр - ^2 _ J /* ИпР - ^2
Ъ —70 — 25	11 V 45	’
где Л — длительно допустимый ток по табл. 2-2, А;
$пр — предельно допустимая температура провода, °C;
&2 — температура воздуха для данных конкретных усло-
вий, °C.
Следует иметь в виду, что при прохождении по про-
водам длительно допустимых токов увеличиваются поте-
ри электрической энергии, и работу линий электропере-
дачи в таких режимах рекомендуется применять в иск-
лючительных случаях.
2-4. ВИБРАЦИЯ ПРОВОДОВ И ТРОСОВ, ЗАЩИТА ОТ НЕЕ
При обтекании проводов и тросов потоком воздуха,
направленным поперек линии, с подветренной стороны
провода возникают завихрения.
Вихри периодически срываются, а на их месте воз-
никают новые вихри с противоположным направлением
вращения и т. д. (рис. 2-1).
Частота образования вихрей прямо пропорциональ-
на скорости ветра и обратно пропорциональна диамет-
ру провода.
Образование вихрей влечет за собой появление им-
пульсов силы, действующих на провод то снизу, то свер-
ху. При совпадении частоты образования вихрей с одной
из собственных частот колебаний натянутого в пролете
провода наступает резонанс и на длине пролета образу-
ется ряд стоячих волн вибрации (рис. 2-2). Эти колеба-
ния поддерживаются при сравнительно широком диа-
пазоне изменения скорости ветра. При одной и той же
частоте амплитуды колебаний могут быть различными.
66
При порывистых ветрах или при значительном уве-
личении скорости ветра по отношению к резонансной
может произойти срыв колебаний. Возобновление вибра-
ции может возникнуть на другой собственной частоте
колебаний провода и с другой амплитудой.
По мере изменения направления ветра интенсивность
вибрации снижается и при ветре под углом к оси линии
30—10° наблюдается уже в очень слабой форме.
Рис. 2-1. Образование вихрей
при ветре, направленном по-
перек оси провода.
Рис. 2-2. Картина обра-
зования стоячих волн
вибрации на проводе
в пролете.
Наименьшая скорость ветра, при которой возникает
вибрация 0,6—0,8 м/с, при скоростях ветра от 1 до 4 м/с,
а в очень больших пролетах до 6 м/с происходит наибо-
лее интенсивная вибрация [2-5].
Заметная вибрация имеет место при скорости ветра
10—12 м/с, при дальнейшем увеличении скорости ветра
амплитуда уменьшается настолько, что опасность от та-
кой вибрации практически исключена.
Наблюдения показывают, что на линиях, проходящих
по открытой местности, все провода и тросы в той или
иной степени подвержены вибрации. На открытых ров-
ных участках трассы продолжительность и интен-
сивность вибрации значительно выше, чем в лес-
ной или пересеченной местности.
Наибольшее число повреждений проводов и тросов
от вибрации обнаруживается на открытых и ровных уча-
стках трассы. Повреждения проводов от вибрации, об-
рывы отдельных проволок в поддерживающих зажимах
наблюдаются, как правило, в пролетах длиной более
80—100 м (если нет перетяжки провода). Частота ви-
брации проводов и тросов колеблется от 5 до 60 Гц (ино-
гда до 100 Гц), амплитуда колебаний — от 2 до 35 мм
и длина волны—от 1 до 10 м. С увеличением длины про-
67
Лета вероятность, длительность и интенсивность вибра-
ции возрастают. Основным фактором, определяющим
опасность повреждения проводов от вибрации, является
величина среднеэксплуатационного тяжения (тяжения
в проводе или тросе при среднегодовой температуре),
которое зависит от допустимых напряжений в проводе,
района гололедности, длины пролета, материала и сече-
ния проводов и тросов. Для расщепленной фазы интен-
сивность вибрации, кроме того, зависит от числа прово-
дов в фазе и от расстояния между распорками в проле-
те.
За последнее время установлена большая поврежда-
емость от вибрации сталеалюминиевых и алюминиевых
проводов малых сечений (95 мм2 и менее), состоящих из
семи проволок, которые не защищались от вибрации и
для которых не изготовлялись гасители вибрации.
Чем выше среднеэксплуатационные напряжения, тем
более опасна вибрация и тем надежнее должна быть за-
щита от нее.
Для одиночных медных, бронзовых, алюминиевых и
сталеалюминиевых проводов сечением до 95 мм2 в про-
летах длиной более 80 м, сечением 120—240 мм2—в про-
летах длиной более 100 м, сечением 300 мм2 и более —
в пролетах длиной более 120 м и для стальных много-
проволочных проводов и тросов всех сечений в проле-
тах длиной более 120 м при прохождении ВЛ по откры-
той, ровной или малопересеченной местности установле-
ны следующие максимальные значения среднеэксплуа-
тационных напряжений, при которых вибрация не пред-
ставляет опасности и защита от нее не требуется:
Медные провода....................................... 120	Н/мм2
Алюминиевые провода.................................. 35	Н/мм2
Сталеалюминиевые провода............................. 40	Н/мм2
Бронзовые провода и тросы............................ 150	Н/мм2
Стальные провода и тросы............................. 180	Н/мм2
В пролетах меньшей длины, чем указано выше, за-
щита от вибрации не тербуется независимо от величи-
ны среднеэксплуатационного напряжения.
При прохождении ВЛ по сильно пересеченной или
застроенной местности, а также по редкому или низко-
рослому (ниже высоты подвеса проводов) лесу длины
пролетов и значения среднеэксплуатационных напряже-
ний, при которых вибрация не представляет опасности,
повышаются на 20%•
68
При переходах через большие реки, озера с переход-
ным пролетом длиной более 500 м независимо от вели-
чины среднеэксплуатационного напряжения на проводах
и тросах должна быть предусмотрена защита от вибра-
ции.
Повреждения от вибрации происходят вследствие
возникновения в местах крепления проводов и тросов
в поддерживающих зажимах (под прижимными плаш-
ками), помимо статических напряжений, знакоперемен-
ных дополнительных напряжений, которые приводят к
усталости и изменению структуры материала и в конеч-
ном счете к обрыву отдельных проволок провода или
троса (рис. 2-3). Сечение проволок в местах разрушения
от вибрации имеет более гладкое структурное строение
по краям и крупнозернистое в центре.
Обрывы проволок от вибрации наблюдаются как на
внешнем, так и на внутренних повивах. Обрывы прово-
лок внутренних повивов более часто наблюдаются в ста-
леалюминиевых проводах и объясняются тем, что прово-
локи внутренних повивов, помимо растягивающих и из-
гибающих усилий, испытывают также смятие от сосед-
них проволок наружного повива.
Различают активные и пассивные средства защиты
проводов от вибрации. Первые устраняют или снижают
вибрацию до безопасных пределов, а вторые, не устра-
няя самого явления вибрации, усиливают жесткость про-
вода в точках подвеса, уменьшая тем самым величину
переменных напряжений в материале провода до безо-
пасной величины.
К активным средствам относятся гасители вибрации
и так называемые антивибрационные провода; к пас-
сивным средствам относятся различные устройства, уси-
ливающие провод и уменьшающие его перегибы в ме-
стах закрепления, и специальные антивибрационные
поддерживающие зажимы. В Советском Союзе широкое
распространение получили гасители вибрации, выполнен-
ные в виде двух грузов, закрепленных по концам отрез-
ка стального троса (рис. 2-4).
Гасителями вибрации оборудуются линии 35 кВ и
выше. Характеристики гасителей вибрации, методика их
выбора и определение места установки приведены в при-
ложении 2. На ряде линий имеется положительный опыт
применения усиливающих (армирующих) круглых прут-
ков. Диаметр прутков в обе стороны от середины посте-
69
пенно уменьшается. Эти прутки из ТОГО же материала,
что и провод (обычно 10 шт), навиваются на провод в
месте закрепления его в поддерживающем зажиме и
имеют длину от 1,5 до 3,0 м. На ряде линий применялись
антивибрационные поддерживающие зажимы с одной
или двумя свободно качающимися лодочками. Однако
опыт их эксплуатации не дал положительных результа-
тов.
Рис. 2-3. Повреждения проводов от вибрации.
За границей и в СССР нашло применение простое
средство борьбы с вибрацией — фестоны, или демфиру-
ющие петли. Это—отрезки того же провода, что на линии,
подвешенные при помощи болтовых зажимов к про-
воду по обе стороны от подвесного зажима и образую-
щие петли (рис. 2-5). Так, для защиты от вибрации алю-
миниевых проводов сечением 35—95 мм2 и сталеалюми-
ниевых проводов сечением 25—70 мм2 действующими
нормами рекомендуется применение демпфирующих пе-
тель [2-29]. Размеры демпфирующих петель, обозначе-
ния которых даны на рис. 2-5, приведены в табл. 2-3.
Крепление демпфирующих петель па проводе осу-
ществляется одноболтовыми плашечными зажимами
длиной 40—50 мм из алюминиевого сплава (типов
ПАД-1, ПАД-2, ПАД-3).
Таблица 2-3
Размеры демпфирующих петель
Марка провода	Установочные размеры, м		Марка провода	Установочные размеры, м	
	/	f		1	f
АС-25, АС-35, А-35, А-50	1,0	0,15	АС-50, А-70 АС-70, А-95	1,15 1,35	0,15 0,20
70
Особенно тщательно следует защищать от вибрации
специальные провода и тросы на больших переходах
длиной 500—1500 м и более, где относительная продол-
жительность интенсивной вибрации в 2—3 раза боль-
ше, чем в обычных пролетах линии. На больших пере-
ходах, как правило, устанавливаются по нескольку га-
сителей вибрации по обе стороны перехода.
В настоящее время ВНИИЭ разработана и выпол-
нена на некоторых переходах у нас в СССР и за рубе-
жом типовая защита от вибрации проводов и тросов
больших переходов для пролетов 500—1500 м. При тя-
жении в проводах (тросах) до 200 кН такая защита
осуществляется с помощью обычных гасителей вибра-
ции, устанавливаемых попарно с каждой стороны пере-
ходного пролета. В случае применения переходных опор
промежуточного типа в смежных с переходным коротких
пролетах (длиной до 400 м) на каждом проводе могут ус-
танавливаться только два гасителя у анкерных конце-
вых опор.
Для защиты проводов расщепленной фазы (из трех и
четырех проводов) на больших переходах через реки и
горные долины при расстоянии между группами распо-
рок до 80 м с обеих сторон переходного пролета на каж-
дом проводе может быть установлено только по одному
гасителю вибрации.
Расстояния точек подвески гасителей вибрации
определяются по формулам, приведенным в прило-
жении 2.
Применение для подвески проводов на промежуточ-
ных опорах зажимов с ограниченной прочностью задел-
ки, «скользящих» зажимов, а также подвесных роликов
(на переходных высоких опорах) привело к созданию
конструкции самосбрасывающих гасителей вибрации.
Однако опыт применения таких гасителей вибрации по-
казал низкую их надежность. Уже в первый год рабо-
ты линии эти гасители в ряде случаев самопроизвольно
«сработали» и упали на землю из-за перетирания шплин-
тов, удерживающих прижимную плашку. Эти шплинты
должны разрушаться от удара при срабатывании под-
весного зажима, но из-за недостаточной прочности они
перетираются в процессе эксплуатации.
В настоящее время разработана новая конструкция
самосбрасывающих гасителей вибрации, которые более
надежно закрепляются па проводах и срабатывают при
71
ударе о поддерживающие зажимы или роликовые под-
весы отбойной пластиной.
В настоящее время установлено, что наличие распо-
рок на расщепленной фазе ослабляет вибрацию прово-
дов, позволяя в ряде случаев отказаться от применения
Рис. 2-4. Гаситель вибрации.
а — общий вид; б — разрезы; / — зажим; 2 — грузы; 3 —стальной
трос.
Рис. 2-5. Демпфирующая петля (фестон).
гасителей вибрации. При этом чем меньше расстояние
между отдельными распорками (группами распорок),
тем меньше вибрация проводов.
На действующих линиях 400—500 кВ с тремя прово-
дами в фазе расстояния между группами парных распо-
рок приняты от 55 до 65 м в зависимости от района го-
72
лоледности. Расстояния между Отдельными парными рас-
порками в каждой группе 1—2 м. На линиях 330 кВ с
двумя проводами расстояния между распорками состав-
ляют 50—60 м. Установлено, что на линиях 400—500 кВ
с тремя проводами в фазе при указанных расстояниях
между распорками вибрация незначительна и специ-
альной защиты гасителями не требуется.
Действующими нормами расстояние между группами
распорок допускается принимать не более 75 м, при этом
установка гасителей вибрации на линиях с тремя или
четырьмя проводами не требуется.
На линиях 220—330 кВ с двумя проводами в фазе
гасители вибрации должны быть установлены аналогич-
но тому, как это делается на линиях с одинарными про;
водами. При этом гасители вибрации устанавливаются
в пролетах длиной более 150 м при прохождении ВЛ по
открытой, ровной или малопересеченной местности, если
среднеэксплуатационное напряжение в проводах состав-
ляет более 40 Н/мм2 для алюминиевых проводов и
45 Н/мм2 для сталеалюминиевых проводов.
При прохождении ВЛ с двумя проводами в фазе по
сильно пересеченной или застроенной местности, а так-
же по редкому или низкорослому лесу указанные зна-
чения среднеэксплуатационных напряжений могут быть
повышены на 10%.
В отдельных случаях применяется упрощенная за-
щита от вибрации [2-5]. Так, например, на линиях со
среднеэксплуатационным напряжением, незначительно
превосходящим указанные выше безопасные с точки
зрения вибрации величины, может быть применена од-
носторонняя установка гасителей, т. е. по одному гаси-
телю на провод в пролете.
При установке гасителей вибрации на алюминиевых
и сталеалюминие^ых проводах во избежание поврежде-
ния проволок наружного повива в местах крепления га-
сителей делается подмотка проводов алюминиевой лен-
той или устанавливаются вкладыши из листового алю-
миния толщиной 0^5—1,0 мм. Затяжка гаек на крепящих
болтах должна быть'достаточно сильной.
Установка гасителей вибрации может производиться
как на отключенной линии, так и на линии, находящей-
ся под напряжением. На отключенных линиях установка
гасителей вибрации производится либо с опоры (на ли-
ниях 35—ПО кВ), либо с телескопической автовышки,
73
либо с опусканием монтера на нронод по гирлянде с
траверсы опоры.
Установка гасителей вибрации на провода, находя-
щиеся пОд напряжением, должна производиться со спе-
циальных изолирующих устройств: площадок, лестниц,
телескопических вышек с изолирующим звеном. Все эти
работы проводятся с соблюдением необходимых мер бе-
зопасности в соответствии с действующими правилами
техники безопасности и инструкциями по эксплуатации
изолирующих устройств.
При отсутствии указанных выше устройств или при
значительной трудности передвижения механизмов по
трассе для установки гасителей вибрации на линии под
напряжением могут использоваться специальные изоли-
рующие штанги. Эти штанги имеют наконечник, при по-
мощи которого гаситель поднимается к проводу и за-
крепляется на нем путем завертывания гайки на болт
зажима. Головка болта зажима при этом должна
быть предварительно приварена к неподвижной щеке
зажима.
Алюминиевые прокладки также закрепляются на
плашках зажима до подъема гасителя к проводу. Рассто-
яние, на котором следует устанавливать гаситель, отме-
чается на проводе шаблоном, установленным на штанге.
На одном конце этого шаблона в специальном зажиме
закреплен >мел.
Для регистрации и записи величины амплитуды ви-
брации применяются самопишущие приборы — регистра-
торы вибрации и вибрографы, устанавливаемые на про-
вод в месте предполагаемой установки гасителя вибра-
ции или на некотором расстоянии от оси подвесной гир-
лянды (0,5 или 1,0 м). Наибольшее распространение по-
лучили регистраторы вибрации конструкции ВНИИЭ
типа ВР, которые в отличие от вибрографов, записыва-
ющих изменение амплитуды во времени, фиксируют
только максимальную величину амплитуд вибрации,
имевшей место за время нахождения регистратора на
проводе (1—2 мес). Для оценки защиты проводов от
вибрации регистраторы устанавливаются в одном про-
лете линии на двух смежных фазах: один — на проводе
без гасителя вибрации и другой —на проводе с гасите-
лем вибрации. Сопоставляя амплитуды вибрации на
виброграммах, определяют защитное действие гасителей
вибрации на данной линии (рис. 2-6). Вибрация счита-
74
Рис. 2-6. Виброграммы, снятые
с провода АС-150.
а—с гасителями вибрации; б — без
гасителей вибрации.
ется безопасной, если угол
перегиба провода у за-
жима (угол вибрации) не
превышает 5°, а двойная
амплитуда вибрации ока-
зывается не более 1,2—
0,5 мм при установке ре-
гистратора на расстоянии
0,5 м от зажима и не бо-
лее 3 ММ'—на расстояний
1 м от зажима.
Для оценки опасности
вибрации большое значе-
ние имеет также время
опасной вибрации, т. е.
время, в течение которого
происходит вибрация с уг-
лами вибрации более 5°.
Если это время состав-
ляет не более 1—2%' общего времени наблюдений
(1 —1,5 мес.), то вибрация считается не опасной для
проводов или тросов, имеющих максимально допусти-
мое по нормам тяжение.
В случае, если провода и тросы смонтированы с ос-
лабленным тяжением, то величина угла опасной вибра-
ции будет в пределах до 10°, а время опасной вибрации
может достигать 10%.
2-5. ЯВЛЕНИЕ ГОЛОЛЕДА НА ПРОВОДАХ И ТРОСАХ
Под общим понятием гололеда понимают различные
виды твердых осадков: изморози, гололеда и мокрого
снега, а также смесь этих осадков.
Изморозь — это белый, непрозрачный кристалли-
ческий осадок, имеющий либо пористое, ажурное стро-
ение (кристаллическая изморозь) с плотностью 0,02—
0,1 г/см3, либо сплошное плотное строение (зернистая
изморозь) с плотностью 0,1—0,3 г/см2 (рис. 2-7). Кри-
сталлическая изморозь образуется при сравнительно
низких температурах—104—40°С и слабых ветрах. Она
легко осыпается с проводов от ветра и встряхивания.
Зернистая изморозь чаще всего образуется во время ту-
манов и при температуре от —3 до — 10°С. Она харак-
терна для возвышенных и горных районов, прочно дер-
75
жится на проводах при ветре. Чем больше влажность
воздуха и скорость ветра, тем больший и более плотный
слой изморози.
При больших размерах отложений (50—60 мм и бо-
лее) и сильном ветре поперек линии возрастает давле-
ние ветра на провода и тросы. При этом, несмотря на
сравнительно небольшую объемную массу изморози,
промежуточные опоры могут испытывать усилия, значи-
тельно превосходящие расчетные.
Гололед — это сплошной твердый осадок в виде
прозрачного или матового льда, имеющий плотность
в пределах от 0,6 до 0,9 г/см3 (рис. 2-8). Образование
гололеда происходит обычно при температуре воздуха
от 0 до —5°С при туманах, дождях и моросях. При
таких осадках капли влаги
Рис. 2-8. Гололед с плот-
ностью 0,8.
имеют сравнительно крупные
размеры (более 0,1 мм) и,
попадая на провод, не могут
мгновенно кристаллизовать-
ся, а, растекаясь по поверх-
ности, замерзают и образу-
ют гололед. Гололед прочно
сцепляется с проводом.
Очень часто на прово-
дах откладывается смесь из
изморози, гололеда и снега,
имеющая более рыхлое, чем
гололед, строение и несколь-
ко меньшую плотность 0,3—
0,6 г/см3.
76
Смесь образуется при периодических изменениях
погодных условий, и температура может быть весьма
различна: от 0 до —20°С. Как правило, нижний слой
смеси представляет гололед или зернистую изморозь,
прочно удерживающуюся на проводах.
Мокрый снег обладает большой липкостью при
температуре воздуха около 0°С, и при наличии ветра его
Рис. 2-9. Образование гололеда при ветре вдоль оси провода.
отложения на проводах могут достигать значительной
величины. Если при этом температура воздуха не пони-
жается, то он спадает с проводов от собственной массы.
При понижении температуры мокрый снег примерзает
к проводу. Если одновременно возрастает и скорость
ветра, то ветровые нагрузки на опоры также резко воз-
растают. Плотность мокрого снега колеблется в преде-
лах 0,12—0,3 г/см3, а в некоторых районах Сибири и на
Камчатке достигает 0,5—0,6 г/см3 [2-8].
Рис, 2-10. Форма одностороннего гололеда на
проводе АСО-500.
77
- Форма гололедных отложений зависит от направления
и скорости ветра. При ветрах вдоль линии на проводах и
тросах образуются отложения симметричной цилиндри-
ческой формы сравнительно небольшого диаметра
(рис. 2-9). При ветрах поперек линии образуются одно-
сторонние отложения, размеры которых значительно
больше размеров гололедных отложений при ветре
вдоль линии.
Рис. 2-11. Остатки гололеда на тросе в середине пролета при одно-
стороннем гололеде на проводах ВЛ 500 кВ.
Односторонний гололед имеет обычно овальную фор-
му, так как, оседая с наветренной стороны провода, он
постепенно закручивает провод на некоторый угол,
подставляя ветру чистую поверхность провода. Этот
процесс происходит до тех пор, пока крутящийся момент
от массы одностороннего гололеда не будет уравнове-
шен моментом упругости сил провода (рис. 2-10). При
больших пролетах и малых диаметрах проводов и тро-
сов при нарастании гололеда провода и тросы в середи-
не пролета закручиваются на угол, близкий к 360°, и
гололед приобретает почти цилиндрическую форму на
всей длине пролета, за исключением участков, приле-
гающих к опорам, где провода закреплены и поворот
их ограничен (рис. 2-11).
При отложении гололеда на проводах расщепленной
фазы закручивания провода практически не происходит
и на проводах образуется гребнеобразный гололед
(рис. 2-10 и 2-12).
Для оценки опасности гололеда в эксплуатации
большое значение имеет продолжительность нарастания
гололедных осадков и период, в течение которого голо-
лед остается на проводах и тросах. При большом насы-
щении воздуха влагой и при наличии ветра гололед
достигает опасных размеров уже в течение 2—3 ч. Иног-
да нарастание происходит периодически в течение 5—
15 дней. Чем больше продолжительность нарастания, тем
больше размеры гололедных образований. Большим раз-
78
мерам гололедных отло-
жений соответствует боль-
шая скорость их нараста-
ния {2—8]. При частых от-
тепелях, как это име-
ет место в южных рай-
онах СССР, продолжи-
тельность нахождения го-
лоледа на проводах не
превышает 1 —1,5 сут. При
неблагоприятных услови-
ях гололед может оста-
ваться на проводах в те-
чение нескольких недель,
что исключительно опасно
для участков линии, под-
верженных «пляске» про-
Рис. 2-12. Гребнеобразный одно-
сторонний гололед па проводах
расщепленной фазы 500 кВ.
водов.
Изучению гололедных
явлений в Советском
Союзе уделяется очень
большое внимание. Составлены карты районирования
Советского Союза по гололеду с повторяемостью 1 раз
в 10 лет.
В последнее время наряду с общесоюзной картой
районирования территории СССР по гололеду в ряде
энергосистем составляются более подробные региональ-
ные карты по гололеду для данного географического
района, где выделяются те или иные районы, особо под-
верженные гололеду, а также указываются величины
скорости ветра при гололеде и преобладающие виды
гололедных отложений. При сост&рлении региональных
карт гололедности используются данные наблюдений
метеостанций, а также данные опыта эксплуатации ВЛ
и линий связи в данном районе.
Согласно ПУЭ нормативная толщина стенки гололе-
да, приведенного к цилиндрической форме и плотности
0,9 г/см3, округляется до 5 мм. При толщине стенки бо-
лее 22 мм округление производится до 1 мм.
Для ВЛ 400, 500 и 750 кВ нормативную величину
стенки гололеда принимают, исходя из повторяемости
1 раз в 15 лет для ВЛ 330 кВ и ниже— Рраз в 10 лет.
Указанные нормативные величины толщины стенки
гололеда принимаются либо по картам гололедности,
79
либо на основании статистической обработки данных
метеостанций и метеопостов за возможно длительный
срок наблюдения.
При оценке нагрузок от гололедных отложений на
действующих линиях рекомендуется брать следующие
значения плотности:
Кристаллическая изморозь.............................. 0,05	г/см3
Зернистая изморозь .................................... 0,1	г/см3
Зернистая изморозь в горных районах................... 0,25	г/см3
Гололед............................................... 0,75	г/см3
Мокрый снег (за исключением некоторых районов Сиби-
ри и Камчатки)......................................... 0,2	г/см3
Смесь.................................................. 0,2	г/см3
Смесь в горных районах................................ 0,35	г/см3
Многолетние наблюдения гололедообразования поз-
воляют сделать некоторые выводы о влиянии отдельных
факторов на интенсивность и характер гололедных от-
ложений [2-7—2-9]:
1.	Повышение отметок местности и увеличение высо-
ты подвески провода приводят к увеличению интенсив-
ности и размеров гололеда.
2.	С увеличением диаметра проводов и тросов тол-
щина стенки гололеда уменьшается. При этом скорость
снижения возрастает в более гололедных районах.
3.	При прохождении линии по лесным массивам с вы-
сотой деревьев более высоты подвески проводов и при
прохождении в непосредственной близости (до 150—
200Г *м) от лесных массивов интенсивность гололедообра-
зования и нагрузки от гололеда снижаются. Однако из-
морозь часто покрывает провода и тросы только на
участках линий, проходящих по лесу, в то время как
в поле изморозь отсутствует, так как провода и тросы
в поле обдуваются ветром и изморозь опадает.
4.	В районах с' большой интенсивностью гололеда
наблюдается и наибольшая повторяемость гололедо-
эбразования. В центральных областях СССР гололеды
наблюдаются с конца октября до середины марта. Наи-
более сильные гололеды наблюдаются в декабре и
начале января.
Гололед представляет большую опасность для нор-
мальной эксплуатации ВЛ, так как в ряде случаев он
зриводит к:
разрегулировке проводов и тросов и сближению их
между собой на опасное расстояние;
30
сближению проводов И тросов при подскоке вследст*
Вне неодновременного сброса гололеда;
интенсивной «пляске» проводов, вызывающей корот-
кие замыкания на ВЛ, ожоги и обрывы проводов и тро-
сов, а в некоторых случаях и повреждения линейной
арматуры и гирлянд изоляторов;
значительной механической перегрузке проводов и
тросов, приводящей при особо сильных гололедах к их
обрывам;
перегрузке и поломке траверс опор;
разрушению опор в результате обрывов проводов и
тросов при перегрузке от гололеда, а также при сочета-
нии значительного гололеда с сильным ветром.
Основные мероприятия для борьбы с гололедом — это
удаление гололеда с проводов и тросов электрическим
током или механическим способом, а также профилак-
тический прогрев проводов электрическим током при
гололедной ситуации.
Механический способ удаления гололеда требует
очень много времени и значительных трудозатрат и
в большинстве случаев не может быть признан целесооб-
разным.
2-6. СХЕМЫ ПЛАВКИ ГОЛОЛЕДА И ВЫБОР ВЕЛИЧИНЫ
ТОКА ДЛЯ ПЛАВКИ
Плавка гололеда электрическим током позволяет
быстро, в течении 0,5—1,0 ч на десятках километрах
линий удалить гололед или предупредить его образова-
ние на проводах и тросах. Тем самым предупреждается
возможная значительная механическая перегрузка
элементов ВЛ и предотвращается возможность возник-
новения интенсивной «пляски» проводов.
Для плавки гололеда может быть использован как
переменный, так и постоянный ток. При этом последний
применяется в основном в тех случаях, когда реактив-
ное сопротивление линии значительно превышает актив-
ное. Применение постоянного тока позволяет в этом
случае значительно снизить напряжение и мощность
плавки.
Плавка гололеда, как правило, рекомендуется на
проводах ВЛ ПО кВ и ниже, трассы которых проходят
в IV и особых районах цололедности, а также в районах
с интенсивной и частой «пляской» проводов.
6—548	81
На ВЛ 220 кВ и выше организация плавки на прово-
дах связана с большими техническими трудностями и
значительными затратами, так как для плавки гололе-
да требуется мобилизация, как правило, большой мощ-
ности. Поэтому вопрос о плавке гололеда на проводах
ВЛ 220 кВ и выше должен решаться на основании тех-
нико-экономического обоснования целесообразности ор-
ганизации плавки гололеда, которое выполняется по
методу расчетных затрат [2-25]. Плавку гололеда па
грозозащитных тросах ВЛ 35 кВ и выше целесообразно
организовать в тех случаях, когддшозможны частные
Рис. 2-13. Схемы
а — трехфазная
г — поочередное
закоротка в конце липни; б —трехфазная закоротка
закорачивание двух фаз; о — последовательное
28
случаи приближения освободившихся от гололеда про-
водов к тросам покрытым гололедом.
Из-за большого активного сопротивления тросов для
плавки гололеда на них требуется более высокое напря-
жение, чем для проводов того же сечения. Более
просто можно осуществить плавку на проводящих ста-
леалюминиевых тросах. Повышение напряжения для
плавки на тросах нежелательно, так как требует усиле-
ния изоляции тросов и, следовательно, увеличивает дли-
ну подвесной гирлянды, что в свою очередь требует при-
плавки гололеда.
в середине линии; в — поочередное закорачивание одной фазы;
соединение фаз линии в «змейку»; е — встречное включение фаз
формагоров4
6*	83
менения полуанкерного крепления во избежание прибли-
жения тросов к проводам при неравномерной загрузке
гололедом. В связи с этим напряжение плавки на тросах
не следует увеличивать, как правило, более 35 кВ и
только в отдельных случаях для длинных ВЛ 500 и
750 кВ —- до ПО кВ.
Различают следующие схемы плавки гололеда:
а) плавка гололеда на проводах током нагрузки;
б) плавка гололеда на проводах и грозозащитных
тросах током короткого замыкания;
в) плавка гололеда на проводах постоянным током
от специального источника;
г) плавка гололеда наложением постоянного тока
в линиях переменного тока на ток нагрузки.
Применение первой и последней схем ограничено
возможностями энергосистемы и схемой электрических
сетей. Эти схемы не нашли широкого применения, так
как они резко снижают надежность энергоснабжения
и не всегда обеспечивают необходимую величину тока.
Вторая схема предусматривает устройство искусст-
венного одно-, двух- или трехфазного короткого замы-
кания на линии.
Третья схема требует установки специальных преоб-
разовательных устройств и выделения источников пита-
ния (генераторов или трансформаторов), что должно
быть в каждом отдельном случае обосновано по извест-
ной методике расчетных затрат.
Для плавки гололеда током короткого замыкания
в зависимости от длины, сечения и марки провода или
троса, линии на подстанции или электростанции надо
иметь электрическое напряжение и мощность, достаточ-
ные для получения Необходимого тока плавки.
Для каждой линии подбирается наиболее рациональ-
ная схема короткого замыкания; установка трехфазной
закоротки в конце или в середине линии (рис. 2-13, а
и б); поочередное закорачивание одной или двух фаз
в конце линии (рис. 2-13, виг); последовательное сое-
динение фаз линий в «змейку» (рис. 2-13, д); встречное
включение фаз трансформаторов (риС. 2-13, е) и др.
Ток плавки 7ПЛ в указанных схемах можно подсчи-
тать по следующим формулам:
для схемы трехфазного короткого замыкания
/лл = ^.;	(2.6)
84
для схемы однофазного короткого замыкания
для схемы двухфазного короткого замыкания без земли
(2-8)
ZCQ I
для схемы двухфазного короткого замыкания с землей
для схемы встречного включения фаз трансформаторов
(2-ю)
w	Z 0 4
для схемы соединения фаз в «змейку»
/пл = Зг0 Z -2W +W ’	(2'11
где t/ф — фазное напряжение источника питания схемы
плавки, кВ; Z — длина участка плавки, км; Zq — удель-
ное полное сопротивление трехфазной линии, Ом/км;
z'o — удельное полное сопротивление заземленного про-
вода, Ом/км; R3 — сопротивление заземляющего
устройства, Ом:
Я3<'250/7пл;
2ом — удельное сопротивление взаимоиндукции контура
плавки «провод — земля», Ом/км;
Zom = Гз+ /0,1451g(2-12)
где г,з — сопротивление земли, равное 0,05 Ом/км; D3—
глубина возврата тока через землю, м; D — среднегео-
метрическое расстояние между проводами (тросами), м.
Значения этих токов должны быть не менее мини-
мальных значений тока плавки для данного провода при
данных метеорологических условиях.
В приложении 7 приведены токи плавки для разных
марок проводов при /=5°С и скорости ветра 5 м/с и
при различной продолжительности плавки.
85
Профилактический нагрев проводов ВЛ заключается
в повышении токовой нагрузки линии до значения, при
котором отложение гололеда на проводах не происхо-
дит. Для этого необходимо, чтобы температура поверх-
ности провода была выше 0°С. На рис. 2-14 приведены
зависимости тока для профилактического нагрева про-
водов при различных погодных условиях.
Таблиц а 2-4
Вы Зор напряжения источника питания для схем плавки
гололеда на сталеалюминигвых проводах
Напряжение ис- точника питания, кВ	Марки и сечения проводов, мм2	Протяженность участка плавки, км
6	АС-50 — АС-120	8—18
10	АС-50 — АС-150	12—29
35	АС-50— АС-185	35—100
НО	АС-70 — АС-240	100—291
150	АС-120 — АСО-ЗОО	120—337
220	АСО-ЗОО — АСО-500	136—273
330	2ХАСО-300 — 2Х АСО-500	144—283
500	4Х АСО-240 — ЗХ АСО-500	138—280
В табл. 2-4 на основании расчетов, выполненных
в институте Эпсргосетьпроскт для различных сечений
сталеалюминиевых проводов, приведены соотношения
между напряжением источника питания для схемы плав-
ки гололеда и возможными длинами участков ВЛ, вклю-
чаемых в схему плавки гололеда по методу трехфазного
короткого замыкания (при температуре до минус 5°С и
скорости ветра до 5 м/с).
При наличии источников для плавки гололеда
с большим напряжением, чем требуется для длительно-
го прогрева (0,5—1,0 ч), применяется плавка большими
кратковременными токами. Такая плавка может быть
эффективной при равномерном обледенении проводов
или тросов всех линии. Если же на линии имеются
участки с относительно небольшими отложениями голо-
леда, то возникает опасность их перегрева и должен
быть сделан специальный расчет для определения воз-
можности использования для плавки циклов повторно-
кратковременных нагревов большими токами.
Для успешной плавки гололеда на грозозащитных
стальных тросах плотность тока должна быть не менее
86
87
2 А/мм2 для тросов сечением 95—70 мм2 и не менее
2,5—3,0 А/мм2 для тросов сечением 50—35 мм2.
Ток плавки гололеда не должен превышать длитель-
но допускаемый ток на провода линии более чем
в 1,5 раза.
При этом следует учитывать опасность уменьшения
габаритов от проводов до пересекаемых объектов при
повышении температуры проводов во время плавки, так
как в первую очередь освобождаются от гололеда участ-
ки провода, на которых толщина гололеда минимальная,
а время плавки выбирается для участков с наибольши-
ми размерами гололеда. В этих случаях, учитывая от-
носительную кратковременность плавки гололеда, можно
считать допустимым снижение габаритов на 2 м [2-27].
Минимальный ток для плавки гололеда составляет
ориентировочно 0,85 длительно допустимого тока. Одна-
ко при этом время плавки значительно возрастает.
Наибольшие допустимые токи плавки при различных
погодных условиях приведены в табл. 2-5.
Т а_б л и ц а 2-5
Наибольшие допустимые токи плавки при различных
погодных условиях
Марка провода	Наибольшие допустимые токи при различных скоростях ветра v и температуре воздуха t								
	v = 0			v = 3 м/с			v = 5 м/с		
	О	о ю |	о 7	О	о 7	Эо01-	и	и 7	о 7
	II	II	и	II	и	II		и	и
АС-50	285	295	300	470	480	495	530	540	555
АС-70	365	375	385	590	600	615	655	675	690
АС-95	460	475	485	725	740	760	810	830	845
АС-120	530	545	560	830	845	865	930	950	975
АС-150	630	650	670	965	985	1015	1080	1110	1150
АС-185	730	755	775	1100	изо	1160	1230	1270	1300
АС-240	870	895	925	1300	1330	1360	1460	1490	1530
АС-300—	1000	1035	1060	1480	1510	1550	1650	1700	1740
АСО-ЗОО АС-400—	1250	1270	1300	1780	1810	1860	2000	2040	2090
АСО-400 АС-500—	1420	1460	1510	2000	2080	2130	2280	2330	2390
АСО-500 С-35	89	92	95	155	160	165	175	180	185
С-50	113	116	120	195	200	205	220	225	230
С-70	153	158	161	260	270	275	295	300	305
88
Для плавки гололеда на грозозащитных тросах могут
быть использованы те же схемы короткого замыкания.
При этом необходимо предварительно произвести изо-
ляцию троса на выбранную для плавки величину напря-
жения.
Таблица 2-6
Выбор напряжения источника питания для схем плавки
гололеда на стальных грозозащитных тросах
Напряжение ’ источника пита- ния, кВ	Протяженность участков троса, км	
	при включении между фазами	при включении между фазой и землей
6	5—9	6—10
10	9—20	10—16
35	11—52	35—56
ПО	98—162	109—175
При этом может быть также использована схема
включения двух тросов па двухфазное короткое замыка-
ние без земли (по схеме трос — трос). Эта схема целе-
сообразна для сравнительно коротких участков плавки.
Использование для плавки гололеда схем, требующих
отключения линии (таких, как схема трос — провод
и т. п.), следует признать нецелесообразным. Институ-
том Эиергосетьпроект выполнены примерные расчеты
для выбора соотношений между напряжением источни-
ка питания схемы плавки гололеда па грозозащитных
трасах сечением 35—70 мм2 и протяженностью участков
троса, результаты которых приведены в табл. 2-6. При
этом меньшие значения длин участков плавки относятся
к тросам меньшего сечения.
Изоляция тросов на опорах определяется рабочим
напряжением источника питания, схемой плавки, пере-
напряжениями при включении и отключении тросов, а
также геометрическими размерами и электрическими
характеристиками применяемых изоляторов. Так как
профилактические измерения изоляторов на грозозащит-
ных тросах очень трудоемки, то для изоляции тросов
следует применять стеклянные изоляторы типов ПС6 и
ПС 12, повреждения которых можно обнаружить визу-
ально при осмотрах.
Опыт плавки гололеда на тросах линий 500 кВ
напряжением ПО кВ по схеме одно- пли трехфазного
89
Рис. 2-15. Полуанкерное креп-
ление троса в схеме плавки го-
лоледа.
1 — тросостойка; 2— трос; 3—гир-
лянда изоляторов; 4 — поддержи-
вающие зажимы; 5 — подвеска.
без заземления на конце
короткого замыкания показывает, что изоляция троса
на головном участке (около 7з длины участка плавки)
должна быть выполнена не менее чем четырьмя изоля-
торами ПС6 в гирлянде. Подвеска таких гирлянд иа
промежуточных опорах из-за незначительной высоты
тросостоек оказывается не-
возможной, и в таких случа-
ях следует устраивать полу.
анкерное крепление тросов
на этих опорах (рис. 2-15).
Гирлянды из четырех изоля-
торов должны быть зашунти.
рованы искровым промежут-
ком с расстоянием 350 мм.
Полуанкерное крепление
уменьшает также разрегули-
ровку тросов при неравно-
мерной нагрузке от гололеда
в соседних пролетах.
Следует помпить, что в
схемах плавки трос — трос
астка плавки напряжение
вдоль тросов уменьшается лишь до 0,5 U$, а в схеме
встречного включения фаз трансформаторов из-за воз-
можности неодновременного включения тросов с обеих
сторон изоляция тросов на всей длине должна быть
рассчитана на рабочее напряжение источника питания
схемы плавки.
На линиях 500 кВ неоднократно производилась
плавка гололеда на грозозащитных тросах. При этом
гололед и изморозь надежно плавились при токе Г25 А
на каждый трос (сечение 70 мм2) по схеме одно- или
трехфазного короткого замыкания (температура
—7^—Ю°С, скорость ветра 10 м/с, время плавки 20—
60 мин).
При необходимости плавки гололеда на линиях с от-
пайками, выполненными проводами меньших сечений,
чем основная линия, могут быть созданы специальные
схемы плавки гололеда.
Большую трудность представляет создание схем
плавки гололеда на проводах крупных сечений и особен-
но на расщепленных проводах линий 330, 400 и 500 кВ.
Эксперименты показывают, что плавку гололеда на про-
водах АСО-500 можно осуществить токами порядка
90
у
Рис.
Тон плавни, А
2-16 Экспериментальные
кривые ВНИИЭ тока плавки одно-
стороннего гололеда на проводах
АСО-500 (цифры в числителе обо-
значают температуру воздуха, °C,
а в знаменателе — скорость вет-
ра, м/с).

900—1000 А. Кривые тока плавки для провода АСО-500
показаны на рис. 2-16. Такие большие токи на линиях
400—500 кВ можно получить лишь за счет мобилизации
для плавки значительной реактивной мощности линии,
генераторов электростанций и приемной системы. При
этом оборудование подстанций будет работать с пере-
грузками, и время плавки в связи с этим должно быть
ограничено.
Поэтому для линий сверхвысокого напряжения с про-
водами АСО-ЗОО и выше э
целесообразными стано-
вятся методы плавки го-
лоледа постоянным током.
При этом плавку гололе-
да целесообразно произ-
водить пофазно по конту-
ру провод — земля.
Применительно к раз-
работанным в настоящее
время преобразователь-
ным установкам постоян-
ного тока типа ВУКН тре-
буемая мощность состав-
ляет для ВЛ 330 и 500 кВ
соответственно 80 и
150 МВт.
Гололед на проводах
ЗхАСО-500 может быть
расплавлен в течение 30—
40 мин при токе коротко-
го замыкания	2600 —
2700 А в фазе, температу-
ра воздуха —0°С и ветре
10—12 м/с. При этом тем-
пература провода на ли-
нии повышается примерно
па 1,5—2°С. Попытки расплавить гололед нагрузочным
током 1500 А в 'фазе при температуре —7°С и ветре 5—
6 м/с в течение нескольких часов не дали положительных
результатов.
Разработана также схема плавки гололеда па прово-
дах расщепленной фазы переменным током с использо-
ванием петли из отдельных проводов фазы. Эта схема
позволяет уменьшить напряжение при плавке, так как

91
снижаются реактивное сопротивление и расчетный ток.
При длине линии 100 км и токе в проводе 1000 А
потребуется напряжение 35 кВ, на которое должна
быть рассчитана изоляция между проводами расщеп-
ленной фазы. Такая изоляция выполняется в виде изоли-
рующих распорок и специальных поддерживающих
зажимов. При четном числе проводов в фазе (два и
четыре) используются схемы однофазного или двухфаз-
ного к. з., и при трех проводах — трехфазного к. з.
В последнем случае можно применить схему последова-
тельного включения всех трех проводов фазы, что
в ряде случаев позволяет осуществить плавку рабочим
током.
Организация плавки гололеда в энергосистемах воз-
лагается на оперативно-диспетчерскую службу; она про-
водит необходимые расчеты и составляет инструкцию по
плавке гололеда с указанием схем на каждую конкрет-
ную линию. Эти инструкции ежегодно перед наступлени-
ем зимнего периода должны пересматриваться с учетом
происшедших изменений в электрических сетях.
Успешная плавка гололеда в значительной степени
зависит от своевременности сборки схемы и времени
начала плавки. Наиболее выгодно приступить к плавке
гололеда в начале его образования, когда размеры голо-
леда небольшие. Кроме того, температура в начале
нарастания гололеда обычно не бывает ниже—З-е—5°С.
К концу нарастания гололеда часто температура пони-
жается, а скорость ветра увеличивается. В таких усло-
виях плавка гололеда оказывается затруднительной, а
иногда и невозможной.
Для своевременной организации плавки гололеда
большое значение имеет метеорологическое обслужива-
ние электросетей. Оно производится как местными бюро
погоды Гидрометеослужбы (по договорам с энергосисте-
мами), так и с помощью линейных метеопостов, распо-
ложенных на РПБ и обслуживаемых линейным персона-
лом по специальным инструкциям. Такие метеопосты
обычно оборудуются флюгером с тяжелой доской для
измерения скорости и направления ветра, термометром
и гололедным станком, представляющим собой набор
проводов разных диаметров, расположенных под углом
90° друг к другу. Флюгер и гололедный станок монти-
руются на металлической вышке высотой 10,5 м. На
рис. 2-17 показан общий вид линейного метеопоста па
92
Рис. 2-17. Общин вид линейного
метеопоста на ремонтной базе.
пролетах ВЛ, подверженных
РПБ. В зимний период
линейным шерсоналом ор-
ганизуется систематиче-
ская (2—3 раза в сутки)
запись метеорологических
данных в специальный
журнал. Все сведения о
погоде ежедневно переда-
ются в сетевой район, где,
кроме того, сосредоточи-
ваются долгосрочные и
краткосрочные (одно- и
трехсуточные) прогнозы
погоды, получаемые от
местной Гидрометеослуж-
бы.
Помимо организации
наблюдений за гололедо-
образованием на метео-
постах, рекомендуется
устанавливать непосред-
ственно на ВЛ автомати-
ческие сигнализаторы го-
лоледа, которые передают
на подстанции или РПБ
высокочастотные сигналы
о появлении гололеда
определенной величины в
обледенению. В настоящее время освоен выпуск сигнали-
заторов гололеда типа ДСГ-68. Для электропитания та-
ких сигнализаторов на ВЛ НО и 220 кВ могут использо-
ваться устройства отбора мощности типа УОМ.-70 с кон-
денсаторами связи типа СМ.Р НО |/3.
Во всех случаях получения угрожающих прогнозов,
штормовых предупреждений и сообщений с линейных
метеопбетов или сигнализаторов гололеда о появлении
гололеда должны быть немедленно приняты меры по
подготовке схем плавки гололеда.
При определении величины гололеда, при достиже-
нии которой следует начинать плавку гололеда, надо
учитывать не только опасность механической перегрузки
элементов ВЛ, ио и опасность сближения между прово-
дами и тросами в пролетах и паружение габаритов ВЛ,
особенно на пересечениях.
93
Как правило, плавку гололеда следует начинать при
достижении нормативных нагрузок от гололеда и про-
должающемся его нарастании, если нет данных от бю-
ро погоды о предстоящем в пределах суток прекращении
гололедообразования. Сверхнормативные гололедные
нагрузки могут быть допущены также, если фактические
запасы прочности в траверсах опор, проводах и тросах
позволяют это.
При этом, однако, следует проверить, что при неод-
новременном опадании гололеда не возникает опасности
перекрытия между проводами и проводами и тросами.
Рекомендуется не допускать превышения результи-
рующей удельной нагрузки па провода или тросы более
чем в 1,45 раза нормативной величины.
Для проведения плавки гололеда на нескольких ВЛ
при неблагоприятном прогнозе погоды для возможности
ее своевременного завершения она может быть начата
и при нагрузках меньше нормативных.
В случаях, когда возможны перекрытия между про-
водами, свободными от гололеда, и тросами, покрытыми
гололедом, необходимо провести плавку гололеда на
грозозащитных тросах до плавки гололеда на проводах.
При этом плавка гололеда на тросах должна проводить-
ся при ожидаемом потеплении, так как в первую оче-
редь освобождаются от гололеда провода ВЛ. Особенно
это необходимо на ВЛ с расщепленными проводами
в фазе, где имеет место односторонний гололед, кото-
рый опадает при повышении температуры воздуха.
Плавка гололеда для предотвращения «пляски» про-
водов на ВЛ или участках ВЛ, подверженных интенсив-
ной и частой «пляске», должна проводиться на основа-
нии имеющегося опыта эксплуатации в случаях, когда
на проводах образуется односторонний гололед и ожи-
дается сильный ветер поперек трассы ВЛ.
Для предотвращения значительных ожогов проводов
и тросов при коротких замыканиях во время плавки го-
лоледа на обогреваемой ВЛ следует применять релей-
ную защиту без выдержки времени.
Вопрос о начале проведения плавки гололеда решает
главный инженер электросетевого предприятия или спе-
циально назначенное им лицо.
Схемы плавки должны быть по возможности более
простыми и собираться в минимальное время: не более
1 ч. Для этого необходимо отказаться от установки вре-
94
менных перемычек, накладок, закороток, Собираемых на
болтах, заменив их коммутационными аппаратами
(выключателями, разъединителями, отделителями)
с дистанционным управлением. Лишь в отдельных край-
них случаях можно применять коммутационные аппара-
ты с ручным приводом. Необходимо обеспечить надеж-
ную телефонную или радиосвязь между оперативным и
линейным персоналом. При сборке схем плавки следует
помнить, что на заземлении опор в конце участка плавки
напряжения достигают величины 500 В и более.
Поэтому необходимо оградить последние опоры и выве-
сить предупредительные плакаты.
2-7. СХЛЕСТЫВАНИЕ ПРОВОДОВ И ТРОСОВ В ПРОЛЕТЕ
И МЕРЫ БОРЬБЫ С НИМ
Схлестывание проводов в пролете наблюдается срав-
нительно часто и происходит, как правило, при следую-
щих условиях:
а)	когда имеется разрегулировка проводов, т. е. про-
вода натянуты с разными стрелами провеса, при несин-
хронном раскачивании ветром .
б)	из-за раскачивания проводов разных фаз или про-
водов в расщепленной фазе под действием электродина-
мических усилий при прохождении токов короткого за-
мыкания;
в)	при подпрыгивании проводов из-за сброса налип-
шего на провода мокрого снега или изморози, а также
при разрегулировке проводов в пролете из-за разно-
временного сброса гололеда в смежных промежуточных
пролетах (на линиях с вертикальным расположением
проводов);
г)	при наличии значительных гололедных отложений
на грозозащитных тросах линий 110—500 кВ, когда они
провисают до уровня проводов и, отклоняясь под дейст-
вием ветра, могут приближаться к проводам;
д)	при возникновении «пляски» проводов и тросов,
когда они раскачиваются в вертикальной и горизонталь-
ной плоскостях со значительной амплитудой;
е)	при «субколебаниях», т. е. колебаниях между рас-
порками проводов расщепленной фазы в основном из
четырех проводов, под действием ветра;
ж)	при разновременном сбросе гололеда с проводов
расщепленной фазы, состоящей из двух горизонтальных
проводов.
95
Схлестывания проводов и тросов, как правило, сопро-
вождаются успешной работой АПВ. В отдельных случа-
ях количество автоматических отключений одной и той
же линии достигает нескольких десятков. Однако при
многократных коротких замыканиях и особенно когда
время работы релейной защиты и АПВ достигает 1 с и
более, происходят серьезные повреждения проводов,
требующие немедленного ремонта, а иногда обрывы про-
водов или тросов.
Разрегулировка проводов разных фаз и отдельных
проводов в расщепленной фазе должна выявляться при
верховых ревизиях и устраняться во время капитальных
ремонтов путем перемонтажа отдельных проводов линии.
Схлестывание проводов и тросов при сбросе мокрого
снега или изморози из-за подпрыгивания или разрегули-
ровки в смежных пролетах наблюдается, как правило,
на линиях, построенных до 1959 г. На линиях, запроек-
тированных после 1958 г. на унифицированных опорах,
приняты горизонтальные смещения и расстояния между
проводами и тросами по вертикали, обеспечивающие
надежную работу линий при сбросе гололеда. Исследо-
ваниями ВНИЙЭ [2-6] были установлены возможные
амплитуды подпрыгивания проводов при сбросе гололе-
да.
Установлено, что для линий 20—35 кВ со штыревыми
изоляторами возможные величины подпрыгивания огра-
ничены величиной 2,25 м; для линий с поддерживающи-
ми гирляндами величина подпрыгивания значительно
выше и возрастает с увеличением длины пролета.
Наиболее часто случаи схлестывания проводов при сбросе голо-
леда наблюдались на линиях 35 кВ с вертикальным или треуголь-
ным расположением проводов с расстоянием между соседними про-
водами по вертикали до 2,5 м и небольшим горизонтальным смеще-
нием (до 0,25 м.). Однако в практике имели место случаи между-
фазных перекрытий на линиях 35 кВ с проводами марок АС-50 и
АС-70, расположенными в одной вертикальной плоскости на рас-
стоянии 3 м друг под другом при длине пролетов 170—180 м. Ана-
логичные случаи имели место и на линиях 110 кВ с расстоянием
между проводами по вертикали 3,0 м и горизонтальным смещением
0,25 м. После того, как на указанных линиях 35 кВ было выполнено
горизонтальное смещение проводов на 40 см путем перецепки под-
весных гирлянд верхнего и нижнего проводов на крайние отверстия
траверс (всего на траверсе имелось по три отверстия с расстоянием
между ними 20 см), случаи междуфазных перекрытий на этих ли-
ниях при сбросе мокрого снега или изморози прекратились.
В гололедных районах большую опасность представляют схлес-
тывания между грозозащитными тросами, покрытыми гололедом, и
проводами, с которых гололед полностью или частично опал.
96
Имели место серьезные' повреждения на линиях 400—500 кВ
с нормативной толщиной стенки гололеда 1,0 и 1,5 см из-за при-
ближения при ветре (5—7 м/с) троса С-70, покрытого гололедом
(погонная нагрузка 25—27 Н/м), к крайним проводам; горизонталь-
ное смещение троса относительно крайних проводов 2,4 м. Трос был
подвешен на промежуточных опорах через один изолятор П-4,5. Тем-
пература воздуха колебалась от —5 до +2°С. Провода также были
покрыты гололедом в виде смеси, имевшей форму односторонних
отложений (нагрузка доходила до 20—25 Н/м). Однако гололед
с проводов при повышении температуры до 0ч-2°С начал опадать,
в то время как на тросах гололед продолжал прочно удерживаться.
На линии в это время имела место разрегулировка проводов в раз-
ных пролетах, и поддерживающие гирлянды на отдельных опорах
имели отклонение в точке подвеса проводов до 40—50 см вдоль
линии. Тросы также были разрегулированы из-за неравномерной на-
грузки гололедом.
Перекрытия с тросов на провода вызвали повреждения от 5 до
12 проволок троса, и в ряде случаев имели место обрывы троса
в середине пролета. При этом происходила разрегулировка оборвав-
шихся тросов в соседних пролетах, где трос опускался ниже уровня
проводов и при включении липни вызывал короткие замыкания.
Всего за 4 дня было 38 автоматических отключений. Повреждения
проводов марки АСО-480 происходили в местах возникновения ко-
ротких замыканий. При этом имели место в основном повреждения
проволок наружного повива, обрыва проводов не было.
На всех новых типах одноцепных опор с горизонталь-
ным расположением проводов предусматриваются
конструкции тросостоек, расположенных таким образом,
что трос имеет достаточное горизонтальное смещение
как относительно крайнего, так и относительно среднего
проводов.
Особую опасность представляет «пляска» проводов.
В 1968 г. были утверждены «Руководящие указания для
выбора расстояний между проводами и между провода-
ми и тросами на опорах ВЛ 35—500 кВ по условиям
«пляски» проводов». Они были составлены с использова-
нием методики расчетов, предложенной ВНИИЭ. При
этом территория СССР разделена на три района; I —
где пляска не наблюдалась или проявляется в слабой
степени, реже 1 раза в 10 лет, II — с умеренной повто-
ряемостью пляски порядка 1 раза в 5—10 лет и III —
с частотой и интенсивной пляской при повторяемости
чаще 1 раза в 5 лет. Район I, где «пляска» проводов не
наблюдается, расположен в основном севернее 55-й
параллели. Район III, где имеет место особо частая и
интенсивная «пляска», расположен в районах Волго-
градской, Белгородской, Харьковской, Ростовской, Куй-
бышевской областей, на Северном Кавказе и в Башкирс-
кой АССР.
7—548	97
Таблицы с указанием необходимых расстояний по
вертикали и горизонтали на промежуточных опорах для
различных районов приведены в приложении 3. Необ-
ходимые расчеты можно выполнить также в соответст-
вии с § 2-16, ж.
В районах с толщиной стенки гололеда 15—20 мм
расстояния между проводами, определенные по табли-
цам приложения 3, следует также дополнительно прове-
рить по формуле, м:
d= 1'° + -П(Г+0.8/Г+0.15^	(2-13)
где U — номинальное напряжение ВЛ, кВ; f — наиболь-
шая стрела провеса, м; h — расстояние между провода-
ми по вертикали, м.
При этом следует иметь в виду, что когда ВЛ про-
ходит во II или III районах интенсивности «пляски», по
защищены от поперечных ветров окружающим рельефом
(долины, ущелья), лесным массивом (просеки), построй-
ками и сооружениями, имеющими высоту, превышаю-
щую высоту подвески проводов, то такие ВЛ (или участ-
ки ВЛ) при выборе расположения проводов следует от-
носить соответственно к I и II районам интенсивности
пляски.
Расстояния между проводами по условиям сближе-
ния их в пролете на ВЛ 35 кВ и ниже со штыревыми
изоляторами при любом расположении проводов можно
определить по формуле, м:
</ = -^г + 0(19//5,	(2-14)
где U — номинальное напряжение ВЛ, кВ; f— наиболь-
шая стрела провеса, м; b — толщина стенки гололе-
да, мм.
При разновременном сбросе гололеда с проводов
фазы, расщепленной на два провода, а также при «пляс-
ке» проводов на ВЛ 330 кВ происходит разворот поддер-
живающих зажимов вокруг вертикальной оси, переме-
щение проводов друг относительно друга вдоль оси
липни и в конечном счете соударение проводов («скла-
дывание» проводов фазы). В процессе перемещения про-
водов фазы происходит падение выпадающих распорок
на землю и провода повреждаются от ударов о зажимы
распорок. Имели место случаи, когда повреждения про-
98
Ьодов наблюдались на протяжении всего анкерного
пролета.
В качестве мероприятия для борьбы с подобными
повреждениями проводов на ВЛ 330 кВ с двумя гори-
зонтальными проводами в фазе применяются так назы-
ваемые «узлы жесткости», представляющие собой тре-
угольные или крестообразные системы глухих распорок,
которые устанавливаются на проводах в каждом проле-
те ВЛ (рис. 2-18). Во избежание подобных поврежде-
ние. 2-18. «Узлы жесткости» для двух горизонтальных проводов
в фазе.
а — треугольная распорка; б — крестообразная распорка; / — опора; 2 —прово-
да ВЛ; 3 — глухие распорки длиной 600 м; 4 — крестообразная распорка.
ний па отдельных ВЛ 330 кВ с двумя проводами в фазе
применено вертикальное расположение проводов в фа-
зе, которое является наиболее устойчивым при гололе-
де. При вертикальном расположении проводов улучша-
ются также условия гашения вибрации проводов.
Однако при этом происходит незначительное удлинение
поддерживающей гирлянды и при разрегулировке про-
водов возникает опасность либо перегрузки верхнего
провода, либо разворота проводов фазы в пролете. В свя-
зи с этим применение расщепленной фазы -с двумя верти-
кальными проводами имеет ограниченное применение.
2-8. «ПЛЯСКА» ПРОВОДОВ
«Пляской» принято называть колебания проводов и
тросов со сравнительно большой амплитудой и малой
частотой. Наиболее часто и длительно наблюдается
«пляска» проводов с амплитудой от 0,3 до 2—3 м и
частотой от 0,3 до 2 Гц. Наблюдались также случаи
пляски проводив расщепленной фазы на линиях 400—
500 кВ (ЗХАСО-480) с амплитудой, достигающей 12—
7*	99
14 м, и частотой, равной всего 0,16—0,18 Гц (амплиту-
да — расстояние между нижним и верхним положением
провода). В пролете чаще всего укладываются одна,
две, три или четыре полуволны (рис. 2-19). Наибольшая
амплитуда колебаний наблюдается при «пляске» с од-
ной полуволной в пролете.
Колебания происходят в основном в вертикальной
плоскости или под некоторым углом (до 20—30°)
Рис. 2-19. Положение провода
в пролете при «пляске».
------ с одной полуволной в проле-
те; —  —• — -—с двумя полуволнами
в пролете;---------с четырьмя по-
луволнами в пролете; -------- нор-
мальное положение провода.
к вертикали по вытянуто-
му эллипсу, большой диа-
метр которого равен ам-
плитуде «пляски», а ма-
лый диаметр составляет
25—50% длины большого
диаметра.
Наблюдения в эксплуа-
тации показали, что боль-
шая ось эллипса может
быть наклонена как по
направлению ветра, так и
навстречу ветру [2-9].
Подавляющее боль-
шинство отмеченных в эксплуатации случаев «пляски»
проводов происходит в осенне-зимний период; в боль-
шинстве случаев на проводах и тросах наблюдается
односторонний гололед малых и средних размеров от
2—5 до 30—40 мм при скорости ветра от 5 до 20 м/с; при
интенсивной «пляске» скорость ветра достигает 8—16 м/с.
Направление ветра при «пляске» проводов наблюда-
лось под углом от 30 до 90° к оси линии. «Пляска» обыч-
но продолжается от нескольких часов до 2—3 сут и пре-
кращается при изменении скорости или направления
ветра, а также при опадении гололеда. Имели место
случаи, когда при резком понижении температуры и на-
личии ветра постоянного направления «пляска» продол-
жалась 2—3 нед.
В 1961 г. на одной из линий 500 кВ в течение 1—2 дней на про-
водах происходило нарастание одностороннего гололеда размером
от 5 до 26 мм при температуре воздуха 0-г-+5оС. Затем в течение
суток произошло изменение направления и увеличение скорости вет-
ра до 13—18 м/с. При этом температура начала постепенно пони-
жаться— в течение 2—3 сут достигла —20-:—25°С. Гололед на
проводах удерживался очень прочно, направление ветра было под
углом 90° к оси линии. При этих условиях возникла исключительно
интенсивная «пляска» проводов расщепленной фазы на участке
100
грассы длиной более 40 км. «Пляс-
ка» проводов продолжалась с раз-
личной частотой и амплитудой не-
прерывно в течение 18—20 сут.
При этом интенсивность «пляски»
проводов изменялась в зависимо-
сти от скорости ветра. При поры-
вистом ветре со скоростью 16 -
18 м/с наблюдалась «пляска» про-
водов в основном с одной полу-
волной в пролете с амплитудой до
12—14 м и частотой 0,17—0,18 Гц;
при ветре 5—7 м/с амплитуда
уменьшалась до 1,5—2,0 м, а ча-
стота достигала 0,7—0,75 Гц. По
временам при понижении скорости
ветра «пляска» проводов почти
полностью прекращалась, а затем
при увеличении скорости ветра
снова начиналась. Колебания про-
водов разных фаз в одном проле-
те, а также одной фазы в ряде
смежных пролетов происходили
несогласованно.
Наряду с колебаниями прово-
дов в смежных пролетах со сдвигом
на 180° иногда наблюдались со-
впадающие во времени колебания
проводов одной и той же фазы, а
также колебания проводов одной
фазы в соседних пролетах с разной
частотой и разным числом полу-
волн. Длительная интенсивная
«пляска» проводов привела к зна-
чительным повреждениям. На ряде
анкерных опор произошло разру-
шение узла крепления строенных
натяжных гирлянд к траверсам
опор из-за разрыва скоб типа
АЦ-67 и излома проушин на тра-
версах (рис 2-20). На многих опт
в скобках и проушинах. В связи с
Рис. 2-20. Повреждение узла
крепления натяжных гирлянд
к траверсе.
а —общий вид с трещиной на про-
ушине; б — скоба с оторванной
частью; в — разрыв скобы.
рах были обнаружены трещины
тем, что на этой линии провода
на промежуточных опорах смонтированы в поддерживающих зажи-
мах типа АП-25Б с общим выпускающим устройством, при обрыве
натяжных гирлянд провода во всем анкерном пролете падали на
землю. Однако из-за нечеткого срабатывания выпускающих устройств
провода из отдельных поддерживающих зажимов не выпали и неко-
торые промежуточные опоры получили значительные деформации
(рис. 2-21). Отказ в работе выпускающих устройств произошел из-за
значительного истирания шарнирных поверхностей «гриба» и прили-
вов скобы этого устройства. Аналогичное истирание наблюдалось
также на отдельных деталях сцепной арматуры.
При падении проводов на землю повреждались петли анкерных
опор и значительное число распорок. Однако при «пляске» проводов
распорки не выпадали.
101
При «пляске» проводов на линиях 500 кВ имели
место случаи, когда провода поднимались до уровня
грозозащитных тросов и даже цеплялись распорками
за трос. При этом происходят многократные отключения
линий, и включение линий в работу невозможно до мо-
мента окончания «пляски» проводов.
При ревизиях проводов расщепленной фазы на лини-
ях 500 кВ в отдельных местах на них были обнаружены
вмятипы, вызванные от соударения провода о провод
Рис. 2-21. Деформация промежуточной опоры
ВЛ 500 кВ.
102
или о соединитель, а также истирания проволок верхне-
го повива в местах установки распорок, имеющих слабое
закрепление зажимов на проводе. В отдельных случаях
истирание провода в зажиме распорки привело к умень-
шению диаметра провода АСО-480 с 30,12 до 28,5 мм.
Истирание проводов при слабом зажатии провода в за-
жиме распорки происходит также из-за закручивания
провода при одностороннем гололеде. Как показали
наблюдения, вращение фазы в целом достигало 60—90°
и приводило к схлестыванию проводов.
За последние годы на линиях 5Q0 кВ неоднократно
наблюдались случаи «пляски» проводов различной ин-
тенсивности.
Наиболее характерными повреждениями при «пляс-
ке» на линиях 500 кВ являются схлестывания проводов
и тросов в пролете, перекрытия дугой с проводов шлей-
фов анкерных опор на траверсу, истирание и разруше-
ние арматуры (скоб, ушек) на анкерных и промежуточ-
ных опорах. В Куйбышевэнерго отмечена повышенная
отбраковка изоляторов на участках линий, где часто
происходит «пляска» проводов.
Большинство случаев «пляски» было при наличии на
проводах гололедных отложений. Однако отмечены еди-
ничные случаи «пляски» проводов при отсутствии голо-
леда. Эти случаи никогда не приводили к отключению
липин, так как амплитуда колебаний по описаниям оче-
видцев не превышала 3—4 м.
В отдельных районах СССР наблюдались частые
случаи «пляски» проводов на линиях НО—330 кВ.
«Пляска» проводов на этих линиях с треугольным или
вертикальным расположением проводов в ряде случаев
приводила к серьезным повреждениям и длительному
выходу из работы лиций. Наиболее распространенным
видом повреждения на"линиях ПО—330 кВ является
схлестывание проводов разных фаз в пролете, приводя-
щее к повреждениям и обрывам проводов. При «пляске»
расщепленных проводов (особенно на два провода в фа-
зе) часто происходит выпадание распорок и поврежде-
ние проводов фазы от соударения их друг с другом. При
этом повреждения происходят в основном от ударов
проводов об оставшиеся на них зажимы распорок.
Интересными и характерными являются также слу-
чаи «пляски» проводов на ряде линий 35—110 кВ
в 1937, 1948 и 1951 гг.
103
В ноябре 1937 г. в электросетях Мосэнерго в течение 13 ч
наблюдалась «пляска» проводов одновременно на 25 линиях элек-
тропередачи (в том числе на 12 двухцепных линиях 35 кВ [2-10]).
В ряде случаев имели место многократные автоматические отклю-
чения линий, а отдельные линии не могли быть включены в рабо-
ту в течение 9 ч. Провода плясали на участках с разными длина-
ми пролетов от 40 до 250 м, разными марками проводов (А-25,
Л-35, ЛС-70—АС-120, М-25—М-95 и С-50), разными тяженпями
проводов и разными конструкциями крепления проводов к опорам
(поддерживающие, натяжные гирлянды, штыревые изоляторы).
Амплитуда колебании наблюдалась от 0,5 до 2 м, частота коле-
баний— от 1/3 до '1 Гц, провода «плясали» с одной или двумя
полуволнами в пролете. Чаще всего провода в пролете «плясала»
несинхронно и в вертикальной плоскости (в отдельных случаях
под углом 20° к вертикали). Заметных па глаз колебаний гирлянд
изоляторов не отмечено. «Пляска» проводов не наблюдалась на
участках трассы, где резко изменялось направление линии, в лес-
ных просеках и при резких изменениях рельефа местности (при
спусках с возвышенности). На территории, где наблюдалась
«пляска» проводов, дул ветер со скоростью 5—7 м/с, достигая
иногда 12 м/с.
Направление ветра по отношению к оси линии составляло
углы от 15 до 90°. Температура воздуха колебалась от 0 до —3°С.
Наблюдалась тенденция к образованию гололеда, и в отдельных
местах зарегистрирован небольшой гололед. При «пляске» проис-
ходили схлестывания проводов (в середине пролета и на расстоя-
нии 15—20 м от опор при длине пролетов 100—130 м), при этом
схлестывания имели место исключительно па линиях 35 и 6 кВ
с вертикальным расположением проводов. На линиях со штыревы-
ми изоляторами на ряде опор была оборвана вязка проводов
к изоляторам и провода упали на землю. В одном случае была
погнута траверса из двух уголков 65x65 мм. В нескольких слу-
чаях провода при схлестывании перегорали и падали на землю.
На линиях Ростовэнерго в феврале 1948 г. «пляска» проводов
на многих линиях происходила в течение 31 ч [2-9]. Скорость вет-
ра достигала 6—10 м/с с порывами до 12 м/с. Шел моросящий
дождь, температура была от 0 до —2--—3°С, и начиналось обра-
зование гололеда, величина которого достигала 40—42 мм по го-
ризонтали и 30 мм по вертикали.
Наиболее интенсивная «пляска» в это время наблюдалась на
двухцепной липин 110 кВ с проводами марки АС-150. На этой
линии происходили схлестывания проводов с тросом, имевшим
горизонтальное смещение относительно провода 2 м и расстояние
по вертикали 4,8 м на опоре и более 6 м в середине пролета.
Направление ветра 60—65° к линии.
Помимо схлестывания, ожогов и обрывов проводов, «пляска»
вызывала сильную ударную нагрузку на опоры.
В 1951 г. в Ростовэнерго «пляска» проводов была снята на
кинопленку, что позволило путем тщательного анализа каждого
кадра установить характер движения проводов при пляске.
Пораженные «пляской» участки линий имели различную дли-
ну: от одного пролета до 8,3 км. Амплитуда пляски проводов до-
стигала 7 м. Прекращение «пляски» проводов, как правило, было
связано со сбросом гололеда, изменением направления или ослаб-
лением ветра до 4—5 м/с.
Ж
«Пляска» проводов в настоящее время объясняется
следующим образом.
При любом движении провода ВЛ под действием
ветра имеется вертикальная составляющая vy скорости
движения провода. Принимая скорость ветра v горизон-
тальной, получаем относительную скорость ветра пОт,
направленную под углом а
к горизонту, где угол а на-
зывается углом атаки.
Направление относитель-
ной скорости ветра обуслов-
ливает вертикальную состав-
ляющую силы, действующей
на провод (рис. 2-22). При
проводе, покрытом ОДНОСТО- Рис. 2-22. Провод, покрытый
ронпим гололедом, скорость гололедом в воздушном по-
потока в верхней части про- токе-
вода увеличивается, а давление уменьшается. В нижней
части провода имеет место обратная картина. Анализ по-
казывает, что при движении провода против ветра па уча-
стке, близком к среднему положению, при значении а<0,
т. е. когда провод начинает подниматься, отклоняясь от
среднего положения, появляется подъемная сила, на-
правленная вверх и совпадающая с направлением дви-
жёния провода. В результате возникают вертикальные
колебания провода. Эти колебания развиваются до
наступления энергетического равновесия системы, т. е.
пока энергия, отдаваемая ветром проводу, будет
равна работе сил трения и упругих сил отдельных про-
волок провода. Таким образом, «пляска» является авто-
колебательным процессом.
Ряд зарубежных авторов [2-10] указывает на наличие
при «пляске» проводов с односторонним гололедом, по-
мимо колебаний в вертикальной плоскости, крутильных
колебаний провода вокруг собственной оси. Предпола-
гают, что наличие этих колебаний значительно увеличи-
вает возможность возникновения «пляски» с большой
амплитудой.
При вертикальных и крутильных колебаниях прово-
дов происходят периодические изменения лобового сопро-
тивления провода, покрытого гололедом, в связи с чем
появляются переменные горизонтальные усилия. В ре-
зультате траектория движения проводов при «пляске»
приобретает форму эллипса.
105
Амплитуда «пляски» зависит от аэродинамических
характеристик профиля провода, скорости ветра и от
механических параметров провода в пролете. Поэтому
характер «пляски» и ее интенсивность оказываются
различными при разных формах гололедных отложений
и в разных условиях местности, где проходит трасса
линии. Большое значение имеет также ориентация го-
лоледных отложений относительно направления ветра.
В связи с этим аналитический расчет амплитуды и
частоты «пляски» в каждом конкретном случае получа-
ется очень сложным.
До настоящего времени пи в отечественной, ни в за-
рубежной литературе нс разработано теории, которая
позволила бы точно определять величину амплитуды
«пляски». Ориентировочные расчеты по определению
величин отклонений проводов при «пляске» приведены
в [2-10].
Частота «пляски» соответствует собственной частоте
колебаний провода, и приближенно период колебаний
определяется по формуле
/ =	(2-15)
где X — длина волпы, см; р — погонная масса провода,
кг/м; Т — тяжение в проводе, Н.
Длина волны определяется количеством полуволн,
возникающих при «пляске» в одном пролете, и длиной
пролета.
Характерным является то, что на линиях 330 кВ и
выше провода расщепленной фазы, связанные распорка-
ми, по-видимому, в большей степени подвержены «пляс-
ке», так как на них, как правило, всегда откладывается
односторонний гололед и провода в фазе, связанные
в общую систему распорками, суммируют импульсы
подъемной силы на отдельных проводах и поэтому
быстрее «раскачиваются». Кроме того, из-за большой
длины поддерживающих гирлянд на линиях 330—500 кВ
(до 5,0 м) при «пляске» проводов происходят значитель-
ные перемещения точек подвеса провода вдоль оси ли-
нии (даже при незначительных углах отклонения гир-
лянд — до 8—10°).
На характер и развитие «пляски» проводов влияет
закручивание проводов в пролете под действием массы
одностороннего гололеда. На одинарных проводах в сред-
106
ней части пролета по мере закручивания покрытый го-
лоледом провод принимает более круглую форму, для
которой характерна относительно малая величина подъ-
емной силы. Поэтому для одинарных проводов харак-
терна «пляска» проводов с двумя полуволнами .в про-
лете и более, в то время как провода расщепленной
фазы часто «пляшут» с одной полуволной в проле-
те, т. е. с очень большой амплитудой.
До последнего времени существовало мнение, что
наиболее подвержены «пляске» провода на линиях
в сильно гололедных районах; однако опыт эксплуата-
ции показывает, что «пляске» могут быть подвержены
также провода на линиях с нормативной толщиной стен-
ки гололеда 0,5 и 1,0 см.
Вероятность появления «пляски» не той или иной
линии определяется подверженностью данной линии го-
лоледным отложениям, условиями окружающей мест-
ности (высота, характер рельефа и т. п.) и направле-
нием трассы по отношению преобладающего направле-
ния гололедонесущих ветров.
Описанные выше случаи «пляски» проводов и анализ
всех других зафиксированных случаев «пляски» прово-
дов позволяют сделать вывод, что интенсивная «пляска»
в большинстве случаев приводит к серьезным наруше-
ниям нормальной работы линий электропередачи, выз-
ванных, как правило, схлестыванием проводов разных
фаз и проводов и тросов в пролете; замыканиями с пе-
тель на траверсы и гирлянды анкерных опор; механичес-
кими разрушениями и истиранием деталей линейной ар-
матуры и узлов крепления гирлянд к опорам. При
«пляске» линий 330 кВ с расщепленной фазой из двух
горизонтальных проводов в ряде случаев имело место
выпадение дистанционных распорок и повреждение про-
водов при соударении их с зажимами распорок, остав-
шимися на проводах.
Заведомо эффективные меры борьбы с «пляской»
проводов для каждого конкретного случая в связи
с недостаточной изученностью явления «пляски» пока
рекомендовать трудно.
В настоящее время мероприятия, предотвращающие
«пляску» проводов или ее опасные последствия, подраз-
деляют на активные, не допускающие или резко ослаб-
ляющие «пляску», и пассивные, не устраняющие явле-
ния «пляски», но предотвращающие возможность замы-
107
кания проводов и сводящие к минимуму вероятность
вызываемых «пляской» повреждений.
Активными мероприятиями по борьбе с «пляской»
являются:
устранение или предотвращение гололедных образо-
ваний на проводах. Наиболее распространены плавка
гололеда или предупредительный нагрев проводов
электрическим током ((см. § 2-6);
механические устройства, ограничивающие возмож-
ность перемещения проводов при «пляске», включая
демпфирующие устройства;
аэродинамические способы и устройства, препятст-
вующие возникновению «пляски» или резко ограничи-
вающие амплитуду «пляски». К этим мероприятиям от-
носятся различного рода цилиндрические или плоские
обтекатели, устанавливаемые на проводах или между
проводами расщепленной фазы и делающие аэродина-
мическую характеристику проводов более стабильной;
применение шарнирных распорок на проводах рас-
тепленной фазы, позволяющих закручиваться каждому
проводу отдельно при наличии одностороннего гололеда.
Однако эффективность установки этих распорок пока не
установлена.
В качестве пассивных мероприятий борьбы с «пляс-
кой» проводов можно указать на следующие:
выбор расстояний между проводами и между прово-
дами и тросами, при которых вероятность замыкания
мала (см. § 2-7). При этом в случаях применения
устройств, надежно защищающих ВЛ от «пляски» про-
водов и снижающих амплитуду пляски более чем в 2 ра-
за, допускаемые расстояния между проводами по усло-
виям «пляски» проводов могут быть несколько ниже,
чем это указано в приложении 3;
укрепление петель на анкерных опорах, препятствую-
щее их подбрасыванию к траверсе при «пляске»;
создание рациональных конструкций арматуры гир-
лянд и узлов крепления гирлянд к опорам, обеспечиваю-
щих необходимую шарнирность сопряжения всех эле-
ментов и снижающих их износ при «пляске».
В настоящее время проводятся мероприятия по уве-
личению расстояния между проводами и тросами как
при проектировании опор, так и на действующих линиях.
На действующих линиях увеличение расстояний между про-
водами по вертикали связано с большими трудностями (замена
108
траверс, уменьшение расстояния до земли и т. д.). Поэтому наи-
более радикальным являе^ увеличение горизонтального смеще-
ния одного из вертикально Неположенных проводов относительно!
других. Это увеличение может быть достигнуто, например, путем
удлинения средней траверсы специальной консолью ;(рис. 2-23).
За день до отключения линии бригада из трех-четырех монтеров
с телескопической вышки устанавливает по 15—18 консолей.
В тех случаях, когда при удлинении траверс крутящий момент,
действующий на опору, недопустимо возрастает (траверсы кре-
пятся на болтах), следует предусматривать «ломающуюся» конст-
Рнс. 2-23. Консоль для удлинения металлических траверс
железобетонных опор.
рукцию удлинителя. В этом случае в опасном сечении АА
(рис. 2-23) в горизонтальных полках уголков консоли делаются
вырезки. Глубина вырезки и сечение уголков консоли определя-
ются расчетом. При расчете принимается, что ломающаяся кон-
соль будет деформироваться в сечении АА в аварийном режиме
работы линии при тяжениях
Т'ред = Тред ,	(2*16)
где Гред — расчетное тяжение по проводу при обрыве, Н; а —
длина траверсы без удлинения, см; b—длина траверсы с удли-
нением, см.
Принимая, что деформация консоли будет происходить при
напряжении в металле, равном пределу текучести (для стали мар-
ки Ст.З 7? = 20 кН/см2), можно определить необходимый момент
сопротивления сечения АА консоли:
тит —^*ред (Ь---(2-17)
WAA —	20 000	’	1
Зная момент сопротивления WAA, можно подобрать сечения
уголков консоли и определить глубину вырезки. Сечение АА долж-
но быть также проверено по условиям монтажа и работы в нор-
мальном режиме при нагрузке от собственной массы провода
с гололедом и массы гирлянды.
109
Для увеличения надежности работы двухцепных ли-
ний во время «пляски» проводов может быть рекомен-
довано отключение одной из цепей и включение второй
цепи в работу по схеме большого треугольника, когда
в работе остается средний провод одной цепи и крайние
(верхний и нижний) провода другой цепи; при автомати-
ческом отключении работающей цепи автоматически
(АВР) немедленно включается вторая цепь, работающая
также по схеме большого треугольника.
Особое значение для более полного изучения явле-
ния «пляски» проводов имеют наблюдения за «пляской»
проводов на действующих линиях.
В каждом случае обнаружения «пляски» проводов
следует производить подробную запись характера и ин-
тенсивности колебаний проводов или тросов, характера,
направления и скорости ветра, температуры воздуха и
наличия гололеда или осадков, их формы и ориентации,
рельефа местности и направления трассы линии, а так-
же характера и объема имевших место повреждений
при «пляске» проводов.
Запись наблюдаемых вертикальных колебаний про-
водов пли тросов должна содержать сведения о коли-
честве полуволн в пролете, об амплитуде «пляски» и
частоте колебаний. Амплитуда «пляски» может измерять-
ся теодолитом или другим оптическим прибором, приме-
няемым для измерения стрел провеса (см. § 2-10, б).
Должны также фиксироваться отклонения гирлянд на
промежуточных и анкерных опорах. Частоты колебаний
или период колебаний провода, соответствующий опре-
деленному количеству полуволн, может определяться
с помощью секундной стрелки часов или секундомера.
Для большей точности следует замерять время 10—
20 периодов колебаний и общее время делить па количе-
ство периодов. Наблюдения желательно вести в течение
всего времени «пляски» па протяжении всего участка
линии, где наблюдается «пляска» проводов.
При наличии горизонтальных или крутильных коле-
баний должны фиксироваться их величина и частота
так же, как и для вертикальных колебаний.
2-9. ХАРАКТЕРНЫЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
В § 2-4 были описаны повреждения проводов и тро-
сов от вибрации. Механические повреждения
проводов посторонними предметами состав-
110
Ляют в отдельных случаях до 60% всех повреждений,
приводящих к устойчивым отклонениям линий.
В большинстве случаев такие повреждения приводят
к обрывам или пережогу значительного числа проволок
провода (40%). Чаще всего механические повреждения
проводов происходят из-за задевания или приближения
к проводам стрел кранов, экскаваторов, трубоукладчи-
ков, стогометателей и других высокогабаритных машин.
Нередки случаи повреждений проводов при падении
деревьев или при приближении веток кустарника и кро-
ны деревьев. В этих случаях обычно повреждения про-
водов бывают незначительными, а па линиях 110—
500 кВ, оборудованных быстродействующими защитами,
трудно заметными с земли. Имели место отдельные слу-
чаи обрыва проводов АСУ-400 и АСО-500 на линиях
220 и 500 кВ при падении на них дерева в середине про-
лета. При этом, однако, линии многократно включались
на короткое замыкание от АПВ и вручную с резервны-
ми защитами, имевшими относительно большую выдерж-
ку времени.
Особенно много повреждений от падений деревьев
наблюдается на участках линий, проходящих по запо-
ведникам, лесопаркам, водоохранным зонам, где шири-
на просеки минимальная. В этих местах особенно опас-
ны перекрытия в зимний период с проводов на ветки
наклоненных под действием массы выпавшего снега мо-
лодых деревьев.
При перекрытиях с проводов па деревья или кустар-
ник под действием электрической дуги стволы обычно
обгорают и растрескиваются, земля и трава вокруг
этих деревьев бывают обожжены.
Имеют место случаи обрыва проводов па переходах
через судоходные реки и каналы не убранными вовремя
мачтами судов и плавучих кранов.
В ряде случаев имеют место прострелы проводов пу-
лями или дробью. Такие повреждения легко определить
по характеру обрыва отдельных проволок проводов.
Проволоки в местах обрыва от прострела расплющены,
и на них часто имеются следы дроби или пули.
Весьма неприятными являются случаи повреждения
проводов набросами проволокой при запуске змеев
и т. п.
В этих случаях провода почти не повреждаются, но
происходят тяжелые, а иногда и смертельные случаи
111
поражения электрическим током лиц, производивших
набросы.
Повреждения проводов и тросов при пе-
рекрытиях изоляций также являются весьма
частым явлением в эксплуатации линий. Однако в боль-
шинстве случаев эти повреждения не приводят к замет-
ному ослаблению прочности провода, оставляя на про-
водах лишь незначительные следы оплавления и пере-
жог отдельных проволок.
Случаи обрыва проводов при перекрытиях изоляции
наиболее часто наблюдаются на линиях с медными и
алюминиевыми проводами, так как они имеют меньшие
по сравнению со сталеалюминиевыми коэффициенты за-
паса прочности и меньшее общее количество проволок.
А так как прочность проводов уменьшается пропорцио-
нально количеству поврежденных проволок, то естест-
венно, что алюминиевые и медные провода при прочих
равных условиях имеют в 2—3 раза больше случаев об-
рыва, чем сталеалюминиевые.
Такие повреждения имеют место в основном при гро-
зовых перекрытиях гирлянд изоляторов и воздушных
промежутков. Опасность подобных повреждений ( осо-
бенно для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов)
заключается в том, что провод получает повреждения
под плашками зажимов и обнаружить эти повреждения
можно лишь при ревизиях проводов с выемкой их из
поддерживающих зажимов. Если такой дефект своевре-
менно не обнаружен, то через некоторое время при уве-
личении тяжения по проводу или вследствие вибрации
происходит полный обрыв провода. Следует также
помнить, что при ревизиях или ремонте провода при
повреждениях в поддерживающем зажиме опускание
его на землю на данных промежуточных опорах сле-
дует производить только после тщательного осмотра
при условии, если повреждено не более 50% сечения
провода.
Повреждения проводов при перекрытиях изоляторов
и воздушных промежутков могут быть и на некотором
расстоянии от поддерживающих зажимов, достигающем
15—^20 м.
В отдельных случаях имеют место прорывы прямых
грозовых разрядов на провода линий, приводящие к пе-
режогу провода. При этом концы оборванного провода
имеют как бы срезанное сечение.
112
При перекрытиях Поддерживающих гирлянд, в кото-
рых имеются «нулевые» изоляторы, часто имеют место
разрывы гирлянд и паденй^ проводов на землю. В ряде
случаев при многократных Стоматических включениях
линии на короткое замыкание или при отказе в работе
релейной защиты наблюдались перегорания и разрывы
упавших на землю проводов. Такие случаи наиболее
часто имеют место на линиях НО кВ, однако они наблю-
дались также и на линиях
220 кВ и даже на линиях
500 кВ с проводами АСО-500.
При этом происходит пере-
горание большинства про-
волок алюминиевых пови-
вов лежащего на земле про-
вода и затем разрыв сталь-
ного сердечника и остав-
шихся алюминиевых прово-
лок (рис. 2-24).
При перекрытиях изоля-
ции токи короткого замыка-
ния проходят также и по
грозозащитным тросам. При
этом иногда происходит по-
вреждение грозозащитных
Рис. 2-24. Конец оборванного
провода АСО-500.
тросов в местах их крепления к металлическим опорам
или в местах присоединения заземляющих спусков па
деревянных опорах. Эти повреждения происходят
вследствие плохого переходного контакта и нагревания
тросов в этих местах. Такие случаи наиболее часто про-
исходят в сетях с большими токами замыкания на землю
(линии 140 кВ и выше), а иногда и в сетях с малыми
токами замыкания на землю (при замыкании двух фаз
на землю на разных опорах). Плохой контакт грозоза-
щитного троса на опорах имеет место на старых линиях,
где трос закреплен на промежуточных опорах путем за-
жатия между двумя уголками или путем прижатия спе-
циальной планкой к конструкции опоры, а также
в местах интенсивной коррозии троса, подвесной арма-
туры и контактных зажимов. Наиболее часты случаи
перегорания троса при прохождении токов короткого
замыкания в плашечных болтовых зажимах, в глухих
поддерживающих зажимах и в местах присоединения
троса на тросостойках.
8—548
113
11 о в р е ж д е н и я проводов п тросов п р о п с-
ходят также при повреждениях (поломках)
опор; разрушении узлов крепления гир-
лянд к опорам и деталей арматуры гир-
лянд изоляторов. Такие повреждения проводов
и тросов часто оказываются большими по объему и
сопровождаются разрывом проводов и тросов. Восста-
новление таких повреждений проводов и тросов, осо-
бенно на линиях 220 кВ и выше, оказывается весьма
трудоемким и требует длительного времени.
В случаях разрыва проводов, подвешенных в поддер-
живающих зажимах с ограниченной прочностью заделки
провода или в выпускающих зажимах, часто происходят
повреждения проводов из-за нечеткой работы этих зажи-
мов на ближайших к месту обрыва двух-трех и более
опорах.
В ряде случаев повреждения (обрывы) проводов
происходили при падении их на землю от удара по опоре
или другим случайным предметам, находящимся в месте
падения провода.
Следует отмстить, что обрывы всех (двух пли трех)
проводов расщепленной фазы на ВЛ 330—500 кВ
наблюдаются очень редко. Так, за 17 лет эксплуатации
ВЛ 500 кВ с 1956 по 1972 г. обрывы всех трех проводов
фазы по разным причинам имели место только 8 раз
(3 раза при разрыве гирлянд изоляторов и 5 раз при
падении опор), что составляет менее 0,007 случая на
100 км-лет эксплуатации.
Повреждения проводов и тросов от кор-
розии наблюдаются в основном на линиях вблизи
предприятий, выделяющих способствующие окислению
газы и уносы, и вблизи морских побережий. Наиболее
интенсивной коррозии подвергаются стальные провода и
тросы и сталеалюмнпнсвыс провода. При определенных
составах химических уносов подвергаются коррозии и
медные провода. Коррозия алюминиевых проволок иног-
да достигает очень больших размеров. Наиболее интен-
сивной коррозии подвержены участки провода в поддер-
живающих и натяжных зажимах. Имели место случаи,
когда при ревизии сталеалюминиевых проводов в под-
держивающих зажимах на линиях, проходящих по бе-
регам Каспийского моря и соленых озер, были обнару-
жены места, где алюминиевые повивы провода были
почти полностью разрушены коррозией.
114
На одной из линий ПО кВ с проводом ЛС-150 вблизи хим-
комбината произошел разрыв петли на анкерной опоре из-за пере-
горания провода в овальном соединителе. Вскрытие этого соеди-
нителя обнаружило значительную коррозию как алюминиевых
повивов, так и стального сердечника провода. Интенсивная кор-
розия в соединителе петли была обусловлена стеканием влаги
внутрь соединителя по проводу петли, имеющему небольшое вспу-
чивание верхних повивов вблизи соединителя. Там же произошел
разрыв провода АС-150 в пролете, вызванный также значительной
коррозией как алюминиевых повивов, так и стального сердечника.
При этом характерно!, что стальной сердечник имел значительную
коррозию только в месте обрыва, а па расстоянии 20—30 см от
места обрыва на пом полностью сохранилась оцинковка. Это гово-
рит о том, что па проводе в месте обрыва имелся местный де-
фект в виде вспучивания наружных повивов алюминия, через
которое легко проникала и задерживалась влага внутри провода.
Коррозионное разрушение сталеалюминиевых прово-
дов имеет гальваническое происхождение из-за наличия
э. д. с. алюминий — сталь. Скорость разрушения стале-
алюминиевых проводов от коррозии зависит от сечения
и количества повивов алюминия. При одном повиве
алюминия или при наличии впучин влага легко проника-
ет до стального сердечника и происходит интенсивное
разрушение алюминиевых проволок внутреннего повива.
Для защиты сталеалюмипиевых и алюминиевых про-
водов от разрушения в подвесных и натяжных зажимах
следует производить подмотку провода алюминиевой
лентой. При очередных верховых ревизиях в случае раз-
рушения ленты ее следует заменить новой. Наиболее
рациональным является применение специальных корро-
зионно-стойких сталеалюмипиевых проводов.
Коррозии подвержены также стальные грозозащит-
ные тросы. В ряде случаев они через 5—6 лет в зонах
загрязнения химических заводов и через 10—12 лет
в обычных полевых условиях покрываются сплошной
коррозией, и соответственно через 6—8 и 15—18 лет
наблюдаются случаи их обрыва.
В качестве эффективного мероприятия . по борьбе
с коррозией проводов и тросов является покрытие их
атмосферостойкими антикоррозионными смазками по-
вышенной термостойкости марок ЗЭ:С и ХБГ-3
(ТУ 39-4011-73).
Смазка проводов и тросов на действующей линии
требует специальных громоздких приспособлений и
весьма трудоемка.
Следует иметь в виду, что в местах крепления тросов
к опоре и в местах болтовых соединений тросов
8*	115
с заземляющими спусками и петлями скапливаются раз-
личные загрязнения и создаются благоприятные1 усло-
вия для образования в них прогрессирующей коррозии.
Необходимо при монтаже троса и при периодических
верховых ревизиях места крепления троса к опоре и
соединения заземляющих спусков и петель очищать от
грязи и коррозии и смазывать.
2-10. МЕТОДЫ ОСМОТРОВ, ЗАМЕРОВ И РЕВИЗИЙ
а) Осмотры проводов и тросов
Осмотры проводов и тросов, как правило, производят
с земли невооруженным глазом или с биноклем, имею-
щим шести- или восьмикратное увеличение. При таких
осмотрах легко выявляются обрывы проводов или от-
дельных проволок, значительные вспучины и «баранки»
(узлы). Труднее обнаружить следы оплавления электри-
ческой дугой, особенно на линиях, оборудованных быст-
родействующими защитами. Оплавления проводов луч-
ше всего видны в облачную погоду, когда блики от
солнца не мешают осматривать поверхность проводов.
Особенно трудно осмотреть провода па больших пере-
ходах через реки и ущелья, где высота подвески прово-
дов очень велика.
В тех случаях, когда вследствие осмотра с земли
после автоматических отключений линий места повреж-
Рпс. 2-25. Осмотр проводов расщепленной фазы.
а - тележка для передвижения по проводам; б — передвижение монтеров не-
посредственно по проводам.
116
дений остаются необнаруженными, целесообразно в кон-
це грозового сезона, перед наступлением осенне-зимнего
периода, произвести «верховые» осмотры с подъемом на
каждую опору до уровня или несколько ниже уровня
проводов. Эти осмотры позволяют более тщательно ос-
мотреть провода и тросы, в том числе и верхнюю их
поверхность.
Расщепленные провода, а также провода на больших
переходах в отдельных случаях целесообразно осматри-
вать путем передвижения по ним монтеров непосредст-
венно или на специальных тележках (рис. 2-25).
В тех случаях, когда осмотры с земли или с опор не
позволяют с достаточной уверенностью определить ха-
рактер и объем повреждений проводов или тросов и
надежная их работа вызывает сомнение, необходимо
немедленно организовать устранение таких повреждений
с отключением линий.
б) Замеры расстояний и стрел провеса
ПУЭ регламентированы расстояния между провода-
ми или тросами пересекающихся линий и линий связи;
расстояния от проводов до пересекаемых объектов (до-
роги, дамбы, реки, фруктовые деревья, декоративные
насаждения и т. п.); расстояния по горизонтали от про-
водов до строений, сооружений, деревьев и других пред-
метов, находящихся в охранной зоне линий; расстояния
от проводов до элементов опор, а также расстояния
между отдельными элементами параллельно идущих
линий выше 1000 В и линий связи (проводами, опорами,
оттяжками и т. п.).
Замеры этих расстояний производятся при приемке
линий в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необхо-
димости: при появлении новых пересечений или соору-
жений, при переустройстве имеющихся переходов или
пересекаемых объектов (замена опор, изоляторов, ар-
матуры) и т. д.
Изменение этих расстояний может происходить
в процессе эксплуатации из-за наклонов опор, вытяжки
проводов, перекоса траверс и ослабления крепления про-
водов в зажимах. Эти дефекты должны выявляться при
очередных осмотрах линий, после чего мастером решает-
ся вопрос о необходимости внеочередных замеров и
устранения возникших отклонений от нормальных усло-
вий работы линий.
117
Замеры, как правило, производятся без отключения
линии при помощи угломерных приборов или изолирую-
щих штанг и капронового или хлапчатобумажного кана-
та. Для замеров на отключённых линиях могут быть
использованы обычные рулетки или веревки. Из угло-
мерных приборов могут быть использованы теодолиты,
а также более простые, но достаточно точные для дан-
ных измерений оптические приборы, карманные высото-
меры и т. п.
Простейший о п т и ч е-
с к и и прибор представляет со-
бой (рис. 2-26) укрепленную па
штативе визирующую трубку 1, к
которой неподвижной прикреплена
полукруглая шкала 2. От середины
шкалы в обе стороны от пуля на-
несены деления, соответствующие
значениям тангенсов углов. Навер-
ху визирующей трубы параллельно
оси визирования укреплен уровень
3. Стойка прибора 4 соединена
шарниром с основанием 5, что дает
возможность визирующей трубе
вместе со шкалой и уровнем вра-
щаться в вертикальной плоскости.
Вращение происходит вокруг оси
6, расположенной в центре дуги.
Рис. 2-26. Прибор для замера расстояний.
а — общий вид; б — устройство прибора.
118
места установки прибора до места
Рис. 2-27. Замер габарита от про-
вода до головки рельса прибором
Козлова.
ОБ — горизонтальное направление осп
визирования.
fi нижней части стойки имеется дугообразная зубчатка 10, которая
При помощи укрепленного на основании винта 7 позволяет придавать
Стойке вертикальное, а визирующей трубке вместе с уровнем — го-
ризонтальное положение. На основании прибора имеется второй уро-
вень 8, расположенный под углом 90° по отношению к первому
уровню 3. Указатель отсчетов 9 неподвижно укреплен на основании.
Определение вертикальных расстояний производится по длине
базиса (расстояние по земле от
замера, равное не менее 10 м)
и тангенсам углов между гори-
зонтальным направлением визи-
рующей трубы и направлением
трубы на крайние точки заме-
ряемого расстояния.
Место установки прибора
выбирают таким образом, что-
бы направление визирования
было близко перпендикулярно
к проекции провода на землю
(рис. 2-27). Величину базиса
для удобства подсчета следует
выбирать кратной десяти. При-
бор должен устанавливаться
устойчиво и тщательно выве-
ряться по уровням. Вертикаль-
ную проекцию провода на зем-
лю в месте замера следует отметить хорошо видимым невысоким
предметом (колышек, камень и т. п.). После установки визи-
рующей трубы в горизонтальное положение ее наводят па
точку А. По шкале тангенсов и базису С определяется длина
отрезка АВ — а. Затем визирующая труба наводится па провод
в точке С, и определяется длина отрезка БС—Ь. Сумма а~\-Ь и дает
замеряемое расстояние.
При замерах расстояний между проводами пересекающихся воз-
душных линий на земле фиксируется колышком или камнем место
пересечения проекций пересекающихся проводов. При этом выбира-
ются крайние провода, расстояние между которыми в данном случае
оказывается наименьшим (это особенно важно при пересечениях ли-
ний под острыми углами). С одного места установки прибора заме-
ряется расстояние от нижнего провода до земли, а с другого места
установки — от верхнего провода до земли. Разность между этими
замерами и дает расстояние между проводами.
Карманный высотомер представляет собой пирамидаль-
ную жестяную коробочку с открытым основанием с одной стороны
и отверстиями в основании с другой стороны (рис. 2-28,а). В открытое
основание вставляется стекло, на котором нанесены две горизонталь-
ные риски на расстоянии 65 мм друг от друга. Два отверстия с про-
тивоположной стороны коробочки имеют диаметр 2 мм и служат
для визирования. Общая масса прибора 120—150 г.
Определение высоты предмета или расстояния производится по
принципу подобия треугольников (рис. 2-28,6) путем измерения рас-
стояния L—базиса в момент, когда измеряемое расстояние уклады-
вается точно между верхней и нижней рисками на стекле. Отношение
befae в приборе принято равным V2. Поэтому, измерив расстояние L
и разделив его пополам, получаем искомую величину. Уменьшение
119
SMfo соотношения до */л или */4 позволит повысить точность изме-
рений, но в то же время затруднит призводство измерений на трассе
линии, так как величина базиса L при замерах возрастает. Точность
измерений карманным высотомером—около 2%.
Порядок работы высотомером следующий.
Чтобы измерить расстояние Н, надо отойти с прибором на такое
расстояние L, чтобы при визировании риски на стекле приборы со-
впали: одна с проводом, а другая
с предметом па земле под прово-	/1
дом (камень, колышек и т. п.).
В остальном порядок работы с вы-
Рис. 2-28. Карманный высотомер Мособлэлектро.
а — общий вид; б — принцип работы прибора; а — пользование
прибором; 1—провод; 2—прибор.
сотомером ничем не отличается от работы с ранее описанным при-
бором или теодолитом.
В Пермэнерго применяют высотомер в виде трубки, внутри ко-
торой под углом 45° к оси прикреплен жидкостный уровень. Принцип
работы такого высотомера основан на том, что при горизонтальном
расположении уровня ось высотомера образует с горизонтом
угол 45°. Размеры трубки 145X28 мм. Пользуются этим высотоме-
ром аналогично описанному выше. При тщательном измерении по-
грешность составляет не более 3%.
Помимо угломерных оптических приборов, для ВЛ с проводами
сечением 120 мм2 и более для измерения вертикальных расстоянии
от проводов до земли или пересекаемых объектов нашли широкое
применение универсальные измерительные штанги, у которых вместо
120
Рис, 2-29. Крепление ролика на универсальной
штанге.
/ — провод; 2—штанга; 3 — ролик.
измерительных головок на конце крепится ролик
(рпс. 2 29), а к рукоятке привязывается конец ка-
пронового или хлопчатобумажного каната с узлами
на расстоянии 0,5 м друг от друга. Кроме того, на
изолирующих звеньях штанги краской наносятся от-
метки па расстоянии 0,5 м друг от друга. Такая
штанга устанавливается с опоры на провод в проле-
те пересечения и за канат подводится к месту, где
необходимо замерить расстояние. Штанга выводится
в вертикальное положение легким натяжением
каната, и производится отсчет по отметкам и
узлам, имеющимся на штанге и канате. Длина штанги выби-
рается в соответствии с напряжением линии. При пользовании ука-
занным методом следует соблюдать особую осторожность при
замерах расстоянии между проводами двух пересекающихся линий
выше 1000 В и линий связи. Штанги, используемые для измерений
расстоянии, должны -быть обязательно испытаны в соответствии
с нормами.
Расстояние по горизонтали от проводов до строений,
деревьев и других предметов, расположенных вблизи
линий, измеряются непосредственно. При этом следует
помнить, что в ПУЭ и «Правилах охраны электроуста-
новок» в ряде случаев установлены минимально допусти-
мые расстояния от проекции отклоненного ветром про-
вода. В этих случаях из замеренных па линии
фактических горизонтальных расстояний следует вы-
честь расчетную величину отклонения провода ветром.
Расстояния между проводами параллельно идущих
линий измеряются непосредственно на земле как рас-
стояния между проекциями ближайших проводов ли-
ний. Расстояние от проводов до элементов опор реко-
мендуется измерять на отключенных и заземленных
линиях рулеткой со сравнительно большой точностью.
За меры стрел провеса могут производиться как
угломерными приборами, так и путем глазомерного
визирования с помощью визирных реек, закрепляемых
на смежных опорах.
При замерах прибором последний устанавливается
в 15—20 м от линии, так чтобы расстояния от прибора
до вертикальных проекций низшей точки и точки подве-
са провода па опоре были одинаковы. Измеряют эти
расстояния рулеткой и тем самым определяют величину
базиса. После этого тщательно устанавливают прибор
121
по уровням и направляют визир}ось прибора на
точку подвеса провода на опоре и производят отсчет
превышения этой точки над горизонтальной осью прибо-
ра. Затем поворачивают прибор вокруг вертикальной
оси и аналогично производят отсчет превышения низшей
точки провода. По полученным отсчетам определяют
стрелу провеса как разность замеренных величин.
Замеры стрелы провеса с помощью реек производят-
ся двумя монтерами, находящимися на опорах, ограпи-
Рис. 2-30. Замер стрелы
провода глазомерным
визированием.
чивающих пролет, где замеряется
стрела провеса. На стойках опор
от точки на уровне подвеса про-
водов отмеряется расчетная вели-
чина стрелы провеса для данной
длины пролета и температуры
воздуха, и в этом месте закрепля-
ются горизонтальные рейки (рис.
2-30). Расположившись на опорах
таким образом, чтобы глаз на-
блюдателя оказался на уровне
одной из реек, монтеры смотрят
на рейку соседней опоры; при рас-
четной стреле провеса низшая точка провода должна на-
ходиться на прямой линии, соединяющей обе визирные
рейки.
Если же стрела провеса провода больше или мень-
ше расчетной, то для со замера обе рейки по команде
производителя работ перемещаются вниз или вверх на
одинаковую величину до такого положения, при котором
низшая точка провода совпадает с прямой линией, сое-
диняющей обе визирные рейки. Вертикальное расстояние
от уровня точки подвеса провода до рейки и будет за-
меренной стрелой провеса.
При незначительном отклонении действительной
стрелы провеса провода от расчетной по команде
производителя работ следует перемещать не
обе рейки, а только одну до тех пор, пока низ-
шая точка провода не совпадет с прямой линией, соеди-
няющей обе визирные рейки. В этом случае замеренная
стрела провеса будет равна полусумме расстояний от
точек уровня подвеса провода до реек на соседних опо-
рах.
При горизонтальном расположении проводов удоб-
нее всего производить визирование среднего провода,
122
закрепляя рейки па одной опоре на левой стойке, а на
другой — на правой.
Все замеры расстояний и стрел провеса рекоменду-
ется производить в безветренную погоду или при ветре
со скоростью не более 5 м/с.
Так как замеры обычно производятся при температу-
ре значительно ниже расчетной ( + 40°С), то для опреде-
ления минимальных расстояний в результате получен-
ных измерений необходимо вносить соответствующие
поправки.
Результаты замеров должны быть занесены в ведо-
мости замеров, составляемые для каждой линии. Ниже
приводится примерная форма таких ведомостей. В тех
случаях, когда замеренные величины ниже допускаемых,
намечаются мероприятия по переустройству пересечений
или установке дополнительных средств грозозащиты
(при пересечениях линий выше 1000 В и линий связи).
Как правило, следует предусматривать переустройство
пересекаемых линий связи и линий до 1000 В, так как
эксплуатация дополнительных устройств грозозащиты
(трубчатые разрядники, молниеотводы) обходится
значительно дороже. Переустройство пересекающих ли-
ний напряжением 35 кВ и выше в местах пересечения
с линиями напряжением до 1000 В и линиями связи сле-
дует производить лишь в исключительных случаях, когда
допустимая перетяжка проводов в местах пересечений
ВЕДОМОСТ Ь
измерений минимальных расстояний в местах пересечений
Линия-----------------кВ------------------Марка провода
наименование линии
Проверил:	Мастер РМС	Дата
123
не может быть обеспечена за счет укорочения гирлянд
путем замены изоляторов или арматуры.
Ниже приводятся допуски на монтаж проводов и
тросов:
стрела провеса при перетяжке не должна отличаться
от расчетной более чем на 5%;
расстояния от проводов до земли и пересекаемых
объектов не должны отличаться от указанных в ПУЭ;
разрегулировка различных фаз относительно друг
друга должна быть не более 10% от расчетной вели-
чины стрелы провеса при условии соблюдения мини-
мальных расстояний до земли и пересекаемых объектов;
разрегулировка проводов в расщепленной фазе не
должна превышать 20% от расстояния между отдель-
ными проводами, а угол разворота проводов в фазе не
должен превышать 10°;
расстояния от проводов до ближайших частей опор
должны быть не менее установленных ПУЭ с допус-
ком 5%.
в) Верховые ревизии (проверки) проводов и тросов
Верховые ревизии с выборочной выемкой проводов
из поддерживающих зажимов проводятся не реже 1 ра-
за в 6 лет. На участках, имеющих длину пролетов бо-
лее 120 м, проходящих по открытой местности и не
оборудованных средствами защиты от вибрации, такие
проверки должны выполняться 1 раз в 2—3 года. Если
при верховых ревизиях выборочная проверка проводов
или тросов показывает наличие повреждений от вибра-
ций в поддерживающих зажимах, то должна быть про-
изведена проверка состояния проводов или тросов на
всех опорах. Работы по верховой ревизии проводов
производятся, как правило, на отключенных и заземлен-
ных линиях бригадами, оснащенными телескопическими
вышками и специальными приспособлениями для осво-
бождения поддерживающих зажимов без опускания
провода на землю. На линиях до НО кВ с проводами се-
чением не более АС-120 освобождение поддерживающих
зажимов можно производить путем переноса массы
пролета провода на корзину телескопической ав-
токрышки со специальным упором, которая уста-
навливается под поддерживающей гирляндой. При
этом следует помнить, что для вышки типа ВИ-23
максимальная нагрузка в корзине на телескоп должна
124
быть не более 2оОО Н при подъеме на Й м и не более
4500 Н при подъеме на высоту 14 м. Для автовышки
типа ТВ-13,5 максимальная грузоподъемность в корзине
определяется при выдвижении на полную высоту
нагрузкой 4500 Н.
Приспособление для освобождения провода в под-
держивающих зажимах представляет собой стяжное
устройство, закрепляемое одним концом с траверсой,
а другим с проводом.
На рис. 2-31 изображены приспособления, применяе-
мые в эксплуатации.
Рис. 2-31.
Рис. 2-32.

Рис. 2-31. Приспособления для освобождения провода в поддержи-
вающих зажимах.
а — для ВЛ 35—110 кВ: /—репная стяжка; 2 — упорная пластина, устанавли-
ваемая на траверсе; 3— захват для провода; 4 — трос 0 6—8 мм; 5 — цепь;
б — для ВЛ 220—500 кВ: / — балка; 2 —тяги; 3 — стяжные болты грузоподъем-
ностью Ю—30 кН; 4 — захваты для провода.
Рис. 2-32. Приспособление для выемки троса из поддерживающих
зажимов.
Применяя специальные приспособления, позволяю-
щие освободить провод из поддерживающего зажима, не
шунтируя гирлянду, и телескопические вышки с изоли-
рующим звеном,» работы по верховой ревизии проводов
125
линий 35—НО кВ можно производить и без их отклю-
чения.
Для осмотра тросов в местах их крепления в поддер-
живающих зажимах применяются те же приспособле-
ния, что для изоляции тросов при измерениях сопротив-
лений заземления металлических опор линий 35—220 кВ.
На рис. 2-32 показано приспособление, имеющее конст-
рукцию для крепления к тросостойкам опор 220 кВ типа
«рюмка».
При верховых ревизиях выявляются повреждения
проводов от вибрации и от тока короткого замыкания
при перекрытиях изоляции. Верховые ревизии проводов
и тросов производятся одновременно с общей верховой
ревизией линии. Если обнаруженные повреждения не
требуют длительного ремонта с вырезкой поврежденно-
го участка провода или троса, то они должны быть
устранены немедленно той же бригадой, которая произ-
водит верховую ревизию, путем наложения бандажей
или установки ремонтных муфт.
При повреждениях проволок провода общим сечени-
ем по более 34% от полного сечения токопроводящей
части провода ремонт производится путем установки
прессуемых ремонтных муфт.
При частичном повреждении отдельных проволок
такие повреждения на трех проволоках учитываются
как обрыв двух проволок. Частичным повреждением
проволоки считается повреждение на глубину более чем
половина диаметра проволоки.
.. При верховой ревизии проводов расщепленной фазы,
помимо выборочной проверки состояния проводов в под-
держивающих зажимах, необходимо тщательно осмот-
реть провода в пролете в местах установки зажимов
распорок, а также на участках посередине между, рас-
порками. Неправильный монтаж зажимов распорки
может привести к повреждению проволок наружного
повива (смятие и даже разрывы).
За рубежом отмечались случаи повреждения прово-
дов в зажимах распорок при «субколебаниях» проводов
между распорками.
Отмечены случаи, когда при «шахматной» схеме уста-
новки распорок на проводах ЗхАСО-480 один из прово-
дов фазы при раскачивании ветром ударялся о распор-
ку, установленную на двух других проводах, и имели
место повреждения и обрывы алюминиевых проволок
126
наружного повива. В связи с этим на этой линии рас-
порки были переставлены по групповой схеме. При ис-
пытаниях на опытных пролетах провода соударялись и
повреждались посередине между распорками при нали-
чии двух проводов в фазе как при ветре, так и при про-
хождении сквозных токов короткого замыкания [2-12].
Во избежание таких повреждений необходимо обеспе-
чить соответствующее расстояние между распорками.
2-11. РЕМОНТ ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
а)	Ремонт проводов и тросов без вырезки
Ремонт провода без вырезки поврежденного участка
можно производить при сравнительно небольших объ-
емах повреждений проводов, т. е. обычно при обрыве
до 10 проволок токоведущей части провода.
Количество проволок в проводе.... 6—7 19 24—30 37—54
Допустимое количество оборванных про-
волок при ремонте без вырезки .... 1—2 3—5 4—8	7—10
Такой ремонт производится путем установки ремонт-
ных муфт при верховых ревизиях, а также после обна-
ружения повреждений провода, вызванных короткими
замыканиями проводов линий при набросах, механичес-
ких повреждениях и перекрытиях изоляции.
Рис. 2-33. Ремонт проводов при повреждениях
в поддерживающих зажимах.
/ — новые проволоки; 2—ремонтные муфты.
При обнаружении повреждений отдельных проволок
наружного повива провода и троса от вибрации следует
отрезать оборванные проволоки на расстоянии около
0,5 м от места обрыва в обе стороны, в освободившееся
место вложить новые проволоки от провода той же мар-
ки необходимой длины и в местах разреза проволок
установить две ремонтные муфты (рис. 2-33). Значитель-
ные трудности представляет ремонт провода или троса,
имеющего повреждения от вибрации в поддерживающих
127
зажимах на каждой промежуточной опоре. В этом слу-
чае целесообразно произвести перемонтаж провода в ан-
керном пролете, с тем чтобы провод передвинулся
в поддерживающих зажимах и места повреждений ока-
зались на некотором расстоянии от них. Тогда на каж-
дое место повреждения можно установить по одной
ремонтной муфте.
Рис. 2-34. Прес-
суемая ремонтная
муфта.
а — заготовка; б —
муфта, подготовлен-
ная для опрессова-
ли я.
Для ремонта проводов и тросов следует применять
прессуемые ремонтные муфты, монтируемые гидравли-
ческими прессами. Ремонтная муфта для проводов и
тросов сечением до 185 мм2 представляет собой отре-
зок разрезанного вдоль оси овального соединителя, пред-
назначенного для монтажа проводов на одно сечение
меньше ремонтируемого провода или троса той же марки
(рис. 2-34,а). Размеры таких ремонтных муфт приведе-
ны в табл. 2-7. При монтаже такую ремонтную муфту
разводят при помощи отвертки вдоль имеющегося раз-
реза настолько, чтобы она свободно надевалась на ре-
монтируемый провод.
Муфту надевают на провод так, чтобы поврежденные
проволоки были посередине, и при помощи ударов мо-
лотка и подкладки закрепляют муфту на проводе, за-
ведя ее края один (под другой (рис. 2-34,6). По краям
муфты на провод накладывают бандажи во избежание
ее смещения до начала опрессования.
Опрессование таких ремонтных муфт производится
прессами МГП-12, РГП-7 или МИ-2 матрицей и пуансо-
ном, соответствующими марке ремонтируемого провода,
последовательно по всей длине муфты с небольшим пе-
рекрытием предыдущих вжимов. По окончании прессо-
128
Таблица 2-7
Характеристики прессуемых ремонтных муфт для
проводов и тросов
Марка ремон- тируемого провода	Количество токоведу- ших прово- лок	Марка оваль- ного соедини- теля, приме- няемого для изготовления муфт	Длина ремонтной муфты (не менее), мм	Допустимое количество поврежденных проволок	Механиче- ская проч- ность, кН
М-35 .	7	СОМ-25	50	2	10,9
М-50	7	СОМ-35	60	2	17,0
М-70	19	СОМ-50	90	7	23,0
М-95	19	СОМ-70	100	7	22,0
М-120	19	СОМ-95	100	7	40,0
АС-50	6	СОАС-25	100	7	—
АС-70	6	’ СОАС-50	100	2	19,0
АС-95	28(7)	СОАС-70	100	Ю(2)	32,0
АС-120	28	СОАС-95	100	10	39,0
АС-150	28	СОАС-120	100	10	48,0
АС-185	28	СОАС-150	100	10	62,0
ПС-35	7	СОС-25	125	2	41 ,0
ПС-50	19(7)	СОС-35	180	7(2)	52,0
ПС-70	- 19	СОС-50	200	7	71 ,0
Примечание. В скобках указаны цифры для проводов, состоящих из семи
проволок.
вания снимаются заусенцы, и в случае искривления при
опрессовании муфта выпрямляется легкими ударами мо-
лотка (рис. 2-35).
Длина таких ремонтных муфт может быть выбрана
по конкретным условиям повреждения провода.
Рис. 2-35. Ремонтная муфта на проводе сечением 95 мм?.
а — до опрессования; б — после опрессования.
Для сталеалюминиевых проводов крупных сечений
(240 мм2 и более) применяются ремонтные зажимы ти-
па РАС-1, которые представляют собой отрезки алюми-
ниевых труб, имеющих размеры, соответствующие раз-
мерам алюминиевой гильзы соединителя на данное се-
чение провода (рис. 2-36). Такие ремонтные зажимы
состоят из двух половинок: корпуса и крышки, которая
9—548	129
Рис. 2-36. Ремонтная муфта
для проводов больших сечений.
вынимается перед надеванием корпуса на провод и за-
тем устанавливается вновь перед началом опрессования.
Подобные ремонтные зажимы выпускаются двух разме-
ров: длиной 30 и 50 см. Эти ремонтные зажимы монти-
руются опрессованием гидравлическими прессами МИ-1,
ПО-100 или другими соответствующей мощности.
В настоящее время для
проводов марок АС-95—
АС-185, АСУ-120—ЛСУ -185
также выпускаются анало-
гичные ремонтные зажимы
типа РАС-3. Эти зажимы
монтируются опрессованием
шестигранными матрицами
с помощью прессов МИ-2
или'другой марки.
Подготовку места уста-
новки ремонтной муфты или зажима на проводе и кон-
тактной поверхности самой муфты или зажима следует
выполнять тщательно, аналогично тому, как это требу-
ется при монтаже соединительных зажимов (см. § 5-5).
Прессуемые ремонтные зажимы полностью восста-
навливают электрические и механические свойства про-
вода. В отдельных случаях, когда в пролете на проводе
имеет место обрыв одной проволоки (или двух проволок
для проводов с двумя и более повивами), оборванные
концы могут закрепляться путем наложения бандажей
этими же проволоками.
б)	Ремонт проводов и тросов с вырезкой
поврежденного участка
При значительных повреждениях проводов и тросов
(обрывы, оплавление и пережог большого количества
проволок, оплавление или механические повреждения на
большой длине, вспучины, «фонари» или «баранки»
и т. п.) следует вырезать поврежденный участок, заме-
нив его отрезком (вставкой) нового провода той же
марки. Во избежание раскручивания наружных повивов
вставки отрезок нового провода должен иметь то же
направление свивки, что и ремонтируемый. Длина
вставки должна быть не менее:
5 м для проводов и тросов сечением
10
15
30
до 50 мм2 включительно
95
»	и	я
» 185 в
,, 240 F и болер

130
Эти величины выбраны исходя из того, что в проводе
Вставки с течением времени не происходило изменения
длины шага свивки повивов и неравномерного натяже-
ния отдельных проволок.
Ремонт провода с вырезкой поврежденного участка
в большинстве случаев производится с опусканием про-
вода на землю. При этом надо учесть, что если провод
Рис. 2-37. Стягивание поврежденного провода полиспастом.
/ — полиспаст; 2 — клиповые зажимы; 3- тяговый механизм; 4-по-
врежденный участок провода.
при опускании с одной промежуточной опоры не касает-
ся земли (верхний и средний провод двухцепных линий;
опоры, расположенные в выемках профиля трассы,
и т. п.), тяжепие в нем возрастает в 1,5—1,8 раза и мо-
жет произойти разрыв провода в месте повреждения,
и поэтому в этих случаях следует либо опустить провод
в смежных пролетах и только потом опустить его в ре-
монтируемом пролете, либо предварительно усилить
провод в месте повреждения шунтом, закрепляемым
клыковыми болтовыми зажимами.
Наложение шунта следует производить и в тех слу-
чаях, когда производство ремонта с вырезкой провода
по каким-либо причинам не может быть выполнено
немедленно после выявления повреждения. Наложение
временного шунта производится с помощью телескопи-
ческой вышки и других приспособлений без опускания
провода.
При ремонте провода с вырезкой поврежденного
участка особо тщательно следует подходить к измене-
нию длины вставки. Эту работу, как правило, выполня-
ет производитель работ. Длина вставки должна быть
отмерена непосредственно по длине вырезанного участ-
ка провода с учетом необходимой длины концов провода
для заделки в соединительных зажимах.
9*	131
Перед вырезкой поврежденного участка провода с нёго сни-
мается тяжение. Для этого на провод по обеим сторонам от места
повреждения устанавливаются клиновые монтажные зажимы 2 для
данного сечения провода (рис. 2-37). К клиновым зажимам крепятся
блоки полиспаста 1, ходовой конец каната которого прикрепляется
к тяговому механизму 3 (автомашине, лебедке, трактору и т. п.).
Грузоподъемность полиспаста выбирают, исходя из максимального
расчетного тяженпя для ремонтируемого провода.
Рис. 2-38. Скоба для
установки двух кли-
новых монтажных за-
жимов.
I - места крепления за-
жимов; 2 — место креп-
ления тягового механиз-
ма или полиспаста.
После вытяжки ходового конца полиспаста и освобождения по-
врежденного участка провода от тяжения тяговый механизм стано-
вится на тормоз. При использовании автомашин, тягачей, тракторов
водитель в течение всего времени ремонта должен находиться неот-
лучно в кабине механимза и внимательно следить за надежностью
работы тормозов. В отдельных случаях следует под колеса автома-
шины подкладывать отрезки бревен, препятствующих самопроизволь-
ному передвижению машин в сторону тяжения. Глушить моторы ме-
ханизмов не рекомендуется. Разрезание поврежденного препода про-
изводится лишь после проверки производителем работ надежности
работы клиновых монтажных .зажимов, такелажа и тяговых меха-
низмов.
При производстве работ на проводах крупных сечений 300 мм2
и более следует с каждой стороны вырезаемого участка провода
устанавливать по два клиновых зажима, соединенных общей скобой
(рис. 2-38). Это требование вызвано тем, что при недостаточно
плотном прилегании клина монтажных зажимов типа МИ-44 к про-
воду имели место случаи проскальзывания провода и повреждения
проволок наружного повива. Кроме того, если учесть сравнительно
небольшую величину разрушающей нагрузки этих зажимов (всего
83 кН), при работе трактора в качестве тягового механизма не
исключена возможность при рывках разрыва клина монтажного
зажима.
При необходимости ремонта провода в пролете, ограниченном
анкерными опорами, или на расстоянии примерно 3/4 длины пролета
от анкерной опоры опускание провода для ремонта следует произ-
водить с анкерной опоры, а при наличии в анкерном пролете не-
скольких промежуточных опор, где провода закреплены в выпускаю-
щих или скользящих .зажимах, и на первой промежуточной опоре от
анкерной. В этом случае провод сначала опускается на промежу-
точной опоре, и на нем устанавливается клиновой зажим, с помощью
которого провод .закрепляется за основание промежуточной опоры.
Для облегчения расцепления провода на анкерной опоре провод
перед закреплением на промежуточной опоре вытягивается из сле-
дующего пролета в сторону анкерной опоры при помощи полиспаста
132
или стяжного болта. После этого провод отцепляется от траверсы
анкерной опоры и вместе с гирляндой опускается на землю. Петля
провода на анкерной опоре предварительно разъединяется (при на-
личии болтового зажима) или разрезается посередине.
Метод опускания проводов на промежуточных опорах должен
быть выбран с учетом величины весового пролета, расположения
провода на опоре (средний, крайний, верхний) и наличия машин и
приспособлений.
При значительной величине весового пролета опуска-
ние крайних проводов на одпоцепиых опорах и всех
проводов на двухцепных опорах следует производить
при помощи полиспаста, грузоподъемность которого вы-
бирают, исходя из величины данного весового пролета.
При отсутствии необходимых полиспастов могут приме-
няться отводные однороликовые блоки, один из которых
крепится над опускаемым проводом, другой—на травер-
се или стойке в месте их сочленения, а третий—внизу
у основания опоры.
При опускании провода непосредственно тяговым
тросом через однороликовый блок, укрепленный на кон-
це траверсы, следует помнить, что усиление, действую-
щее на траверсу, практически удваивается. Опускание
провода на анкерной опоре производится в большинстве
случаев тяговым тросом через однороликовый блок, за-
крепленный на траверсе. Тяговый трос и однороликовый
блок выбирают, исходя из максимального расчетного
тяжения провода. В тех случаях, когда па консоли
траверс опор действуют недопустимо большие нагрузки,
следует применять дополнительные отводные однороли-
ковые блоки, устанавливаемые в местах крепления тра-
версы к стойкам опор и у основания опор. В этом слу-
чае усилия будут направлены вдоль траверсы и стойки
анкерной опоры.
В течение всего времени ремонта провода у проме-
жуточной опоры должен неотлучно находиться один из
членов бригады, в обязанности которого входит непре-
рывное наблюдение за надежностью работы клиновых
зажимов, такелажа и тяговых механизмов. В случае
малейших признаков нарушения работы этих элементов
(проскальзывание провода в клиновом зажиме, ослабле-
ние тормозов или тяговых тросов и т. п.) наблюдаю-
щий дает команду о немедленном прекращении произ-
водства работ на ремонтируемом проводе. Дальнейшее
производство работ допускается лишь после принятия
производителем работы необходимых мер предосторож-
133
Пбстн (установка дополнительных страхующих хомутов
или тросов и т. и.).
При производстве ремонтных работ на среднем проводе линии
с опорами типа «рюмка» и выпускающими поддерживающими зажи-
мами, где опускание провода с промежуточных опор на землю не-
возможно, провод отцепляется и опускается на землю на ближайшей
анкерной опоре (рис. 2-39). Предварительно провод опускается на
всех промежуточных опорах от ближайшей анкерной до места по-
вреждения 1 на «дно рюмки» опоры 2, где для защиты провода от
повреждений предварительно устанавливаются деревянные доски или
бревна. На следующей промежуточной опоре провод опускается на
Рис. 2-39. Опускание на землю среднего провода на опорах типа
«рюмка».
/—-поврежденный участок провода; 2 — дно «рюмки»; 3—клиновые зажимы:
4- стяжной болт; 5 — к тяговому механизму.
«дно рюмки» и закрепляется гам клиновым зажимом 3 и стяжным
болтом 4. После этого провод опускается с анкерной опоры и пере-
пускается в пролет, где надо производить ремонт. В остальном
порядок производства работ аналогичен описанному выше.
В тех случаях, когда опускание провода на землю
сопряжено со значительными трудностями, поврежден-
ный участок провода может быть вырезан с помощью
телескопической автовышки. Для этого с помощью
вышки по обе стороны от места повреждения (на необ-
ходимом расстоянии) устанавливаются клиновые мон-
тажные зажимы, между которыми монтируются отрезок
такелажного троса и один или два соединенных после-
довательно стяжных болта. При этом отрезок такелаж-
ного троса не должен иметь слабины. После этого тя-
жение по проводу при помощи стяжных болтов переда-
ется на отрезок троса, а провод в месте повреждения
разрезается, и монтируется вставка. Вышка при этом
передвигается вдоль оси провода и устанавливается
в необходимом положении. Таким способом могут быть
отремонтированы провода малых и средних сечений на
линиях до 150 кВ.
В тех случаях, когда па длине анкерного пролета
имеется много повреждений, требующих вырезки, целе-
сообразно произвести перемонтаж всего анкерного про-
134
Лета. При этом последовательно вырезаются все по-
врежденные участки, провод подтягивается на величину
вырезки и сращивается одним соединителем вместо
установки двух при монтаже вставки.
В конце анкерного пролета провод наращивается
отрезком нового провода, и производится монтаж ан-
керного пролета вновь. Провод заново визируется, отме-
чается, и на нем заново монтируется натяжной зажим.
В отдельных случаях, когда на линиях имеет место
значительная недотяжка проводов, можно разрезать
провод в месте локального 'повреждения, стянув (предва-
рительно концы его стяжным болтом или полиспастом,
и смонтировать один соединитель.
Случаи значительных повреждений грозозащитного
троса более редки, и ремонт их обычно выполняется
с опусканием тросов на землю н расцеплением на бли-
жайшей анкерной опоре. В случаях значительных
повреждений грозозащитных тросов от коррозии па
большой длине поврежденный трос рекомендуется де-
монтировать и заменить новым.
2-12. РЕГУЛИРОВАНИЕ СТРЕЛ ПРОВЕСА ПРОВОДОВ
И ТРОСОВ
Разрегулировка проводов в процессе эксплуатации
может быть вызвана дефектами монтажа (неправильное
визирование монтажных стрел провеса, ошибки в опре-
делении длины патяжпых гирлянд и т. п.), вытяжкой
проводов или неправильным положением опор (наклоны
опор вдоль оси линии, перекосы траверс и т. и.).
Регулирование стрел провеса путем вырезки или
вставки провода или троса и изменением длины натяж-
ных гирлянд следует производить лишь в тех случаях,
когда разрегулировка произошла из-за дефектов мон-
тажа при сооружении или ремонте, а также при нали-
чии вытяжки проводов. Регулирование стрел провеса
производится только в тех случаях, если замеренные
стрелы провеса и минимальные расстояния отличаются
от нормальных па величины, превышающие указанные
в § 2-10 допуски.
При наличии разрегулировки проводов и тросов, выз-
ванной неправильным положением опор, необходимо
срочно принять меры по их устранению.
После определения необходимой длины вставки или
вырезки мастером или инженером но эксплуатации
I
линии должен быть решен вопрос о методе производ-
ства работ.
В случаях, когда длина вставки или вырезки оказывается более
0,2—0,6 м (в зависимости от напряжения линии), обычно необходи-
мо изменять длину провода в анкерном пролете. В этом случае про-
вод или трос перекладывается во всем анкерном пролете из поддер-
живающих зажимов в раскаточные ролики, а затем расцепляется и
опускается на землю на одной из анкерных опор. После этого провод
разрезается в одном из пролетов в месте установки старого соеди-
нителя, и производятся либо вырезка и монтаж одного соединителя,
либо вставка. При этом следует иметь в виду, что длина вставки не
должна быть менее величин, указанных в § 2-11. Поэтому в месте
установки вставки вырезается участок провода, равный разности
между минимальной длиной вставки и длиной вставки, необходимой
для регулирования стрелы провеса. При этом место вырезки выби-
рается там, где имеется хотя бы один соединитель.
Так, например, при необходимости устройства вставки длиной
1 м на проводе АС-70 минимальная длина вставки должна быть
10 м, поэтому необходимо вырезать участок старого провода длиной
10—1=9 м (без учета необходимой длины концов провода для мон-
тажа соединителей). Вставка должна быть выполнена из провода
той же марки и того же направления свивки повивов. После монта-
жа .вставки провод вновь натягивается и крепится к анкерной опоре,
а на всех промежуточных опорах производится перекладка из роли-
ков в поддерживающие зажимы. При перекладке рекомендуется
пользоваться теми же приспособлениями, которые используются для
верховой ревизии и изоляции троса.
В тех случаях, когда длина вставки для вырезки получается
незначительной (до 0,2—0,6 м), регулирование стрел провеса можно
осуществить путем реконструкции крепления проводов или тросов
на анкерных опорах, ограничивающих пролет, в котором производит-
ся регулирование стрел провеса.
Увеличить стрелу провеса можно удлинением на-
тяжной гирлянды за счет увеличения количества изоля-
торов в гирляндах и добавления отдельных элементов
арматуры либо за счет дополнительных, специально из-
готовленных удлинителей между траверсой и натяжны-
ми гирляндами. При этом необходимо проверить рас-
стояние от провода шлейфа до траверсы анкерной
опоры. Это расстояние резко сократится из-за удаления
натяжных зажимов от траверсы. Если длина шлейфа
будет недостаточна и расстояние от провода шлейфа до
траверсы будет меньше допустимого, то следует разре-
зать провод шлейфа и смонтировать на нем вставку не-
обходимой длины.
Уменьшение стрелы провеса производится заменой
изоляторов на малогабаритные, либо заменой сцепной
арматуры на более короткую (две одинарные скобы на
одну двойную и др.), либо изменением крепления гир-
136
Л>|11 I к опоре. Так например, при одинарном креплений
с 1НОГНПЫХ натяжных гирлянд к траверсам можно вы-
бросить одно коромысло (ближнее к траверсе), а каж-
дую из гирлянд закрепить самостоятельно. При этом,
если траверса не предусматривает раздельного крепле-
ния гирлянд, на ней должны быть устроены дополни-
тельные узлы для крепления вторых гирлянд. Переделка
крепления гирлянд па анкерных опорах и замена или
добавление изоляторов в гирлянды производятся без
опускания проводов па землю при помощи специальных
захватов («ваймы» и крюки), стяжных болтов и тросо-
вых хомутов. Однако при этом провода в местах крепле-
ния на промежуточных опорах должны быть освобожде-
ны в поддерживающих зажимах (а в случае выпускаю-
щих зажимов переложены в монтажные ролики). После
удлинения или укорочения натяжных гирлянд поддержи-
вающие зажимы на всех промежуточных опорах заново
закрепляют так, чтобы поддерживающие гирлянды зани-
мали вертикальное положение.
После производства работ по регулированию стрел
провеса производятся повторные замеры стрел провеса
и необходимых расстояний в данном пролете.
2-13. ЗАМЕНА ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
Замена проводов в процессе эксплуатации наиболее
часто вызывается необходимостью увеличения пропуск-
ной способности существующих линий при реконструк-
ции сетей. Иногда замена проводов производится для
использования участков старых линий при сооружении
новых линий. В этих случаях, как правило, замена про-
изводится проводами большего сечения. Реже встреча-
ются случаи замены проводов из-за старения и коррозии
или из-за потери ими прочности вследствие вибрации
или дополнительных нагрузок от гололеда. Кроме того,
в отдельных случаях требуется замена проводов на пе-
реходах, вызванная необходимостью увеличения расстоя-
ния от проводов до земли (например, замена сталеалю-
миниевых проводов бронзовыми и т. п.) или поврежде-
нием проводов на переходе.
При необходимости замены проводов на большее се-
чение предварительно производятся проверочные расче-
ты опор и фундаментов. Иногда возникает необходи-
мость монтировать новые провода с пониженным тяже-
нием для снижения нагрузки на опоры.
137
Порядок производства работ по замене проводов ана-
логичен производству работ по монтажу проводов на
новых линиях. Если отключение линии невозможно,
замена проводов осуществляется поочередно на каждой
из трех фаз. Порядок работ при пофазной замене про-
вода аналогичен описанной выше организации работ на
отключенных линиях, но с соблюдением специальных
требований правил техники безопасности. Работы по
замене провода в этом случае целесообразно произво-
дить без отключения ремонтируемой фазы, но с зазем-
лением ее по концам. Работы производятся последова-
тельно в отдельных анкерных пролетах. При этом
используется вспомогательный провод, раскатываемый
по земле на участке между анкерными опорами и при-
соединяемый временно к заменяемому проводу за преде-
лами данного анкерного пролета с помощью болтовых
плашечных зажимов.
Особая осторожность и тщательное выполнение тре-
бований правил техники безопасности необходимы так-
же при производстве работ по замене проводов на от-
ключенной цепи двухцепной линии или в зоне влияния
параллельно идущих действующих линий. Величины
наводимых напряжений на проводах отключенных и за-
земленных по концам и на месте работ линий достига-
ют опасных величин лишь при коротких замыканиях на
работающих цепях линий. Эти значения для линий 35—
220 кВ могут достигать нескольких тысяч вольт. Исклю-
чение составляют линии 500 кВ, где даже в нормальном
режиме на проводах отключенной и заземленной по
концам линии напряжение достигает нескольких сотен
вольт (см § 1-9 и 2-15).
Монтаж пли замена проводов (тросов) в зоне влия-
ния работающей линии (цепи) производится по участ-
кам, равным длине одного анкерного пролета. Соедине-
ние или разрезание петель проводов (тросов) произво-
дится только после наложения заземлений по обе
стороны от места разрыва. При производстве работ по
монтажу (демонтажу) проводов или тросов в этих
случаях заземление накладывается каждой работающей
бригадой и по возможности ближе к месту производ-
ства работ, ио не далее как па смежной опоре. Произ-
водство таких работ, как перекладка провода (троса)
из раскаточных роликов, сращивание концов проводов,
монтаж натяжных зажимов, и других работ, требующих
138
более или менее длительного контакта монтера с про-
водом (тросом) , должно производиться с металличес-
кой площадки для линий на деревянных опорах или
с опоры для линий на металлических опорах. При этом
площадка или опора должна быть для выравнивания
потенциала металлически соединена с монтируемым
проводом (тросом) с помощью переносных шунтирую-
щих проводов. При монтаже проводов второй цепи на
двухцепных опорах или при монтаже троса, когда одна
из цепей линии находится под напряжением, при рас-
катке ее по монтажным роликам и при визировании
должны применяться оттяжки из хлопчатобумажного
каната, удерживающие монтируемый провод или трос
при его подъеме в вертикальной плоскости. Кроме того,
следует внимательно следить за свободным отрывом
провода от земли во всех промежуточных пролетах.
В случае зацепления провода за пни, кустарник и т. п.
натягивание провода немедленно прекращается. Сигнал
о прекращении монтажа провода передается монтерами,
расставленными вдоль анкерного пролета, в котором ве-
дется монтаж.
Учитывая повышенную опасность работ при пофаз-
ном методе ремонта и при работах в зоне влияния дей-
ствующих линий, необходимо, чтобы при одновременной
работе па линии нескольких бригад на месте работ на-
ходился ответственный руководитель работ, имеющий
необходимый опыт работы.
При производстве работ ио замене провода на труднопроходи-
мых участках трассы (болота, топи, скалы и т. п.) может быть при-
менен метод, не требующий раскатки нового провода вдоль трассы.
В этом случае конец нового провода, намотанного на установленный
для раскатки барабан, соединяется с концом старого провода, опу-
щенным с первой промежуточной опоры. Старый провод на всех
опорах труднопроходимого участка трассы перекладывается в рас-
каточные ролики и освобождается от гасителей вибрации.
Конец старого провода, опущенный с последней промежуточной
опоры этого участка, закрепляется на тяговом механизме (автомаши-
не или тракторе).
Вытягивая старый провод вдоль оси линии, протаскивают новый
провс I п раскаточные ролики па промежуточных опорах по всему
участку до тех пор, пока он не спустится на землю с последней
опоры. После этого отрезают старый провод и соединяют конец но-
вого провода со следующим отрезком нового провода, раскатанным
вдоль этого анкерного пролета. В процессе протаскивания нового
провода необходимо внимательно следить за разматыванием бараба-
на и прохождением нового провода в роликах на каждой промежу-
точной опоре. В случае заедания провода в роликах и значительного
отклонения гирлянд вытяжку следует прекратить. Вытяжка старого
139
провода может производиться как непрерывно при возможности пе-
редвижения тягового механизма вдоль трассы на длине, равной
длине труднопроходимого участка, так и последовательными пере-
движениями тягового механизма на ограниченной длине. Для этого
автомашина, вытянув провод на длине одного пролета, отцепляет
его, возвращается в исходное положение к последней опоре трудно-
проходимого участка линии, и к ней снова цепляется конец старого
провода и т. д.
Следует иметь в виду, что при замене провода ста-
рый провод может быть использован на других линиях,
и поэтому необходимо обеспечить его сохранность; он
разрезается в местах наличия старых соединителей,
аккуратно сматывается в бухты п сдается на склад.
Замена грозозащитного троса обычно вызывается
значительной его коррозией. Дефектный трос при отклю-
чении линии разрезается в нескольких местах по длине
анкерного пролета и сбрасывается на землю, после
этого производится монтаж нового троса последователь-
но по отдельным анкерным пролетам. Новый трос
предварительно до отключения линии раскатывается
и соединяется вдоль трассы линии. После отключения
линии трос поднимается на промежуточные опоры и под-
вешивается в раскаточных роликах. После этого произ-
водится закрепление троса на одной из анкерных опор
пролета, а затем визирование и натягивание его на вто-
рую анкерную опору этого пролета. При необходимости
замены троса на большой длине на время отключения
линии стягивается возможно большее количество бри-
гад. Перекладка троса из роликов в поддерживающие
зажимы, присоединение его к опорам или установка
искровых промежутков, а также установка гасителей
вибрации производятся после включения линии под на-
пряжение. При этом должны строго соблюдаться прави-
ла техники безопасности. Особая осторожность должна
соблюдаться при работах под напряжением на тросах
линий 400—750 кВ, а также на линиях 220—330 кВ
и при монтаже на двухцепных линиях ПО кВ и выше,
когда для производства работ отключена только одна
цепь. В этих случаях на тросе или проводе наводятся
большие электрические напряжения, особенно при про-
хождении сквозных токов короткого замыкания. Наи-
более опасны работы на изолированных тросах линий
400—-500 кВ, где величина наведенных напряжений до-
стигает 30—50 кВ, а при заземлении троса с одной сто-
роны анкерного пролета — 150—600 В. При этом вели-
140
чина токов, протекающих при заземлении тросов, дости-
гает при нормальном режиме работы линии от 1,5 до
10 А в зависимости от длины участка изолированного
троса и величины тока нагрузки.
Непременным условием безопасного производства
работ на таких грозозащитных тросах является обяза-
тельное их заземление с помощью специальных зазем-
57
Рис. 2-40. Штанга для
заземления изолирован-
ного грозозащитного
троса.
1 — рукоятка; 2 — зажим;
3 — заземляющий провод-
ник; 4 — струбцина.
ляющих штанг (рис. 2-40). При наложении заземления
на трос сначала необходимо струбцину присоединить
к тросостойке, а затем штангой установить заземляю-
щий зажим на трос. Снятие заземления производится
в обратном порядке.
Заземление с троса разрешается снимать только
после окончания всех работ на тросе перед опусканием
монтера с тросостойки.
141
Повышенная опасность производства работ на тро-
сах линий 400—750 кВ заключается в том, что они
всегда находятся под напряжением и не «отключаются»
для производства работ, хотя работы на них выполня-
ются обычным методом без применения изолирующих
устройств или штанг. Поэтому при любом касании не-
заземленных тросов, при случайном нарушении установ-
ленных заземляющих штанг или при неправильном по-
рядке их установки или снятия работающие монтеры по-
ражаются электрическим током.
2-14. ПРОИЗВОДСТВО РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА ПЕРЕХОДАХ
Производство работ па переходах с опусканием про-
водов всегда связано с отключением пересекаемых ли-
ний либо с ограничением движения по железным
и шоссейным дорогам и рекам, а также с необходи-
мостью в отдельных случаях устройства временных за-
щитных устройств для линий связи и линий до 1000 В,
канатных дорог, трубопроводов и т. п. В связи с этим
необходимо максимально стремиться производить ремонт
на переходах без опускания проводов на землю.
При производстве мелкого ремонта проводов и тро-
сов, не требующего вырезки поврежденного участка,
следует использовать телескопические автовышки или
люльки для подъема монтеров непосредственно к месту
повреждения через однороликовый блок, закрепленный
на соседнем или ремонтируемом проводе. При этом мон-
тер страхуется веревкой, прикрепленной па кольцо мон-
терского пояса и перекинутой через трос или соседний
провод.
Ремонт проводов расщепленной фазы производится
путем непосредственного передвижения монтера по про-
водам. При этом если на линии с расщепленными про-
водами имеет место повреждение грозозащитного троса
на переходе, то трос отцепляется на одной из опор пе-
ресечения, ограничивающих пролет, и опускается но
уровня проводов. Монтеры передвигаются по проводам
фазы до места повреждения троса, который подтяги-
вается к проводу веревкой, и производят необходимый
ремонт (монтаж ремонтной муфты, установку бандажа
и т. и.).
Когда необходимо произвести ремонт с вырезкой поврежденного
участка провода, в отдельных случаях, если место повреждения на-
ходится недалеко от анкерных опор, можно поступить следующим
142
бйразом. С телескопической вышки йа ремонтируемый провод йЯй
трос на некотором расстоянии от анкерной опоры устанавливается
монтажный клиновой зажим с закрепленным на нем концом тягового
троса или подвижным блоком полиспаста. Расстояние до места уста-
новки клинового зажима выбирается таким, чтобы при опускании
провода или троса с анкерной опоры место повреждения оказалось
на земле. Второй конец тягового троса с отводным блоком или
неподвижный блок полиспаста крепится к траверсе опоры. После
Рис. 2-41. Ремонт провода па небольшом расстоянии от
анкерной опоры.
/ — монтажный трос; 2 — стяжной болт; 3 — клиновые монтажные
зажимы; 4 — одиороликовый блок; ’> полиспаст; 6 — веревочный
хомут; 7- натяжная гирлянда.
этого при помощи тягового механизма тяжение по проводу пере-
дается на тяговый трос или полиспаст (рис. 2-41), а натяжная гир-
лянда отцепляется от траверсы и опускается на землю. После ремон-
та провода восстанавливается крепление провода или троса на опоре.
В случаях локальных повреждений проводов на переходах сле-
дует производить разрезание и стягивание проводов с установкой
одного соединителя за счет увеличения длины натяжных гирлянд;
такой ремонт также может быть выполнен без опускания провода
па землю с телескопической вышки.
Порядок работ при этом следующий: сначала производят удли-
нение натяжных гирлянд, если позволяет расстояние до пересекаемо-
го объекта в месте пересечения, а затем, поднявшись в корзине те-
лескопической вышки к месту повреждения, устанавливают по обеим
сторонам от места повреждения клиновые зажимы и производят
стягивание провода одним или двумя соединенными последовательно
143
стяжными болтами, разрезают провод в месте повреждения и монТи-*
руют соединитель.
Замену проводов на переходах можно производить и без устрой-
ства специальных защит, раскатки нового провода по земле и пе-
реброски его через пересекаемые объекты. При этом для демонтажа
старых и монтажа новых проводов используются соседние провода
и тросы. Схема организации таких работ приведена на рис. 2-42.
При монтаже новый провод 1 закрепляется одним концом через
гирлянду изоляторов на опоре А. Второй конец этого провода про-
Рис. 2-42. Схема организации работ при замене провода
на переходе.	' 1 •
1 — новый провод; 2—конечное положение провода после мон-
тажа; 3- тяговый канат; 4, 5 — неподвижные блоки; 6 — трос
(или верхний провод); /подвижный ролик.
пускается через неподвижный блок 4 и прикрепляется к подвижному
ролику 7, который устанавливается на тросе (проводе) 6. К этому
же ролику 7 прикрепляется один колец тягового каната 3, который
предварительно перебрасывается через все пересекаемые объекты и
пропускается через неподвижный блок 5, закрепленный на опоре Б.
Второй конец тягового каната 3 укрепляется на тяговом механизме
(автомашине, лебедке и т. п.). Новый провод 1 предварительно вы-
кладывается петлями у опоры А, затем при помощи тягового кана-
та и механизма вытягивается в пролет пересечения к опоре Б. После
этого на свободный конец нового провода на опоре Б закрепляется
монтажный! зажим с тяговым тросом и с помощью второго тягового
механизма производятся натягивание, отметка стрелы провеса и мон-
таж натяжного зажима с гирляндой. Если для монтажа натяжного
зажима и гирлянды опустить провод на землю у опоры Б не пред-
ставляется возможным, то эти работы могут быть выполнены с те-
лескопической вышки, установленной в непосредственной близости
от опоры Б. При производстве описанных работ на линиях с про-
водами малых и средних сечений одновременно могут перетаскивать-
ся по два-три провода.
Демонтаж старых проводов выполняется по той же схеме, но
последовательность операций принимается обратной.
В отдельных случаях, когда длина переходного пролета оказы-
вается значительной, целесообразно вблизи пересекаемых объектов
установить под заменяемым проводом телескопическую вышку с вы-
144
двинутым телескопом. Ё этом случае перетягиваемый провод, про-
висая, будет опускаться на корзину телескопа. В корзине телескопа
для этой цели на поручнях следует закрепить деревянный брусок.
Часто бывает необходимо на переходе увеличить расстояние от
провода до земли как в нормальном режиме, так и при обрыве
провода в соседнем пролете (в случае применения на переходе про-
межуточных опор). Это достигается либо путем замены или рекон-
струкции опор, либо путем замены провода, либо путем изменения
схемы подвески проводов.
В последнее время, когда большинство переходов
выполняется па промежуточных опорах, в ряде случаев
целесообразно примене-
ние полуанкерного и ан-
керного крепления на
промежуточных опорах.
Это становится тем ‘более
ВОЗ'МОЖНЫМ В 'СВЯЗИ с ши-
роким применением уни-
фицированных опор, рас-
считанных на широкий
Рис. 2-43. Схема полуанкерного
крепления проводов.
/ - гирлянды изоляторов; 2 — поддер-
живающие зажимы; 3 упоры; 4 —
провод.
диапазон проводов.
Полуанкерное крепле-
ние (рис. 2-43) благодаря
заранее заданному откло-
нению гирлянды в нор-
малыюм режиме до ограничивает отклонение гирлянды
в аварийном режиме. С увеличением угла а увеличива-
ется до, возрастает редуцированное тяжение и, следова-
тельно, увеличивается расстояние до земли при обрыве
провода в соседнем пролете. При этом увеличивается
также расстояние до земли и в нормальном режиме, так
как точка подвеса провода несколько повышается.
Применение полуанкерного крепления дает наиболь-
ший эффект на металлических жестких опорах; при ?гоу
наиболее целесообразно принимать угол а = 90° или пе-
реходить па анкерное крепление. На гибких деревянных
опорах применение полуанкерного крепления и даже
анкерного крепления малоэффективно.
С увеличением длины пролетов влияние величины
угла а на редуцированное тяжение уменьшается, и для
данного угла а с увеличением длины пролетов эффект
от применения полуанкерного крепления резко умень-
шается.
Работы по устройству полуанкерного крепления мо-
гут производиться как с опусканием провода на землю,
10-548
145
tfik й с телескопической автовышки, которая восприни-
мает на себя вес провода. Длину гирлянд и количество
изоляторов при полуанкерном креплении определяют,
исходя из принятой величины угла а и необходимых
расстояний от провода до частей опоры. Так как при
применении полуанкерного крепления величины редуци-
рованных тяжений в ряде случаев превышают проч-
ность заделки провода в поддерживающих зажимах, для
предотвращения проскальзывания провода при обрыве
па нем между поддерживающими зажимами следует
установить упоры в виде клиновых или плашечных за-
жимов (рис. 2-43).
2-15. НАВЕДЕННЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ПРОВОДАХ И ТРОСАХ
Наведенные напряжения на отключенных линиях,
расположенных в зоне влияния действующих линий, по-
лучаются в результате электростатических и элекромаг-
нитных воздействий.
Появление на проводах отключенных линий высоких
потенциалов повышает опасность ремонтных и 'профи-
лактических работ, снижает производительность труда.
Эти проблемы становятся особенно актуальными
в связи с интенсивным развитием электрических сетей
высокого и сверхвысокого напряжения. В ряде случаев
это явление используется для отбора мощности для
освещения ремонтных баз, питания небольших бытовых
и производственных нагрузок и т. д. В обоих случаях
важно оценить величину наведенного напряжения, что-
бы предусмотреть необходимые меры безопасности,
правильно выбрать защитные средства и оборудование
установок отбора мощности. Величина наведенного на-
пряжения определяется или экспериментально (посред-
ством создания определенных режимов работы линии)
или расчетным путем.
Электростатические наведенные потен-
циалы появляются на изолированных грозозащитных
тросах, на проводах отключенных цепей многоцепных
линий, на проводах параллельных линий, расположен-
ных в зоне влияния действующих. Величина наведен-
ного напряжения Uoc зависит от напряжения действую-
щей линии и характера емкостной связи между провод-
никами и землей.
146
Напряжение действующей линии — главный фактор,
определяющий величину наведенного напряжения:
Пэс — kU^
(2-18)
где k — коэффициент емкостной связи; с/н — напряжение
действующей линии.
Характер емкостной связи, а вместе с ним и величина
иэс зависят от геометрических размеров системы, т. е. ог
взаимного расположения проводников между собой и от-
носительно земли (рис. ‘	„
2-44) . Величина U9C возра-
стает при увеличении степе-
ни несимметрии частичных
емкостей. Для линии с го-
ризонтальным расположени-
ем проводов при увеличе-
нии расстояний между про-
водами и диаметра про-
водов наведенное напряже-
ние на изолированных гро-
зозащитных тросах повы-
шается. Если изолирован-
ную антенну подвесить сбо-
ку на уровне горизонталь-
но расположенных прово-
дов, то величина наведен-
ного напряжения Uac в этом
случае будет еще большей.
Наличие па опорах несколь-
ких тросов также влияет
на величину наведенного
напряжения. Так, на линиях
с горизонтальным располо-
жением проводов иэс на од-
ном из двух тросов снижа-
ется па 8—9% при изоляции
другого. На двухцепных ли-
ниях с вертикальным распо-
Рис. 2-44. Геометрическая схе-
ма расположения проводов и
тросов на линии 220 кВ.
/, 2, 3 и 2', 3' — провода: А, В
и А', В' — тросы.
ложением проводов при подвеске проводов одноименных
фаз на одних траверсах Uac изолированных тросов имеет
одинаковую фазу, а изоляция второго троса, наоборот,
увеличивает Uac первого троса примерно на 10%.
Параллельные линии, находящиеся под напряжением,
существенным образом влияют на величину наведенного
10*
147
напряжения на отключенных проводах и тросах. Так, при
прохождении двух параллельных линий 220 кВ на рас-
стоянии 23 м наведенное напряжение на изолированном
тросе одной из линий при включении второй увеличива-
лось примерно на 23%. На двухцепных линиях влияние
второй цепи сказывается еще больше: UQC на тросах уве-
личивается при включении второй цепи почти вдвое. На-
веденные напряжения на разземленном тросе одноцеп-
ных линий с горизонтальным расположением проводов
составляют для линий 500—400 кВ 35—30 кВ; для ли-
ний 220 кВ 13,0—10,0 кВ; для линий ПО кВ 4,5—3,4 кВ
и для линий 35 кВ 2,2—1,9 кВ. При неполнофазных ре-
жимах линий электростатическое напряжение на проводе
отключенной фазы также достигает значительной величи-
ны. В зависимости от рабочего напряжения линии и ге-
ометрических размеров системы величина наведенного
напряжения может достигать десятков киловольт (для
линий 220 кВ 16—20 кВ).
В случае обрыва одного провода в результате появ-
ления несимметрии напряжения величина наведенного
напряжения на изолированных тросах также может уве-
личиваться. Это увеличение на линиях 110—500 кВ со-
ставляет 185—115%.
На линиях с изолированной нейтралью повышение
напряжения в отдельных случаях может превосходить на
изолированных проводах и тросах напряжение стацио-
нарного режима в 3—4 раза.
Следует иметь в виду, что заземление протяженного
участка грозозащитного троса с двух сторон также при-
водит к возникновению на тросе опасной величины на-
пряжения относительно земли. В этом случае напряже-
ние возникает за счет прохождения зарядного тока час-
тичных емкостей по тросу к месту заземления:
Ux = -±-xz0(l~x),	(2-19)
где to — зарядный ток, А; х — расстояние от крайнего
заземлителя, км; I — длина заземленного участка троса,
км; Zo — сопротивление троса, см.
Наибольшее напряжение имеет место в середине за-
земленного участка при x = lj2.
Наведенный электростатический потенциал можно
подсчитать аналитически. На одноцепных линиях наве-
148
денное напряжение на разземленном грозозащитном
тросе
г] __т] hi — 0.5 Рлз) ~~J' °’86 (Р/2 ~ Рлз) /пот
Ь'эе — Оф ---------------г---------------- (Z-Zv>
?АА	’
где С7ф — фазное напряжение линий электропередачи,
кВ; рА1; рА2; Раз — коэффициенты электростатической
индукции между тросом и проводами; |3лл— коэффици-
ент емкости троса.
Коэффициенты |3 определяются в зависимости от вза-
имного расположения проводов и тросов на опоре по-
средством решения первой системы уравнений Макс-
велла.
Для упрощенных расчетов (с погрешностью 5—8%)
можно использовать формулу
иэс=иф
D‘2A1 dA2 dA'l
1 g /72 Г) П
а Al иАЗ
. л/-- DA'2dA3
1 V 3 Г7Г
11Л2 UA3
21g
^1 lCprfl2CD
(2-21)
-O12Cp/'
Значения величин Dnn, Dnm, dnn, dnm определяются
из расчетной схемы, г — радиус провода линии электро-
передачи, а значения Dnncp, Dnmcp и dnmcp — из формул:
.Опер-— if Di 1D22D33;
Di2cp=:: if DizDisDza",
t^iacp2^ f d^dud^i- •
(2-22)
(2-23)
(2-24)
Величина и фаза напряжения разземленного троса на
двухцепной линии зависят от наличия напряжения на
каждой из цепей линии, состояния изоляции рабочих
проводов, наличия или отсутствия заземления проводов
отключенной цепи, согласованности транспозиции и т. п.
На линиях с согласованным циклом транспозиции и сим-
метричным расположением проводов напряжение изоли-
рованного троса при включении обеих цепей определяет-
ся по формуле
А! + Р"А1) - °-5 (^2+?' Л2+?'аз+ Р"Л2)-
ЦХ=Щ........(2.25)
1/1/1
Индексы у коэффициентов |3дп показывают, к какой
цепи относится тот или иной коэффициент электростати-
149
ческой индукции. Расчет величины UQC производится так
же, как и для одноцепных линий.
Электромагнитные наведенные напря-
жения появляются на проводах и тросах отключенных
линий, расположенных в зоне электромагнитного влия-
ния действующих линий, по проводам которых проходит
электрический ток. Величина наведенных напряжений
зависит в основном от величины проходящего тока и ко-
эффициента взаимной индукции:
ЕЭм“ЯмО^А,	(2-26)
где £Эм — продольная э. д. с. электромагнитной индук-
ции, В; хм0 — сопротивление взаимоиндукции, Ом; I— ве-
личина индуктирующего тока, A; L — длина участка, м.
Напряжения, наводимые в результате электромагнит-
ной индукции, даже при заземлении отключенной линии
могут при определенных условиях сохранять значитель-
ную величину, опасную для обслуживающего персонала.
Аналитическое выражение для напряжения на зазем-
лителях, установленных вблизи места работы, опреде-
ляется местом короткого замыкания на действующей ли-
нии.
При сквозном коротком замыкании (вне границ от-
ключенной линии) определяется по формуле
U„ = 2R-^(1 -е’),	(2-27)
где Z=/?o + /Xo — комплексное сопротивление отключен-
ной линии, Ом/км; Ео — продольная электромагнитная
э. д. с., В; R — сопротивление заземлителя, Ом;
,	U Л Z \
Л = arcch 1----.
\ J
При внутреннем коротком замыкании на действую-
щей линии ( в пределах границ отключенной линии) на-
пряжение на заземлителях будет зависеть от заземления
концов отключенной линии. Если заземляющие ножи на
подстанции отключены, то
£о [1+^(1 -^) ]
2R + Z+----------<-
При включении заземляющих ножей на подстанции
напряжение на заземлителях в середине линии возрастет
150
(2-28)
2₽.
t/эм ~
йа вёлийину At/эм'
Al/,„ = 2£. -А (1 _ ?) ? А,	(2-29)
z ь	“
где п — число бригад на линии.
При малых расстояниях между заземлителями вели-
чину наведенного напряжения можно определить по
формуле
У,м = £«|/А-	(2-30)
Величину наведенного в грозозащитных тросах на-
пряжения электромагнитной индукции в общем случае
также определяют с помощью уравнения Максвелла:
dU т 1 т
Их~ —’	' ^т.п/п»
где /п— ток В проводе; А; /т — ток в тросе, А; zT— со-
противление троса, Ом; zT.n — сопротивление взаимоин-
дукции между проводом и тросом, Ом.
Решая это уравнение для заземленного с одной сто-
роны троса (/т = 0), получаем:
i
С/тj Zr.ndx —- Zr.(2*31)
о
Сопротивление взаимоиндукции между проводом и
тросом в нормальном режиме определяется из выраже-
ния
z,,„ = j 0,145 pg А	a? 1g А ц. a 1g AY (2-32)
\	1*1	1*1	U1 1
где di, d2, d3 — расстояния между проводами и тросом, м.
В аварийном режиме (однофазное короткое замыка-
ние) сопротивление взаимной индукции определяется
следующим образом:
zT.„ = 0,1451g-A
«ср
где £)3 — расстояние от обратного эквивалентного прово-
да для токов нулевой последовательности, м; dcp =
= I/ did2d3 — среднее геометрическое расстояние между
тросом и проводами, м.
Для определения напряжения электромагнитной ин-
дукции в заземленном с двух сторон тросе надо опреде-
151
лить значение li
/п^т.й
zT -р г'т.п
(2-33)
Напряжение на заземленном тросе определяется ве-
личиной произведения / на величину сопротивления тро-
са и заземлителя.
На основании проведенных экспериментов и расчетов
можно сделать следующие выводы.
На линии с пезаземленными концами сквозные и
внутренние короткие замыкания приводят к недопусти-
мым с точки зрения техники безопасности напряжениям
на заземлителях (1500—4000 В). На линиях с заземлен-
ными концами сквозные короткие замыкания вызывают
на заземлителях незначительные напряжения, не превы-
шающие безопасной величины. Однако внутренние замы-
кания вызывают на заземлителях очень большие напря-
жения, доходящие до 8 кВ.
Наличие заземленных тросов хотя и снижает указан-
ные выше значения напряжений в 3—4 раза, однако и
на линиях с тросами эти напряжения имеют недопусти-
мо большую величину. Кроме того, на таких линиях уве-
личивается опасность поражения работающих возле опор
рабочих за счет переноса тросами высоких потенциалов
при коротких замыканиях на близлежащих опорах.
Замеры результирующих наведенных напряжений на
отключенной цепи в нормальном режиме показывают,
что даже в случае заземления линии наведенные напря-
жения достигают значительных величин. При замерах
на одной из отключенных параллельных цепей линии
400 кВ длиной 273 км наведенных на проводах и тросах
напряжений от действия другой цепи в нормальном ре-
жиме были получены следующие результаты:
а)	при заземлении участка линии на одном конце на-
пряжение на противоположном конце (на проводах) со-
ставляло 1870—1970 В;
б)	при заземлении проводов участка на одном из
концов и на опоре в середине линии напряжение состав-
ляло на заземлении 70 В, а на незаземленном конце ли-
нии 440 В;
в)	при незаземленных концах линии наведенное на-
пряжение не превышало 350 В;
г)	напряжение на изолированном ( на участке 9—
10 км) тросе не превышало 132 В; при заземлении троса
152
на одной из опор наведенное напряжение снижалось
до 5 В.
При коротких замыканиях наведенные напряжения
на отключенных линиях резко возрастают, причем рас-
стояние между параллельными линиями относительно
мало влияет на (величину наведенных напряжений. Так,
при токе короткого замыкания 8000 А увеличение рас-
стояния между линиями в 100 раз (с 5 до 500 м) приво-
дит к уменьшению наведенного напряжения всего
в 10 раз. Поэтому параллельные линии ПО—500 кВ, про-
ходящие на значительной длине на расстоянии до 200 м
друг от друга, с точки зрения опасности практически не
отличаются от двухцепных линий 110—220 кВ.
Для линий, имеющих параллельное сближение на
части длины, например на подходе к подстанции, напря-
жение на заземлителях зависит от места наложения их,
длины сближения и величины влияющего тока. Степень
опасности работы на таких участках следует проверять
расчетом, так как па подходе к мощным подстанциям
величина UaM может достигать 5 кВ.
В [1-4] установлено, что если длина сближения ВЛ
напряжением выше 35 кВ составляет не менее 2 км при
расстоянии между осями линий до 100—200 м, необходи-
мо выполнить следующие мероприятия по технике безо-
пасности.
При ремонтных работах па проводах и
тросах отключенная линия должна заземляться на
всех питающих ее подстанциях.
Установка заземлений на отключенной ВЛ при рабо-
тах в местах сближения линий, на двухцепных опорах и
на изолированных грозозащитных тросах должна произ-
водиться в одном месте — возможно ближе к месту про-
изводства работы.
При установке на металлические или деревянные
с заземляющими спусками опоры временных тросовых
оттяжек последние должны устанавливаться до соеди-
нения проводов переносными заземлениями с телом
опоры.
Подачу инструмента с земли на соединенную с про-
водом опору можно производить только при помощи
хлопчатобумажных веревок.
При работах, связанных с разрезанием проводов (вы-
резка соединителей, замена проводов и т. п.), разъединя-
емые концы проводов должны предварительно соединять-
153
ся металлическим проводником сечением не менее
16 мм2.
При монтаже проводов и тросов конец раскатываемо-
го провода или троса должен присоединяться к металли-
ческой опоре или должно быть обеспечено надежное
заземление провода или троса, находящегося на бара-
бане.
Соединение смонтированных отдельных концов про-
вода должно выполняться после их заземления на опо-
ре (2-3].
При перекладке провода из монтажного ролика
в подвесной зажим последний должен быть предвари-
тельно заземлен. При наличии на опоре других прово-
дов или тросов (кроме монтируемых) они должны быть
заземлены или должны быть приняты меры, исключаю-
щие приближение к ним на безопасное расстояние.
Аналогичные меры предосторожности следует выпол-
нять и при пофазных ремонтах на линиях 35—220 кВ.
В зависимости от рабочего напряжения с помощью га-
сительных штанг устанавливаются заземления, количе-
ство и место установки которых определяют исходя из
величины допускаемого напряжения £7ДОп=40 В в месте
производства работ по отношению к земле.
2-16. РАСЧЕТЫ ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
ПРИ РЕМОНТНЫХ РАБОТАХ
а) Основные формулы, уравнения и определения
В настоящем параграфе даются некоторые указания
по расчетам проводов и тросов, необходимых при ремонт-
ных работах.
Внешние нагрузки, действующие на провода, тросы
и опоры воздушных линий, определяются в зависимости
от климатических условий местности, где проходит ли-
ния. Для расчетов, как правило, используются удельные
(приведенные) нагрузки, т. е. нагрузки в ньютонах, от-
несенные к 1 м длины и к 1 мм2 сечения провода или
троса. Значения удельных нагрузок приведены в прило-
жении 4.
Стрела провеса провода определяется по
формуле, м:
154
ГДе I—длина пролета, м; у — уДельйай нагрузка, Н/(мХ
Хмм2); о —напряжение в проводе, соответствующее
данной нагрузке и температуре воздуха, Н/мм2.
Длина провода в пролете L определяется по форму-
ле, м:
L=‘+-^~	(2-35)
или
А = / +	(2-36)
Для определения напряжения в проводе при измене-
нии атмосферных условий пользуются уравнением со-
стояния провода:
_	_	12Ч2т а	, ч	/О 47 4
где ат, Ут и tm — напряжение, удельная нагрузка и тем-
пература воздуха при начальных атмосферных условиях;
оп, ,Уп и tn — то же при измененных атмосферных усло-
виях; а — температурный коэффициент линейного рас-
ширения провода; 0 — коэффициент упругого удлинения
провода.
Зная напряжение в проводе при одной нагрузке и
температуре, можно легко найти напряжение в проводе
при других нагрузках и температурах.
На действующих линиях максимальное напряжение
в проводах из одного материала или максимальное фик-
тивное напряжение в сталеалюминиевых проводах (соот-
ветствующее наибольшему допускаемому напряжению
в алюминии) может наступить либо при низшей темпе-
ратуре воздуха и отсутствии внешних нагрузок, либо при
наибольшей внешней нагрузке. Для того чтобы ответить
на вопрос, при каких условиях наступит это максималь-
ное тяжение в проводе, необходимо знать величину кри-
тического пролета /к.
Сравнивая фактическую величину пролетов с величи-
ной критического пролета, определяют исходные расчет-
ные условия для данного пролета. Если действительный
пролет меньше критического, то исходными будут усло-
вия низшей температуры; если же длина пролета больше
критического, то исходными будут условия наибольшей
нагрузки.
155
Кроме ограничения напряжения в проводах, для усло-
вий низшей температуры и наибольшей нагрузки в ПУЭ
введено ограничение напряжения в проводе при средне-
эксплуатационных условиях, т. е. при среднегодовой тем-
пературе без внешних нагрузок. В ПУЭ допустимые на-
пряжения для различных расчетных условий даются
в процентах от временного сопротивления провода в це-
лом.
В особо гололедных районах на период наибольших
гололедных нагрузок можно допустить напряжение до
60% от временного сопротивления. Величины временно-
го сопротивления проводов различных марок приведены
в приложении 1.
При ограничении напряжения в проводе для трех ис-
ходных условий в общем случае имеют место три крити-
ческих пролета.
Первый критический пролет hK — это про-
лет, для которого напряжения в проводе при низшей
температуре достигают значения допускаемого напряже-
ния сг_, а в среднеэксплуатационном режиме— сгэ.
Второй критический пролет 1^ характери-
зует такие условия, когда напряжение провода в режи-
ме наибольших нагрузок равно стг, а в режиме низшей
температуры о_.
Третий критический пролет 1зк — это про-
лет, для которого напряжение провода при среднеэкс-
плуатационных условиях равно ст;), а в режиме наиболь-
ших нагрузок оь
Критические пролеты вычисляются по следующим
формулам:
Рассчитывая провод при трех расчетных режимах,
расчетный пролет следует сравнивать с двумя или с ол-
156

йим из трех критических пролетов. Ход расчета при этом
следующий.
Определяют по формуле второй критический пролет
и сравнивают с ним расчетный пролет. Здесь могут
иметь место два случая:	•
а)	/р>/гк. В этом случае по формуле рассчитывают
третий критический пролет и сравнивают с ним расчет-
ный пролет; при /Р</Зк исходным расчетным является
режим среднеэксплуатационных условий, при /Р>/Зк—
режим наибольшей нагрузки;
б)	/р</2к- В этом случае по формуле рассчитывают
первый критический пролет и сравнивают с ним расчет-
ный пролет; при Zp<ZiK исходным расчетным является
режим низшей температуры; при /р>Ак — режим средне-
эксплуатационных условий.
Запасы прочности проводов и тросов
имеют большое значение для надежности линии. Разли-
чают номинальный и эксплуатационный запасы прочнос-
ти [2-1].
Номинальный запас прочности [ин] пред-
ставляет собой отношение временного сопротивления на
разрыв провода сгвр к допустимому напряжению для дан-
ной марки провода одоп.
Эксплуатационный запас прочности па
показывает, во сколько раз разрушающая внешняя на-
грузка провода (без собственной массы) больше наи-
большей внешней нормативной нагрузки:
пэ =
Yb —Y1
Унб —Yi' ’
(2-39)
где ув— удельная нагрузка на провод, вызывающая его
обрыв; уНб — наибольшая расчетная удельная нагрузка;
У1 — удельная нагрузка от собственной массы.
Для определения пэ необходимо знать величину
удельной нагрузки на провод, вызывающей его обрыв ув.
Эта величина определяется по формуле [2-1]:
ув —. аВр
24ев . Унб
/2	32Д0П
(2-40)
где ев — относительное удлинение проводов при разру-
шающей нагрузке, определяемое в зависимости от сг'вр
по кривым на рис. 2-45; ег'вР = 0,9о-вр— временное сопро-
тивление с учетом ослабления провода в местах заделки.
157
Провода разных марок и сечений имеют разные экс'
плуатационные коэффициенты запаса прочности. В про-
цессе эксплуатации иногда имеют место значительно
большие величины внешних нагрузок, чем нормативные
(гололед, ветер). При этом в проводах и тросах напря-
Рис. 2-45. Зависимость удлине-
ний от напряжений материала
провода.
1 — медный провод; 2 — алюминие-
вый провод; 3 — провода АС-95 -
АС-401); 4 —провода АС-50 —А 70.
жение материала провода не
возрастает пропорционально
увеличению нагрузок, так
как с увеличением тяжения
по проводам длина их уве-
личивается и рост напряже-
ния в материале провода от-
стает.
Большой интерес пред-
ставляет сравнение эксплуа-
тационных запасов прочно-
сти алюминиевых, медных и
сталеалюминиевых прово-
дов. Провода марок М-70,
АС-120 и А-120 имеют прак-
тически одинаковые актив-
ные сопротивления и в то же
время значительно отлича-
ются по своим эксплуатаци-
онным качествам. Сталеалю-
миниевые провода имеют
значительно больший эксплуатационный запас прочно-
сти. Наименьшие эксплуатационные запасы прочности
имеют алюминиевые провода. Поэтому применение их
в районах с сильными гололедами нецелесообразно.
Особенно надежными в эксплуатации являются ста-
леалюминиевые провода больших сечений. Анализ по-
вреждаемости провода за ряд лет показал, что из всех
случаев обрывов проводов 70—80% составляют обрывы
медных проводов и только 20—30%—сталеалюминие-
вых. При этом обрывы сталеалюминиевых проводов
крупных сечений (300 мм2 и более) наблюдались лишь
в единичных случаях. Протяженность же линий с мед-
ными проводами во много раз меньше, чем со сталеалю-
миниевыми проводами. Средняя удельная повреждае-
мость медных проводов (сечением от 35 до 95 мм2) со-
ставила 1,8 случая на 100 км линий в год, а удельная
повреждаемость сталеалюминиевых проводов (сечением
от 35 до 500 мм2) —0,5 случая на 100 км линий в год.
158
Следует указать на снижение величины эксплуатаци-
онного запаса прочности при увеличении длины проле-
тов.
Эксплуатационные запасы прочности для одинаковых
проводов разных сечений при одной и той же длине про-
лета возрастают с увеличением сечения проводов. Прово-
да больших сечений, как пра-
вило, подвешиваются на лини-
ях более высоких напряжений
с более длинными пролетами.
Поэтому на действующих ли-
ниях со сталеалюминиевыми
проводами разных сечений экс-
плуатационные запасы прочно-
сти отличаются незначительно.
Эквивалентные про-
леты характеризуют работу
проводов и тросов в пролетах
с разными высотами точек под-
веса (рис. 2-46).
Различают большой и малый
Большой эквивалентный пролет
Рис. 2-46. Пролеты с раз-
ной высотой точек под-
веса провода.
эквивалентные пролеты.
/Э1 — это длина условно-
го пролета, в котором высота подвески проводов одина-
кова и равна большей высоте подвески провода. Малый
эквивалентный пролет /э2 — это длина условного пролета,
в котором высота подвески проводов одинакова и равна
меньшей высоте подвески провода:
. _____ . । 2Л//а
/Э1 _ i	__
1	c2Ahts
1Э2	/	—
(2-41)
(2-42)
где / — длина пролета, м; Ah— разность высот точек под-
веса, м; о — напряжение в проводе при данных условиях,
Н/мм2; у — удельная нагрузка при данных условиях,
Н/(м-мм2).
Зная величины и /э2, можно определить и стрелы
провеса, соответствующие этим эквивалентным пролетам.
Следует помнить, что для данного пролета линии ве-
личина эквивалентного пролета изменяется в зависимос-
ти от атмосферных условий. В случаях, когда
(0,1 -г-0,15) I, можно с достаточной точностью (по-
грешность не более 3—4%) принимать при пользовании
уравнением состояния провода
159
Весовой и ветровой пролеты определяют
нагрузки, действующие на опоры. Весовым проле-
том /вес называется полусумма двух смежных с этой
опорой эквивалентных пролетов Гэ и 1"э, приведенных
к высоте подвески провода на данной опоре:
f   lr Э -j- I"э
‘вес —-	п
или
= (4 + 44 + (4; 144.	(2-43)
Ветровым пролетом /вет называется полусумма
двух смежных действительных пролетов:
=	”•	(2-44)
где /' и I"— длины действительных пролетов, смежных
с опорой.
Для опор, ограничивающих пролеты с одинаковой
высотой точек подвеса провода или троса, весовой и вет-
ровой пролеты равны между собой:
/ — / — + I"
/пал --- l tlr-1'r -- -	_
При определении весовых пролетов для опор, установ-
ленных на возвышенных по отношению к смежным опо-
рам местах, в (2-43) берутся большие эквивалентные
пролеты, а при определении весовых пролетов для опор,
расположенных в выемках трассы, т. е. ниже двух сосед-
них опор, берутся малые эквивалентные пролеты. При
расчете весовых пролетов опор, установленных па скло-
нах гор или возвышенностей, когда каждая следующая
опора расположена выше или ниже предыдущих, в (2-43)
берется сумма одного малого и одного большого смеж-
ных с данной опорой эквивалентных пролетов.
Знание величин весового и ветрового пролетов для
данной опоры имеет большое значение для определения
усилий, действующих на опору и фундамент, на травер-
су при опускании и подъеме проводов, при определении
условий отклонения провода и гирлянд изоляторов от
ветра и т. д.
Приведенный пролет характеризует работу
проводов и тросов в анкерном пролете с разной длиной
промежуточных пролетов. Даже при относительно ровной
160
трассе, но при длине анкерных пролетов 10—15 км и бо-
лее имеют место разные длины промежуточных пролетов.
Величина приведенного пролета определяется по фор-
муле
1  1/*/н --~ Р'-1- .. а- /эп
/1 + /> + 1з + •. • + In
Зная величину приведенного пролета и подставляя ее
в уравнение состояния провода, можно определить на-
пряжения в проводе анкерного участка при любых ат-
мосферных условиях.
Монтажные таблицы или кривые представ-
ляют собой таблицы или графики, по которым определя-
ются значения стрел провеса и напряжений провода
в пролетах разной длины при любой температуре воз-
духа в зависимости от расчетных климатических усло-
вий.
При монтаже длинных анкерных участков с различ-
ными длинами промежуточных пролетов для каждого
такого участка определяется величина приведенного про-
лета /пр. В соответствии с этой величиной составляются
монтажные таблицы или кривые для монтажа данного
анкерного участка.
Если в анкерном участке нет пролета, длина которого
равна /пр, то стрелу провеса провода f в любом пролете
длиной / данного анкерного участка можно определить
по следующей формуле:
f =	(2-46)
inn
где f — стрела провеса в пролете длиной /; fnp— стрела
провеса, соответствующая приведенному пролету /пр (бе-
рется из монтажных таблиц или кривых).
В процессе эксплуатации очень часто приходится
пользоваться монтажными кривыми и таблицами. При
пользовании монтажными таблицами и кривыми следует
иметь в виду, что они могут быть составлены без учета
вытяжки новых проводов при последующей эксплуата-
ции.
Поэтому при замене проводов на действующих ли-
ниях на новые необходимо при пользовании монтажными
таблицами или кривыми, составленными без учета вы-
тяжки проводов, давать некоторую перетяжку проводов,
11—548	161
уменьшая значения стрел провеса при монтаже в зависи-
мости от сечения проводов:
Для алюминиевых проводов........................На	7—12 /0
Для сталеалюминиевых проводов...................На	5—10/0
Для медных проводов.............................На	6—7%
Для стальных проводов и тросов..................На	4—5°/о
Условия равновесия гирлянд изолято-
ров на промежуточных опорах
определяют величины
Рис. 2-47. Условия отклонения
гирлянд изоляторов.
а — вдоль оси провода; б — поперек
оси провода.
разности тяжений по про-
водам при отклонении
гирлянд 'ВДОЛЬ оси прово-
дов и величины попереч-
ных нагрузок при откло-
нении поперек оси линии.
В первом случае (рис.
2-47,а) под действием раз-
ности тяжений по прово-
дам АТ гирлянд займет
положение, при котором
сумма моментов относи,
тельно точки 0 будет рав-
на нулю и условие равно-
весия выразится уравне.
нием
<Уо„ + -^Л-Д7-у>г-г! = °,	(2-47)
где 6—отклонение точки крепления провода вдоль оси
провода, м; Gn —нагрузка от массы провода на длине
весового пролета, Н; /г — длина гирлянды изоляторов, м;
Gr— нагрузка от массы гирлянды изоляторов, Н; АТ —
разность тяжения по проводу в смежных пролетах, Н.
Это уравнение может быть в зависимости от постав-
ленной задачи решено либо относительно 6, либо отно-
сительно АТ.
Во втором случае (рис. 2-47,6) под действием давле-
ния ветра на провода Рвет гирлянда займет положение,
при котором сумма моментов относительно точки 0 бу-
дет равна нулю и условие равновесия в этом случае вы-
разится уравнением
₽	//’г -	= 0,	(2-48)
где р — отклонение точки крепления провода поперек оси
провода, м; Рвет — давление ветра на провод на длине
ветрового пролета, Н.
162

Решая уравнения (2-48) относительно 0 или РВет,
получаем в зависимости от поставленной задачи либо ве-
личину отклонения точки подвеса провода, либо величи-
ну давления ветра.
б)	Определение усилий в проводах и тросах
при опускании их с опор
При ремонте проводов и тросов с опусканием их на
землю используются такелажные приспособления и тя-
говые механизмы (стяжные болты, полиспасты, лебедки
и т. п.). Для правильного выбора грузоподъемности та-
келажных приспособлений и тяговых механизмов необхо-
димо знать величины тяжений, действующих по прово-
дам и тросам при опускании их на землю.
Рис. 2-48. Опускание провода с промежуточной
опоры.
При опускании проводов и тросов с про-
межуточной опоры (рис. 2-48) напряжение в проводах
постепенно возрастает до тех пор, пока провод не ляжет
на землю. В тех случаях, когда провод при отпускании
с промежуточной опоры не касается земли, происходит
как бы увеличение пролета до величины, равной сумме
длин двух смежных пролетов за вычетом величин откло-
нений поддерживающих гирлянд на смежных опорах.
Наиболее тяжелым случаем будет опускание провода
с одной или двух промежуточных опор, если соседние
опоры — анкерного типа, а провод не ложится на землю.
Для грубой оценки напряжения в опущенном проводе
допустим, что длина провода при его опускании не ме-
няется.
При равенстве длин смежных пролетов длина прово-
да до опускания в двух пролетах будет равна [см.
11*	163
(2-35)]:
где / — длина пролета, м; L — длина неопущенного про-
вода, м; а—напряжение в неопущенном проводе, Н/мм2;
у — удельная нагрузка, Н/(м-мм2).
После опускания провода с промежуточной опоры
длина его
(2L) = (2/) +
(2/)3
24а2!
где Qi — напряжение в опущенном проводе.
Приравнивая правые части указанных уравнений,
получаем oi = 2o. Стрелу провеса опущенного провода
определяют:
f _(2/)гУ __ 4/2y _9 /2у
'l 8aj 16a	8a
где f — стрела привеса провода до опускания его
с опоры.
Таким образом, напряжения и стрелы провеса прово-
да увеличиваются в 2 раза. В действительности длина
провода при его опускании увеличивается (вытягивает-
ся), и, следовательно, увеличения тяжения вдвое не про-
исходит. Кроме того, при этом происходит некоторое
выравнивание тяжести за счет отклонения поддерживаю-
щих гирлянд и тяжение в опускаемом проводе также
снижается.
В необходимых случаях тяжение по проводу при
опускании можно определить более точно. Это важно
при ремонтах проводов большого сечения (АСУ-400,
АСО-500 и т. п.).
Предположим, что надо опустить провод с 1, 2,..., м-1
опор в анкерном участке, состоящем соответственно из
2, 3,..., п равных промежуточных пролетов длиной /.
Провод имеет при заданных атмосферных условиях
удельную нагрузку у, стрелу провеса f и напряжение
в материале провода о0.
Длина провода L при этих условиях в одном пролете
будет равна:
Z3y2
24a2o

(2-49)
164
Обозначив длину ненатянутого провода через £0 прй
этих температурных условиях, можно также определить
L из следующего выражения:
L—£.0(1 + Рсго),
(2-50)
где р — коэффициент упругого удлинения провода.
Приравнивая правые части уравнений, получаем:
+м-	(2-51)
откуда
'+ 24»%
1 + Р°о
(2-52)
Зная Lq, можно определить и напряжение св в прово-
де, опущенном с 1, 2,..., п—1 опор, но не лежащем на
земле. Для этого длину пролета в (2-51) следует умно-
жить на п и вместо ст0 подставить щ:
лЛ.(1+₽о,) = «' + -1^--	(2-53)
Зная величины напряжений в проводе о, можно легко
перейти к тяжениям по проводам путем умножения по-
лученных значений напряжений на полное сечение про-
вода S:
7, = oS.
Таблица 2-8
Значения напряжений в опущенном проводе
Марка провода или троса	Длина проле- та, м	Напряжение, Н/мм2, при t = +30°С		Отноше- ние °О	Напряжения, Н/мма, при / ^ЗО С		Отноше- ние
		5 is 5 s Я. о. 2 s ® 5 ® a s 2	при опус- кании с промежу- точной опоры		в нормаль- ном режи- ме	при опус- кании с промежу- точной опоры	
АСУ-400	450	69,4	124	1,79	86,7	145	1,67
АС-120	200	41,4	72	1,74	70	102	1,46
М-70	200	89,7	156	1,74	122	196	1,61
С-70	400	—	.—	—	236	385	1,63
С-50	200	—	—	—	165	210	1,27
В табл. 2-8 приводятся для примера результаты расчетов по
уравнениям (2-52) и (2-53) для некоторых марок проводов и тросов
в случае анкерного пролета, содержащего одну промежуточную
опору.
165
Расчеты для провода М-70 показали, чЮ если его опустить
с двух промежуточных опор анкерного участка, то при t — —30°С Qi
будет равно 254 Н/мм2, т. е. очень близко к пределу текучести
280 Н/мм2. Если при этом требуется дополнительное стягивание
провода полиспастом или стяжным болтом, то не исключена воз-
можность недопустимой вытяжки провода и потери им механической
прочности. В таких случаях следует опускать провода не с промежу-
точной опоры, а с анкерной.
При опускании проводов с анкерных
опор необходимо с помощью полиспастов или тросов
подтянуть натянутую гирлянду с проводом к траверсе
и тем самым снять тяжение с узла крепления гирлянды
к траверсе. После этого разбирают один из элементов
этого узла и, освободив натяжную гирлянду, опускают
ее вместе с проводом на землю.
Для выбора грузоподъемности такелажных приспо-
соблений, тросов и тяговых механизмов необходимо
знать тяжение по проводу при атмосферных условиях,
соответствующих условиям производства ремонтных ра-
бот, То и необходимую перетяжку провода для возмож-
ности расцепления узла крепления натяжной гирлянды
к траверсе. Тяжение при монтаже Тм определится сле-
дующим образом:
Ум = ТоКп.м —	(2-54)
где По — напряжение в проводе при атмосферных услови-
ях производства работ, определяемое обычно по монтаж-
ным таблицам, Н/мм2; 5 — общее сечение провода, мм2;
Кп.м — коэффициент перетяжки при монтаже.
Величина Кп.м изменяется в очень широких пределах
в зависимости от конструкции узла крепления натяжных
гирлянд к траверсам, от характеристик провода и от ти-
па применяемых такелажных приспособлений и тяговых
механизмов. При применении полиспастов и лебедок ко-
эффициент перетяжки при монтаже значительно меньше,
чем при применении тяговых тросов и тракторов, когда
увеличение тяжения в проводе происходит рывками.
Практически при наиболее неблагоприятных условиях
монтажа (при температуре —20-ь —30°С) величина ко-
эффициента перетяжки не превосходит Лп.м=1,2.
При этом максимально возможное тяжение при мон-
таже Ум.макс в соответствии с (2 54) получится:
Ум.макс = l,2croS.	(2-55)
166
Обычно величина Тм.макс никогда не превышает вели-
чину наибольшего допустимого тяжения Тдоп.макс, рав-
ного:
Т доп.макс — Odon'S.	(2-56)
Поэтому в ряде случаев для грубой оценки макси-
мально возможного тяжения при монтаже достаточно
определить ЛИШЬ Тдоп.макс-
При выборе тяговых механизмов (автомашин, трак-
торов, тягачей) следует учиывать также состояние по-
верхности земли. Следует помнить, что по грязи, снегу
тяговое усиление механизмов снижается, и приходится
часто пользоваться сцепом из двух-трех машин или трак-
торов и более.
Пример. Определить максимально возможное тяжение при мон-
таже Гм.макс для провода АС-400, смонтированного с поминальным
коэффициентом запаса прочности 2 по алюминию в I районе голо-
ледности при / =—30°С. Длина пролета 400 м.
По монтажным таблицам определяем 0 = 83 Н/мм2; S =
= 467,2 мм2 (из приложения 1).
По формуле (2-55) определяем:
Ум.макс = 1 ,2oqS = 1,2 • 83 • 467,2 = 46 кН.	(2-57)
Сравнивая полученную величину с Тдоп.макс =Од0п5 = 12,2X
X467,2 = 57 кН, убеждаемся, что тяжение при монтаже даже при
температуре t = —30°С оказывается меньше максимально допустимо-
го тяжения по проводу (46 кН<57 кН).
в)	Определение высоты подпрыгивания проводов
и тросов при сбросе гололеда
Характер и высота подпрыгивания проводов в про-
лете значительно изменяются от способа закрепления
проводов на опорах. В однопролетных схемах (т. е.
в одиночных анкерных пролетах) высота подпрыгивания
определится по следующей формуле [2-6], м:
Н = 0,75ХО2а>	(2-58)
где р — коэффициент упругого удлинения; yi — удельная
нагрузка от собственной массы провода, Н/м-мм2; сг3 —
напряжение в проводе, покрытом гололедом, Н/мм2.
Высота подпрыгивания провода в многопролетной
схеме в промежуточных пролетах на длинном анкерном
участке определяется по эмпирической формуле, м:
" = A/(2 ~iWt)'	(2-59)
167
где Af— разность статических стрел провеса при наличии
гололеда и после его сброса, м; I — длина пролета, м.
Определение величин стрел провеса до и после сбро-
са гололеда или мокрого снега целесообразно произво-
дить путем непосредственного измерения на данной ли-
нии.
В тех случаях, когда замерить стрелу провеса с голо-
ледом не представилось возможным (гололед опал), ее
следует вычислять.
Следует помнить, что после сброса гололеда в одном
из пролетов провод за счет разности тяжений перейдет
в соседние пролеты и гирлянды изоляторов на опорах,
ограничивающих этот пролет, отклонятся в смежные
пролеты. За счет этого напряжение в проводе, свободном
от гололеда, уменьшится весьма незначительно. Для
упрощения расчетов можно с достаточной точностью
считать, что напряжение в проводе после сброса гололе-
да в одном из пролетов многопролетной схемы умень-
шается против напряжения в проводе, покрытом гололе-
дом, на 5—10%.
Пример. Определить высоту подпрыгивания провода АС-150 на
линии 110 кВ в пролете длиной /==200 м при сбросе нормативного
гололеда (толщиной стенки гололеда 1,0 см) в однопролетной и
многопролетной схемах; температура воздуха / = 0°С.
Из приложений 1 и 4 определяем для провода АС-150:
0 = 11,93-10-® мм2/Н;
У1 = 35,5- 10_3 Н/м • мм2 и у3 = 79- 10~3 Н/м • мм2.
Из монтажных таблиц определяем стрелу провеса провода и
напряжения после сброса гололеда при / = 0°С в однопролетной
схеме:
/1 = 3,25 м и 01 = 54,7 Н/мм2.
По уравнению состояния провода (2-37) определяем напряже-
ние в проводе, покрытом гололедом, при / = 0°С:
/272з	/2Y2i а
°’ “ 24р, = °’ — 24pi Г ~~
гак как ti = t3, то последний член уравнения равен нулю:
2002-792-10-е
°3"~ > 24-11,93-1О-0а23 = 54,7 —
2002-35,52.10-0
24-1 1,93-10-6-54,72 =- 54,7 — 58,7;
875-Юз	п „
а2 —---------= — 4, откуда а3 = 94 Н/мм2-
168
Напряжение в Проводе после сброса гололеда в многопролетной
схеме о' определяем как
сг'= 0,9 сг3—84,6 Н/мм2.
Из уравнения (2-34) имеем, что стрела провеса провода, покры-
того гололедом, равна:
t /2Тз _2002-79-10-з
'3 ~ 8а3 —	8-94	=4’2 М‘
Стрела провеса провода в многопролетной схеме после сброса
гололеда равна:
r, /2у1 _ 2002.35,5.10 -3
Г1 =	~	8-84,6	= 2’05 м.
Разность стрел провеса в многопролетной схеме равна:
д/=/3_/'1 = 4,2—2,05 = 2,15 м.
Высота подпрыгивания провода в многопролетной схеме
/	I \	(	200 \
// = Д/^2 — 1000 J = 2,15 |^2 — 1000 J — 3,88 м.
Высота подпрыгивания провода в однопролетной схеме
8	11,93-10-6
// = 0,75 — д23 = о,75 -• -A-E-F-. а_	-942 = 2,23 м.
Yi	35,5-10 3
г)	Определение расстояний на переходах
через различные объекты
Определение расстояния в нормальном режиме, как
правило, ведется при максимальной температуре /Макс,
так как в большинстве случаев при этих условиях имеет
место максимальная стрела провеса; расчеты расстояний
в аварийном режиме, т. е. при обрыве провода в сосед-
нем пролете, производятся лишь для случая, когда пере-
ход ограничен промежуточными опорами. В этом случае
принимаются атмосферные условия, соответствующие
среднеэксплуатационному режиму (без ветра и голо-
леда) .
Рассмотрим сначала случай расчета перехода, огра-
ниченного анкерными опорами в нормальном режиме
(рис. 2-49).
Величина стрел провеса эквивалентных пролетов
в местах пересечений
Ь.=-^-Гдя+4/(1 + -7-)];	(2-60)
^ = -^ГдЯ + 4/(1+-^)],	(2-61)
169
где f —стрела провеса провода в пролете длиной /, по-
лученная при /Макс расчетом или из монтажных таблиц
(кривых).
Зная величины стрел провеса провода в местах пере-
сечения, можно легко определить искомые расстояния
от проводов до пересекаемых объектов:
и r2=Hi-H3-f,2.	(2-62)
Разберем случай, когда переход ограничен промежу-
точными опорами с глухими зажимами. При этом,
нормальном режиме, требу-
ется проверка расстояний в
месте пересечения при усло-
вии обрыва провода в сосед-
нем пролете. Для этого не-
обходимо произвести рас-
чет напряжений в проводах
при обрыве, который пред-
ставляет довольно трудоем-
кую задачу. Напряжение в
проводе при обрыве зависит
от величины пролетов, мар-
ки провода, района гололед-
ности, номинального напря-
жения линии, гибкости опор
кроме расчета расстояний
Рис. 2-49. Профиль перехода
через линию связи и шоссе.
и места расположения переходного пролета по длине
анкерного участка. Поэтому в эксплуатации целесооб-
разно для определения редуцированных напряжений
при обрыве Пред пользоваться либо приближенным
значением сгред, определяемым по формулам, либо спе-
циальными графиками [2-15]. При наличии неравных
пролетов в рассматриваемом анкерном участке за вели-
чину длины пролета в формулах и графиках следует
брать величину приведенного пролета.
Ниже приводится приближенная формула для опре-
деления Пред [2-28]:
Сред — /Сред°э
где /Сред — коэффициент редукции; оэ— напряжение в
проводе в среднеэксплуатационном режиме, Н/мм2;
X — длина гирлянды, м; f3 — стрела провеса в средне-
го
эксплуатационном режиме, м; /Пр-^- длина приведенного
пролета, м.
Зная редуцированное напряжение аред для данного
номера пролета от анкерной опоры, вычисляют стрелу
провеса в середине этого переходного пролета:
/2mYi
8вред
(2-63)
где 1т — длина переходного пролета, м; у3 — удельная
нагрузка от массы провода, покрытого гололедом,
Н/м - мм2.
После этого, подставляя в (2-60) или (2-61) получен-
ные значения 1т и f, определяют стрелу провеса провода
в месте пересечения, а затем по (2-62)—расстояние от
провода до пересекаемого объекта в месте пересечения.
Эти расстояния по ПУЭ регламентированы для каждого
пересекаемого объекта.
Пример. На линии ПО кВ с нормативной толщиной стенки го-
лоледа 1,0 см на металлических опорах с проводом АС-185 имеется
пересечение с линией 35 кВ, как показано на рис. 2-50. Приведенный
пролет анкерного участка /пр = 220 м.
Определить расстояние между проводами пересекающихся ли-
ний в нормальном режиме и при обрыве провода на линии НО кВ.
1)	Нормальный режим. Определяем по монтажным кривым
стрелу провеса /+<о при температуре Z = +40oC; для длины приве-
денного пролета /Пр=220 м вычисляем стрелу провеса в пролете
длиной ZTO = 230 м по формуле
f Im X 2 f 230 \ 2
f4.40 = f+^onp ( "Тпр" у =5,02 ( 220 ) =5,02-1,095 = 5,5 м.
Разность высот точек подвеса провода
ДЯ = 95,0—92,5 = 2,5 м.
Стрела провеса в точке пересечения
,	34 Г	/	34 X ]
?2== 230 р>5 + 4-5,5 ^1 —-23Q-JJ =0,85 м.
Расстояния между проводами
Г = 95—87,8=6,35, т. е. больше 4,0 (5 м), требуемого по нормам.
2)	Аварийный режим. Обрыв провода следует принять в сосед-
нем с переходом пролете со стороны опоры А-2. В этом случае номер
пролета от анкерной опоры А-1 будет наименьшим (ш = 2), а про-
висание провода на переходе будет наибольшим. Для этого номера
пролета по графику (2-15] для провода АС-185 и пролета Znp=220 м
НахОДИМ ОРед = 46 Н/мм2.
Стрела провеса провода в середине пролета перехода
,	2302.73,5.10-з
Г =------8?46-----= 10’55 м-
171
Рис. 2-50. Профиль анкерного
йения с линией 35 кВ.
участка линии НО кВ в месте пересе-
Стрела провеса провода в месте пересечения
34 Г	/	34 \ 1
f* = 230 [2>5 + 4-10,55 ^1 — 230 J j =5,7 м.
Расстояние от провода ВЛ ПО кВ до проводов пересекаемой ли-
нии Г = 95—87,8—5,7= 1,5 м, т. е. больше 1 м, требуемого по
нормам.
д)	Определение длины вставки или вырезки
Известно, что при незначительном изменении длины
провода в пролете напряжение и стрела провеса в нем
резко меняются. Поэтому при расчетах (особенно пере-
ходов) большое значение имеет точность определения
величины вставки или вырезки.
В связи с тем, что при изменении длины провода в
пролете за счет вставки или вырезки изменяется и
тяжение в нем, одновременно происходит сокращение
или вытяжка провода за счет упругих свойств материала
провода. Поэтому общее изменение длины провода в
пролете после производства вставки или вырезки скла-
дывается из длины этой вставки или вырезки и измене-
ния длины самого провода.
Длина вставки (со знаком « + ») или вырезки (со
знаком «—») определяется по формуле [2-11]:
t,_ 8 (/2тр — /2ст) ;2 I	/гТ1/анк /1	1	\ /О
° — "3	/♦	1 пр/анк 8Ё~ [~fa~ ~ ~fa~ J ’ { ° ’
где /Тр — стрела провеса после регулировки (требуемая);
^ст—стрела провеса до регулировки (старая); I — длина
пролета, в котором измеряются стрелы провеса; /Пр —
приведенный пролет анкерного участка; /анк — длина
172
анкерного участка; yi— удельная нагрузка от массы
провода; Е — модуль упругости провода.
При одиночном анкерном пролете эта формула упро-
щается:
fe==8 (ftp-fM—-------------------1 у (265)
О	I	ОС у /Тр /СТ J
В (2-62) и (2-65) первые члены определяют величи-
ну собственно вставки или вырезки, а вторые члены
определяют величину упругого сокращения или удлине-
ния провода.
В отдельных случаях, когда требуется приблизительно
оценить величину вставки или вырезки, можно
воспользоваться следующей формулой:
(2*66*
где п— число промежуточных пролетов в анкерном
участке; I — длина пролета, в котором измеряются
стрелы провеса.
Для одиночного анкерного пролета эта формула
примет вид:
р-67)
Пример. Определить длину вырезки провода для уменьшения
стрелы провеса до заданной величины в связи с педотяжкой провода
при монтаже и недостаточным расстоянием между проводом и зем-
лей во всем анкерном участке.
Исходные данные:
провод марки АС-150;
длина анкерного участка /апк = 5,8 км;
длина приведенного пролета /Пр = 220 м;
длина пролета, в котором замеряется стрела провеса, /=240 м;
стрела провеса провода после монтажа /ст = 6 м;
стрела провеса провода по монтажным таблицам (требуемая)
/тр = 5 м;
модуль упругости провода Е=84,5- 103 Н/мм2;
удельная нагрузка от массы провода yi=35,5 Н/(м-мм2).
Определим длину вырезки по (2-64):
8 /52 — бг \	2402.35,5-10-«.5800
Ь=~Е~[	2402 1 -2202.5800 —	8-84,5.10’
— 2,04+ (—0,58) = — 2,62 м.
173
е)	Определение величины отклонения проводов
и тросов под действием ветра
По ПУЭ расстояния от проводов до зданий, сооруже-
ний и крон деревьев, находящихся в охранной зоне
воздушных линий, устанавливаются от отклоненного под
действием ветра положения проводов.
При этом скорость ветра принимается максимальной
расчетной, а температура воздуха в большинстве
районов — 5°С.
Величина горизонтальной про-
Рис. 2-51. Отклонение
провода и гирлянды на
промежуточной опоре.
екции отклонения провода в раз-
ных точках пролета различна и
будет максимальной у низшей
точки провода в пролете (рис.
2-51).
Для определения величины от-
клонения провода могут быть лег-
ко выведены следующие прибли-
женные формулы:
для линий с подвесными изо-
ляторами в пролете между про-
межуточными опорами
Сх = (fx + a) sin ср,
(2-68)
для линий с подвесными изоляторами в пролете между
анкерной и промежуточной опорами
Сх= (fx-h a-y-j sin?»	(2-69)
где х — расстояние от анкерной опоры до места, где
определяется Сх; а — длина гирлянды;
для линий со штыревыми изоляторами и между анкер-
ными опорами на линиях с подвесными изоляторами
Cx=fxSincp;	(2-70)
отклонение гирлянды на промежуточной опоре
СГИр=а sin ф.	(2-71)
Во всех вышеуказанных формулах угол отклонения
проводов можно определить из выражения
sin<p = у,	(2-72)
Те
где у4 — удельная нагрузка провода от ветра; у6— то же,
суммарная от массы провода и ветра.
174
Таблица 2-9
Значения углов отклонения проводов для разных скоростей
ветра
Марка провода	Сечение про- вода, мм2	sin <р при орасч, м/с			
		16	20	25	30
А	25	0,875	0,942	0,965	
	35	0,830	0,920	0,953		
	50	0,784	0,892	0,935		.
	70	0,729	0,857	0,912		.
	95	0,669	0,886	0,884		
	120	0,636	0,792	0,865		
	150	0,590	0,752	0,837		
М	10	0,609	0,770	0,840		.
	16	0,552	0,726	0,814		
	25	0,480	0,649	0,749		
	35	0,417	0,582	0,688		
	50	0,356	0,511	0,623		
	70	0,326	0,473	0,581		
	95	0,285	0,423	0,525		
псо	120	0,259	0,381	0,480		
	4	0,609	0,770	0,840		.
ПС	5	0,527	0,695	0,788		
	25	0,485	0,657	0,758		
	35	0,454	0,622	0,723		
	50	0,407	0,570	0,678		
	70	0,331	0,479	0,588	—
АС	95	0,305	0,447	0,553		
	16	—	0,941	0,964		
	25	—	0,911	0,947		
	35	—	0,889	0,932		
	50	—	0,835	0,898	—
	70	—	0,792	0,865	0,910
	95	—	0,693	0,788	0,850
	120	—	0,673	0,772	0,839
	150	——	0,634	0,737	0,810
	185	—	0,592	0,698	0,778
	240	—	0,510	0,620	0,708
	300	—	0,474	0,580	0,670
АСО	400 150			0,423 0,536	0,526 0,541	0,618 0,600
	185	—	0,508	0,530	0,577
	240	—	0,468	0,457	0,517
	300	—	0,437	0,438	0,498
	400	——	0,388	0,400	0,457
АСУ	500 300	—	0,357 0,446	0,375 0,552	0,434 0,642
	400	—	0,398	0,495	0,585
175
Значения sin ср для различных Марок zrt ров о до® для
скоростей ветра 16, 20, 25 и 30 м/с приведены в табл. 2-9.
Расчетная скорость ветра может быть уменьшена
против максимальной величины на ^6% Для участков
трасс линий, проходящих в застроенной местности или
по просекам лесных массивов, если средняя высота
окружающих зданий или деревьев составляет не менее
2/з от высоты подвеса проводов.
Таблица 2-10
Значения температур, при которых стрелы^провеса fe
равны значениям ft
Марка провода	Сечение, мм2	Темпера- тура, °C	Марка провода	Сечение, мм2	Темпера- тура, °C
А	25—35	25	АС	25—50	25
	50—70	20		70—95	20
	95—150	15		120—150	15
М	16—25	20		185—240	10
	35—50	15		300—400	5
	70—120	10	АСО	150—240	10
псо	4—5	20		300—500	5
ПС	25—35	20	АСУ	300—400	5
	50—95	15			
Значение стрелы провеса /6 определяется расчетом
с использованием уравнения состояния провода. Для
упрощения с достаточной степенью точности до +0,25 м
вместо расчета стрел провеса можно принимать экви-
валентные им по величине стрелы провеса ft при опре-
деленной температуре, которые могут быть взяты из
монтажных таблиц или кривых.
В табл. 2-10 приведены значения температуры воз-
духа t, при которых стрела провеса fe=ft.
Значения стрелы провеса fx на любом расстоянии х
от опоры можно определить по формуле (2-60), если
известна стрела провеса ft в середине пролета.
Описанный метод не учитывает массу гирлянды и
может быть применен, если относительная разность
точек подвеса проводов на опорах, ограничивающих
пролет сближения (АН/l), не превышает для линии с
нормативной толщиной стенки гололеда 0,5 и 1,0 см:
Для медных проводов............................ 0,03
Для проводов АС-70—АС-120...................... 0,05
Для проводов АС-150—АС-240 .................... 0,035
Для проводов АС-300—АСО-500 ................... 0,02—0,025
176
Для линфй с нормативной толщиной стенки гололеда
более 1,0 см могут быть допущены и большие отношения
АН/l (так, например, для провода АС-70—0,1, а для про-
вода АС-150—0,Q5).
Если величина разности точек подвеса проводов
будет больше указанных величин, то отклонение прово-
да Сх следует определять ио более точной формуле:
Сх= СПрХ-|-Сг11р,	(2-73)
где Спрх=/х sin ф — отклонение провода; Gup —
= a sin фГИр — отклонение гирлянды.
Угол отклонения гирлянды находится по формуле
‘8	= ~о----'"Znse •	(2-74)
ствес.пр T- ШйОгир
где -Рвет.пр — ветровая нагрузка на длине ветрового
пролета; GBec.np— масса провода на длине весового
пролета; Griip — масса гирлянды изоляторов.
Подставляя в (2-73) значения 6прХ и GrHp, получаем:
СХ=Д sin фД-а sin фгир-	(2-75)
Если на опорах, ограничивающих пролет сближения,
имеет место неодинаковое отклонение гирлянд изолято-
ров (разные ветровые и весовые пролеты), то для вели-
чины Сгирх имеем:
сг„р,=с„р, +	Xf (2-76)
где х — расстояние до места, где определяется отклоне-
ние провода, от опоры с наименьшим отклонением гир-
лянды; Сгир1— отклонение гирлянды на одной опоре
(наименьшее); СгиР2— отклонение гирлянды на другой
опоре.
Аналогичным методом может быть подсчитано и
отклонение от ветра грозозащитных тросов, покрытых
гололедом и опустившихся до уровня проводов, для опре-
деления максимального приближения их к проводам.
Пример. Определить величину отклонения провода на линии
220 кВ в середине пролета и на расстоянии 80 м от опоры в пролете
между промежуточными опорами: нормативная толщина стенки го-
лоледа 1,0 см.
Исходные данные:
марка провода АС-400;
длина пролета 7 = 380 м;
расчетная скорость ветра 25 м/с;
12—548	177
разность высот точек подвеса провода на опорах/ не превышай!
2% длины пролета;
длина подвесной гирлянды из изоляторов ПС6 составляет 2,95 м.
По табл. 2-10 определяем, что ft следует взять при t= +5°С.
Из монтажных таблиц находим ft =10,05 м.
В табл. 2-9 находим sin ф = 0,526.
По формуле (2-68) находим отклонение провода С в середине
пролета:
С = (10,05+2,95) 0,526 = 6,84 м.
Для нахождения Сх на расстоянии х = 80 м от опоры подсчиты-
ваем стрелу провеса на расстоянии х = 80 м от опоры (fx = 6,45 м):
Сх= (6,45+2,95) -0,526 = 4,95 м.
ж)	Определение расстояний между проводами
и между проводами и тросами по условиям «пляски»
При определении
опорах принято, что
расстояний между проводами на
область возможных положений
ограничена площадью эллипса,
провода при «пляске»
Рис. 2-52. Расчетное поло-
жение проводов при «пля-
ске».
да; /п — стрела провеса
=0,9/г).
расположенного перпендику-
лярно оси линии. При этом
большая ось эллипса несколько
отклонена от вертикали (рис.
2-52) и соответствует наиболь-
шему размаху колебаний про-
вода.
Для линий с одиночными
проводами за расчетный слу-
чай следует принимать «пляс-
ку» с двумя полуволнами в
пролете, а для расщепленных
проводов — с одной полуволной
в пролете. За исходные величи-
ны, обозначенные на рис. 2-52,
обычно принимаются следую-
щие:
При одиночных проводах на
линиях 35—220 кВ:
1.	Большая ось эллипса —
а = 0,5 /п = 0,45 /г, где /г — габа-
ритная стрела провеса прово-
провода при «пляске» (fn=
2.	(21=0,2 а; <22=0,8 (2.
3.	Малая ось эллипса 6 = 0,3 а при fr=16 м; 6=0,5 а
при /г=4 м. Для других величин /г малая ось эллипса
определяется путем линейной интерполяции.
178
4.	Угол отклонения провода а=14°.
5.	Угол наклона большой оси эллипса от вертикали
ai=0,5а.
6.	Минимально допускаемое расстояние между пере-
мещающимися проводами 6 определяется по табл. 2-11.
Таблица 2-11
Минимально допустимые расстояния между проводами
при ппляске" для линий 35—220 кВ
Вертикальное расстоя- ние между провода, ми на опоре, м	Стрела провеса, м	Расстояние между перемещающимися проводами, см, при напряжении линии, кВ			
		35	по	150	220
До 1,75	До 3	75						
	4—10	100	—	—	—
	12—16	150	—.	—	—
До 2,0	4—10	—.	150	200	250
	12—16	—	200	250	300
3	4—16	20	135	170	215
3,5	4—16	—	90	115	160
4 и более	4—16	—	45	60	95
Принятые в табл. 2-11 величины гарантируют следую-
щие минимальные расстояния между проводами на
опоре для линий 35 кВ—1 м; для линий 110 кВ — 3 м;
для линий 150 кВ — 3,5 м и для линий 220 — 4,5 м.
При расщепленных проводах (на два) линий напря-
жением 330 кВ: 1) а = 0,75, fn = 0,675fr; 2) «1 = 0,2 а,
<22=0,8 а; 3) 6 = 0,25 а при fr=10 м, 6=0,2 а при
fr=44 м; 4) а=10'°; 5) ai=0,5a; 6) 6=1,4 м.
При расщепленных проводах (на три) линий напря-
жением 500 кВ (для определения расстояний между
проводами и тросами): 1) a = fTI=fr; 2) «1 = 0,2 a, az=
= 0,8 a; 3) 6 = 0,25 а; 4) a=10°; 5) ai = a; 6) 6= 1,1'5 м;
7) угол отклонения троса — атр=15°.
При этом принято, что при «пляске» проводов тросы
не «пляшут» и отклонены ветром.
Определение необходимых расстояний между прово-
дами и между проводами и тросами на опоре h и с
производится либо графическим построением эллипсов,
как это показано на рис. 2-52, либо путем аналитических
расчетов по приближенным формулам1.
1 Формулы (2-77) и (2-78) выведены инж. С. П. Байковым.
12*
179
При определении расстояний между проводами
c = O,lh+ fi + >i У(2а + бу-^.	(2-77)
При определении расстояний ме^ду проводом и
тросом
С = 0,1 (йтр + У) - X +К(а + 8)!-(Атр + УУ ,
(2-78)
где с — горизонтальное смещение между проводами или
между приводом и тросом; h — вертикальное расстояние
между проводами; Атр — высота тросостойки;
У = (fn 4“ ^пр) cos а — 0,6a’cos а! — (/Тр-(- Я,тр) cos атр;
= (fn -j- Я-пР) sin а — 0,6д sin а, -4 (frp 4“ ^-тр) sin <хтр>
где fTp— стрела провеса троса; ХттР; Хтр— длина поддер-
живающей гирлянды изоляторов для провода и подвески
троса.
Независимо от полученных результатов расчетов ве-
личина горизонтального смещения между проводами при
любом вертикальном расстоянии в районах с толщиной
стенки гололеда 5 и 10 мм не должна приниматься
меньше: 0,5 м для линий 35 кВ; 0,7 м для линий НО кВ;
1,0 м для линий 150 кВ; 1,5 м для линий 220 кВ и 2,0 м
для линий 330 кВ.
Для районов, где неоднократно наблюдалась «пляс-
ка» проводов, расстояния между проводами на опоре
целесообразно выбирать, исходя из более жестких усло-
вий, т. е. величину малой оси эллипсов следует увеличить
до 6 = 0,5 а, а величину большой оси принимать а=1ч-
0,5/4 Величина угла наклона большой оси эллипса
при этом принимается ai = a.
Глава третья
ОПОРЫ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
3-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Опоры предназначаются для закрепления проводов
и тросов воздушных линий электропередачи. Они клас-
сифицируются по назначению, по конструктивному вы-
полнению и по материалу, из которого они изготовлены.
180
В зависимости от назначения различаются:
промежуточные опоры, предназначенные для свобод-
ной подвески проводов на штыревых изоляторах или
подвесных гирляндах изоляторов. Эти опоры в нормаль-
ном режиме работы линий не воспринимают усилий,
направленных вдоль линии;
анкерные опоры, предназначенные для закрепления
на них проводов и тросов через натяжные гирлянды
изоляторов или штыревые изоляторы; эти опоры воспри-
нимают полное тяжение проводов и тросов;
угловые опоры, обеспечивающие возможность измене-
ния направления воздушной линии в определенных точ-
ках трассы; угловые опоры могут быть как анкерные, так
и промежуточные;
концевые опоры, ограничивающие линию электропе-
редачи у порталов подстанций, это анкерные опоры,
рассчитанные на одностороннее тяжение проводов и
тросов;
специальные опоры — это анкерные или промежуточ-
ные опоры, установленные на определенных участках
(переходные, транспозиционные, отпаечные и т. п.).
В зависимости от конструктивного выполнения
различаются:
по расположению проводов — опоры с вертикальным,
горизонтальным и треугольным расположением прово-
дов одной цепи;
по количеству цепей на опоре — одноцепные, двух-
цепные, трехцепные и т. д.;
по конструкции опоры — одностоечные, портальные,
опоры с оттяжками, опоры типа «рюмка» и т. д.;
по характеристике основания — узкобазые и широ-
кобазые.
Материалом для изготовления деталей опоры служат
древесина, металл и железобетон. В последние годы в
опытном порядке начали применять детали опор из
пластмассы и стекловолокна. В зависимости от того, из
какого материала выполнены основные элементы опоры,
их подразделяют на деревянные, металлические и же-
лезобетонные.
Опоры в течение всего периода эксплуатации подвер-
гаются воздействию внешних нагрузок. Нагрузки подраз-
деляются по длительности воздействия на постоянные,
кратковременные и аварийные (особые). К постоянным
нагрузкам относятся нагрузки от массы конструктивных
181
элементов линии, т. е. от массы опоры, изоляторов, про-
водов и тросов без гололеда, а также тяжения проводов
и тросов при среднегодовой температуре и при отсутст-
вии ветра и гололеда.
Кратковременными нагрузками являются нагрузки
от давления ветра на провода, тросы и опоры, нагрузки
от массы гололеда на проводах и тросах. Кратковремен-
ными нагрузками считаются также нагрузки от тяжения
проводов и тросов оверх их значения при среднегодовой
температуре и нагрузки, возникающие в процессе
монтажа.
К аварийным (особым) нагрузкам относятся нагруз-
ки, возникающие при обрыве проводов и тросов линии,
а также при сейсмических воздействиях.
Нагрузки, действующие на опоры, подразделяются
также на нагрузки нормального, аварийного и монтаж-
ного режимов. Работа линии при необорванных прово-
дах и тросах и воздействии указанных выше постоянных
и кратковременных нагрузок (за исключением монтаж-
ных) называется нормальным режимом работы линии.
Аварийным режимом называется работа при обрыве
проводов и тросов, т. е. при воздействии особых нагру-
зок.
Монтажным режимом называется работа конструк-
ций в условиях монтажа опор, проводов и тросов.
Основными нагрузками, определяющими размеры
элементов промежуточных опор и фундаментов, являют-
ся горизонтальные нагрузки, возникающие при воздей-
ствии ветра или сочетаниях ветра с гололедом, а также
нагрузки, возникающие при обрыве проводов и тросов.
В проверочных расчетах опор учитываются следую-
щие нагрузки:
А. Горизонтальные:
1)	ветровая нагрузка на конструкцию опоры;
2)	ветровая нагрузка на провода и тросы;
3)	нагрузки от тяжения проводов и тросов.
Б. Вертикальные:
1)	собственная масса опоры;
2)	масса гирлянды изоляторов (с арматурой);
3)	масса проводов и тросов;
4)	монтажные нагрузки (масса монтера с монтаж-
ными приспособлениями).
Каждая опора рассчитывается с определенным запа-
сом прочности в зависимости от назначения опоры, ма-
182
териала, из которого ома изготовлена, и характера воз-
действия нагрузок. Для удобства эксплуатации на всех
опорах имеются условное обозначение линии и номер
опоры. На концевых опорах и на опорах, где меняется
расположение проводов, устанавливаются плакаты с
обозначением расцветки фаз.
Предупредительные плакаты устанавливаются на
всех опорах, расположенных в населенной местности,
и на каждой второй опоре в ненаселенной местности. На
опорах, ограничивающих пересечение линии с другими
объектами, обязательно должны вывешиваться преду-
предительные плакаты.
Объем и методы эксплуатационных работ зависят в
основном от материала, из которого изготовлены опоры.
3-2. ДЕРЕВЯННЫЕ ОПОРЫ
а)	Конструкции деревянных опор
Простота изготовления деревянных опор, удобство и
экономичность их транспортировки, достаточно хорошие
механические характеристики и высокая импульсная
прочность сделали древесину наиболее распространен-
ным материалом для сооружения опор. Стоимость линии
на деревянных опорах меньше стоимости линий на ме-
таллических или железобетонных опорах, рассчитанных
на такие же нагрузки. Дальнейшее развитие народного
хозяйства предусматривает строительство большого чи-
сла воздушных линий на деревянных опорах. Значитель-
ная часть этих линий будет построена в районах Урала,
Сибири и Дальнего Востока.
Для изготовления деревянных опор применяется пре-
имущественно древесина хвойных пород: сосны, лист-
венницы, ели, кедры и пихты. Древесина этих пород
меньше подвержена загниванию, а сами деревья имеют
длинный прямой ствол.
В торцевом разрезе ствола (рис. 3-1) различаются
следующие составные части: кора 1, луб 2, древесина и
сердцевина 3. Древесина сосны в центральной части
(ядровая) 4 отличается от древесины в наружной (забо-
лонной) 5 более темным цветом, так каку свежесрублен-
ной сосны влажность заболони почти в 4 раза превыша-
ет влажность ядровой части.
У еловой древесины, несмотря на различное влагосо-
держание в центральной и наружной частях, торцевой
183
разрез окрашен более равномерно. Диаметр сердЦевйнь!
ствола обычно не превышает 3—б мм.
Механическая прочность древесины зависит от
многих причин. Существенное значение имеет влажность,
так как вода, заполняющая промежутки между волок-
нами, раздвигает их и уменьшает силу сцепления с со-
седними волокнами. Поэтому детали, подвергшиеся
воздушной сушке в течение 10—20 мес, имеют большую
механическую прочность, чем свежесрубленные.
Рис. 3-1. Торцевой разрез ствола сосны.
Механические испытания образцов древесины пока-
зали, что более плотная древесина обладает большей
механической прочностью. Лучше всего для деталей
деревянных опор использовать бревна, заготовленные из
хвойных деревьев в возрасте 50—80 лет. Наиболее
прочна нижняя — комлевая часть ствола. По мере
подъема к вершине прочность древесины уменьшается.
Большое влияние на уменьшение механической проч-
ности деревянных деталей оказывает наличие «пороков»:
трещин, сучков, косослоя и т. д. Древесина этих деталей
деревянных опор должна выбираться в строгом соответ-
ствии с ГОСТ 9463-60*. Деревянные детали опор выдер-
живают большие изгибающие усилия, хорошо работают
на растяжение и сжатие вдоль волокон. На раскалыва-
ние, а также на смятие и сжатие поперек волокон они
184
допускают относительно небольшие нагрузки. Наиболее
прочны детали из лиственницы, наименее прочны — из
ели и пихты.
Конструктивное исполнение деревянных опор линий
электропередачи весьма разнообразно и зависит от на-
значения опоры и сортамента лесоматериалов. На
рис. 3-2 представлены наиболее распространенные
конструкции деревянных опор, применяемые для линий
электропередачи 35—220 кВ.
Рис. 3-2. Конструкции деревянных опор.
« — промежуточная опора 35 кВ; б — промежуточная опора 110—220 кВ;
в — анкерная опора 110—220 кВ.
Кроме того, для линий 35 кВ и ниже довольно боль-
шое распространение получили одностоечные промежу-
точные опоры с расположением проводов треугольником.
Отдельные элементы опор носят следующие названия:
стойки 1, пасынки 2, траверсы 3, раскосы 4, ригели 5,
подтраверсные брусья 6 (рис. 3-3).
Основные элементы опор (стойки, пасынки и травер-
сы), как правило, изготовляются из сосны и лиственни-
цы. Применение ели и пихты для траверс и пасынков
не допускается. Для основных элементов опор диаметр
бревен в отрубе должен быть не менее 18 см для линий
напряжением 110 кВ и выше и не менее 16 см для ли-
ний напряжением 35 кВ и ниже.
Для вспомогательных элементов опор (раскосы, ри-
гели, подтраверсные брусья) допускаются бревна с
диаметром в отрубе 14 см. Конусность бревна от комля
185
к отрубу принимается 8 мм на 1 м длины. Допускается
кривизна бревен 1 см на 1 м длины.
На рис. 3-4 показаны способы крепления различных
деталей опоры между собой. Бандажные крепления дают
возможность стойкам промежуточных опор перемещать-
ся относительно пасынков при обрыве проводов и тем
самым облегчать условия работы в аварийном режиме.
Рис. 3-3. Элементы деревянных опор.
а — анкерная опора; б — промежуточная опора-
Ж
Комель
Л
в)

Рис. 3-4. Соединение элементов деревянных опор.
а соединение пасынка со стойкой; б — соединение двойных пасынков со стойкой; в —>-
верхняя часть А-образной опоры; г — соединение траверсы со стойкой; 1 — стойки; 2 — па-
сынки; 3—бандажи; 4 — траверса; 5 — подтраверзные брусья; 6 — крышки.
Для обеспечения плотной подгонки деталей и умень-
шения изгибающих усилий на болты в деталях делаются
врубки. В опасных сечениях деталей врубки нежелатель-
ны, поэтому в новых конструкциях опор взаимное пере-
мещение деталей исключается при помощи металличе-
ских деталей с «шипами». Для исключения перемещения
соприкасающихся деталей болтовые или бандажные
крепления усиливают шпонками. Шпонки обычно изго-
тавливаются из дубовой древесины.
б)	Загнивание деталей деревянных опор
и борьба с ним
Основной недостаток деревянных опор — это подвер-
женность их загниванию.
Загнивание древесины является результатом деятель-
ности растительных организмов—гнилостных грибков.
Одни из них — лесные — поражают древесину на скла-
дах, лесозаводах, а другие—древесину, установленную на
линиях электропередачи. Органические соединения, из
которых состоит древесина, в результате жизнедеятель-
ности гнилостных грибков разрушаются, и с течением
времени деревянная деталь практически полностью
теряет механическую прочность.
Разрушение древесины гнилостными грибками проис-
ходит при следующих условиях:
1.	Температура окружающего воздуха находится в
пределах +4-ъ+4'8°С. Наиболее сильно древесина гниет
при температуре от +20 до + 35qC.
2.	Влажность древесины составляет 25—60%. Наи-
большее загнивание происходит при влажности около
25—30'%.
3.	Имеется доступ воздуха к древесине, пораженной
грибницей.
При отсутствии хотя бы одного из этих условий про-
цесс гниения останавливается.
Скорость разрушения древесины гнилостными гриб-
ками зависит от многих причин. Дуб и лиственница
значительно медленнее разрушаются грибками, чем
сосна и кедр. Это объясняется содержанием в древесине
дуба значительного количества дубильных веществ и
относительно большей смолистостью лиственницы. Ело-
вая древесина разрушается обычно через 2—3 года после
установки.
188
Рис. 3-5. Характерные места
загнивания деталей опор (на
рисунке зачернены).
Заражение древесины гнилостными грибками проис-
ходит или при непосредственном ее контакте с поражен-
ной древесиной, или при попадании спор в трещины
детали.
Споры могут разноситься животными, насекомыми и
ветром. При благоприятных условиях грибок проникает
внутрь древесины, разрастается и пронизывает грибни-
цей всю толщу дерева. В на-
чальной стадии гниения дре-
весина изменяет свой цвет,
в конечной — на древесине
появляются трещины, и она
становится настолько рых-
лой, что растирается паль-
цами в порошок.
В особо неблагоприятных
условиях находятся детали,
к которым имеется доступ
воды и воздуха. На рис. 3-5
зачернены наиболее быстро
разрушающиеся места. Го-
ризонтально расположенные
детали (траверсы, распор-
ки), как правило, загнивают
сверху: вода попадает че-
рез трещины внутрь древе-
сины и держится там очень
долго из-за плохого провет-
ривания. Попавшая внутрь
детали вода замерзает зимой
и создает дополнительные
усилия, приводящие к дальнейшему образованию трещин
(низкая температура не убивает гнилостные грибки).
Подобное явление наблюдается также в незащищен-
ных торцах деталей элементов, которые имеют неболь-
шой наклон к горизонту, а также в местах сопряжений
нескольких элементов.
Деревянные пасынки и сваи загнивают в тех местах,
где имеются благоприятные условия для жизнедеятель-
ности грибков. В плотных глинистых грунтах эти детали
загнивают у поверхности земли, где дождевая вода по-
стоянно смачивает древесину. На глубине 40—50 см
доступ воздуха затруднен, и гниение там происходит
очень медленно или совсем прекращается.
189
В песчаных грунтах загнивание наблюдается ниже
уровня земли, но несколько выше Уровня грунтовых вод.
Это объясняется тем, что песчаные грунты обладают
большой пористостью и пропускают воздух на значитель-
ную глубину. В болотистых грунтах деревянные сваи
загнивают только выше уровня воды, так как к подвод-
ным частям прегражден доступ воздуха. Не загнивают
ригели, расположенные ниже уровня грунтовых вод или
на глубине 1,5—2,0 м в плотных грунтах. Наименьшему
загниванию подвергаются вертикально расположенные
детали, не соприкасающиеся с землей и другими дета-
лями.
Стойки обычно загнивают в торцевой части и внизу
в местах сочленения с пасынками, где менее благопрятны
условия для проветривания и стекания влаги.
Основным средством борьбы с гниением древесины
является предварительная пропитка деревянных деталей
опор специальными химическими составами — антисепти-
ками.
Качественные антисептики должны иметь следующие
свойства:
иметь высокую токсичность для дереворазрушающих
грибов и быть по возможности менее вредными для
персонала;
сохранять токсичные свойства в течение длительного
срока эксплуатации, не вымываться из древесины грун-
товыми водами и осадками;
не снижать физико-механических свойств древесины;
не вызывать коррозии металлических деталей.
Длительный опыт применения различных антисепти-
рующих составов для предупреждения гниения древеси-
ны позволил остановиться на некоторых из них, наиболее
полно отвечающих указанным свойствам. В отечествен-
ной и зарубежной практике нашли широкое применение
маслянистые антисептики (каменноугольное креозотовое
масло, антраценовое масло, сланцевое масло, флегма1),
которые не растворяются в воде и поэтому медленно
вымываются из древесины. Вторую группу антисептиков
составляют водорастворимые антисептики (фтористый
натрий, мышьяковистокислый натрий, динитрофенол,
бихромат натрия, медный купорос и др.), которые обла-
дают высокой токсичностью, хорошо растворяются в
1 Флегма —- продукт, получаемый при переработке нефти.
190
воде и имеют высокую проникающую способность в
древесину.
Эти антисептики, если их применять в чистом виде,
обладают целым рядом недостатков и наиболее эффек-
тивны лишь в случае различных их комбинаций друг с
другом и другими химическими компонентами.
Наиболее часто в состав водорастворимых (антисепти-
ков входят фтористый натрий (обеспечиваетвысокую ток-
сичность антисептика и хорошее проникновение в дре-
весину) , динитрофенол (обеспечивает токсичность,
активное проникание в древесину и трудную выщелачи-
ваемость) и бихромат натрия (нейтрализует корроди-
рующее влияние других компонентов на металл и дает
сложные невымывающиеся соединения с другими компо-
нентами антисептика).
В зарубежной практике [3-41] нашли широкое приме-
нение комбинированные водорастворимые антисептики:
таналит, терполит, хемонит, селькур, различные вариан-
ты солей Болидена.
В Советском Союзе для пропитки опор воздушных
линий нашел широкое применение водорастворимый
комбинированный антисептик донолит. Он представляет
собой порошок оранжево-зеленого цвета, состоящий из
следующих компонентов:
Фтористый натрий........................................ 25%
Динитрофенол............................................. 5%
Бихромат^натрия (калия)................................. 37%
Мышьяковистокислыф натрий............................. 33о/о
Доводит не ухудшает физико-механических свойств
древесины, не вызывает коррозии металлических элемен-
тов деталей опор.
В практике существует несколько способов пропитки
опор маслянистыми или водорастворимыми антисепти-
ками: пропитка в автоклавах, в горяче-холодных ваннах,
пропитка диффузионным способом, пропитка методом
вытеснения соков.
Пропитка древесины может осуществляться па специ-
альных пропиточных заводах (от 10 до 150 тыс. м3вгод),
на пропиточных полигонах и базах энергосистем (5—
10 тыс. м3 в год), на пропиточных полигонах электросе-
тевых предприятий (1,5—3 тыс. м3 в год), а также непо-
средственно на лесосеках.
Выбор способа пропитки производится в зависимости
от применяемого антисептика, влажности заготовленных
191
деталей опор и характеристик оборудования на заводах
и полигонах.
В соответствии с ГОСТ 10803-64 при пропитке древе-
сины в вайнах глубина пропитки древесины должна быть
не менее значений, указанных в табл. 3-1.
Таблица 3-1
Пропиточные жидкости	Породы древесины	Глубина про- питки, мм
Водные растворы анти- септиков	Заболонь сосны и кедра	10
	Ель, пихта, ядро сосны и кедра	2
Маслянистые антисеп- тики	Заболонь сосны и кедра	J5
	Ядро сосны и кедра	2
В соответствии с ГОСТ 10432-63 при пропитке диф-
фузионным методом заболонь при толщине до 30 мм
пропитывается полностью, а при большей толщине за-
болони— на глубину не менее 30 мм.
Контроль глубины пропитки древесины при примене-
нии маслянистых или других окрашиваемых древесину
антисептиков осуществляют измерением глубины окра-
шенной зоны древесины. При пропитке древесины бес-
цветными антисептиками глубину пропитки контролиру-
ют с помощью специальных химических растворов-
проявителей (раствора окиси циркония, роданистого
железа, азотнокислого серебра и т. п.). Глубину пропит-
ки или замеряют на торцевых срезах деталей, или делают
поперечные срезы образцов толщиной 20—30 мм, или
специальным буром в трех точках по окружности столба
(со сдвигом в 120°) отбирают пробы.
Соответствие глубины пропитки древесины ГОСТ
должно устанавливаться непосредственно на местах
пропитки. Однако в практике имели место случаи
получения деталей с некачественной пропиткой, поэтому
контроль за качеством получаемой древесины должен
осуществляться и в условиях эксплуатации.
Установленные на линиях деревянные пропитанные
детали опор подвергаются постоянному воздействию
атмосферных факторов, колеблющихся в довольно зна-
чительных пределах (различная влажность воздуха,
192
меняющийся уровень грунтовых вод, различная темпе-
ратура и т. п.). В таких условиях в древесине появляют-
ся трещины, снижается концентрация антисептиков, что
создает условия для активизации деятельности дерево-
разрушающих грибов.
. Опыт эксплуатации линий на деревянных опорах
показывает, что средний срок службы различных дета-
лей деревянных опор зависит от конкретных условий,
в которых находится опора, а также от качества пропит-
ки древесины.
В северных районах с низкой среднегодовой темпера-
турой условия для развития гнилостных грибков небла-
гоприятны, поэтому гниение
дерева происходит очень
медленно. В южных рай-
онах, где среднегодовая тем-
пература и влажность воз-
духа достаточно высоки, раз-
рушение древесины протека-
ет очень быстро.
Большую роль играет
качество пропитки. Если
заводской пропитке масля-
нистыми антисептиками под-
вергалась сырая древесина,
то в первый же летний сезон
после установки на линии та-
Рис. 3-6. Загнивание пропитан-
ной древесины через трещины.
кие детали начнут растрес-
киваться, так как наружные слои древесины усыхают
больше, чем внутренние. Споры грибков, попадая в тре-
щины, развиваются и вызывают внутреннее загнивание,
гниль поражает внутреннюю часть детали, не пропитан-
ную антисептиком (рис. 3-6). Даже в деталях, пропитан-
ных в соответствии со всеми технологическими
требованиями, в эксплуатационных условиях происходит
постепенное выщелачивание антисептика и потеря им
токсических (ядовитых) свойств.
Через определенный промежуток времени, зависящий
от качества пропитки, химического состава грунтовых
вод и расположения детали, действие антисептика стано-
вится настолько незначительным, что он не препятствует
появлению и развитию загнивания.
Как было указано выше, наиболее уязвимыми места-
ми деревянных опор являются торцевые части верти-
13—548
193
кальных деталей, продольные трещины горизонтальных
деталей, стыки элементов опор и части деревянных опор
на выходе из земли. Поэтому в условиях эксплуатации
важно защитить эти места от попадания влаги, выщела-
чивающей антисептик и создающей условия для жизне-
деятельности дереворазрушающих грибов.
Наиболее эффективными средствами продления
срока службы деревянных пропитанных деталей являют-
ся установка деревянных опор на железобетонных
пасынках (приставках), защита торцов вертикальных и
наклонных деталей специальными асбошиферными или
пластмассовыми колпачками (крышками) и диффузион-
ная пропитка мест соединения, глубоких трещин и
загнивших мест в полевых условиях.
Диффузионная пропитка элементов опор в полевых
условиях осуществляется при помощи заливки трещин
донолитовой пастой, установки донолитовых патронов и
специальных антисептических бандажей.
Эту пропитку лучше всего проводить весной, когда
древесина имеет повышенную влажность. Намеченные к
обработке места покрываются антисептической водораст-
воримой пастой. Под воздействием влаги антисептик
растворяется и постепенно проникает в древесину.
В процессе дальнейшей диффузии антисептик будет из
наружных слоев древесины проникать во внутренние,
пока концентрация антисептика в различных слоях
не уравняется.
Если обрабатывается место загнивания детали опор,
то диффузионная пропитка осуществляется следующим
образом. После очистки пораженных мест от гнили,
грязи и определения пригодности детали к дальнейшей
эксплуатации антисептическая паста наносится на
деталь кистью. Все горизонтальные щели шириной более
3 мм, а также места сопряжений отдельных деталей
заливаются пастой при помощи специальных пастолеек
или ранцевого дегазационного прибора РДП-4В.
После подсыхания пасты на обработанную поверх-
ность деталей кистью наносится гидроизоляционный слой
(битум или кузбасский лак). Торцевяя часть стоек,
пасынков и наклонно расположенных деталей после
обработки гидроизоляционным составом покрывается
крышками из асбошифера или рубероида.
Из всех деталей опоры в наиболее тяжелых условиях
находятся пасынки и в особенности их нижняя часть,
194
Вследствие постоянного контакта с грунтовыми воДаМй,
в которых растворены различные соли и кислоты, в этой
части опоры происходит наиболее быстрое выщелачи-
вание ан тис оптирующих веществ. Поэтому диффузион-
ная пропитка пасынков опор в их наземной части осу-
ществляется с помощью установки антисептических
бандажей (рис. 3-7). Антисептический бандаж состоит
из двух слоев; наружного водонепроницаемого слоя из
бризола, толя или пергамина и внутреннего слоя из
антисептической пасты.
Установка антисептических бандажей на детали опоры может
производиться двумя способами.
По первому способу антисептическая паста наносится кистью
на очищенный от гнили участок пасынка слоем 3—5 мм. После этого
на обработанный участок накладыва-
ется лента из бризола или другого
водонепроницаемого материала.
По второму способу слой анти-
септика толщиной 3—5 мм наносится
на заранее заготовленные листы ги-
дроизоляционного материала, которые
доставляются на линию. Ими плотно
обертываются откопанные и очищен-
ные пасынки. В обоих случаях швы
по длине закрепляются толевыми
гвоздями, а верхний обрез бандажа
для лучшей гидроизоляции обертыва-
ется полихлорвиниловой лептой или
обвязывается проволокой диаметром
1—2 мм. После этого все швы и
верхняя кромка бандажа замазыва-
ются кузбасским лаком. Ширина бан-
дажа должна быть не менее 50 см.
Антисептические бандажи защи-
щают от гниения участок столба, по-
крытый бандажом, и еще 20—30 см
в обе стороны от крайних кромок
бандажа. Установка бандажа в тех
случаях, когда вода находится над Рис. 3-7. Антисептический
поверхностью земли, показана на бандаж.
рис. 3-8,а. Если летний уровень грун-
товых вод находится в пределах 120 см ниже уровня земли, то до-
статочно установить один бандаж (рис. 3-8,6).
При уровне грунтовых вод 125—200 см устанавливаются два,
а при уровне 250 см и более — три бандажа (рис. 3-8,в и г). Только
в этом случае можно гарантировать надежную противогнилостную
защиту пасынков опор.
Бризоловую ленту, используемую для гидроизоляционного слоя,
не следует наматывать слишком туго: опыт эксплуатации показы-
вает, что при понижении температуры туго намотанный бандаж
рвется и гидроизоляция бандажа нарушается.
13*
195
Скорость распространения антисептика в глубь
сечения зависит от влажности опоры и от того, была ли
райее пропитана деталь. Быстрее всего антисептик
проникает во влажную непропитанную древесину. Если
деталь была ранее пропитана маслянистыми антисепти-
ками или сильно фиксирующимися .в древесине солями,
а)
Рис. 3-8. Расположение антисептических банда-
жей при различных уровнях грунтовых вод.
то скорость диффузии снижается. Естественно, что чем
больше степень выщелачивания старого антисептика из
детали, тем скорее распространяется новый антисептик
по сечению. Основная масса антисептика проникает в
древесину опор в результате диффузии через 180—200
теплых дней.
Выщелачивание антисептика из древесины начинает-
ся примерно через 6—7 лет после установки антисепти-
ческого бандажа. Таким образом, срок службы пасынков,
дополнительно пропитанных диффузионным способом,
увеличивается в среднем на 6—8 лет. Примерно на
столько же увеличивается срок службы других деталей,
обработанных водорастворимыми антисептиками. Следу-
ет иметь в виду, что продолжительность действия анти-
септика находится в прямой зависимости от качества
гидроизоляции.
Другими средствами продления срока службы дета-
лей деревянных опор являются пропитка и установка на
линиях снятых ранее деталей. Стойки, например, загни-
вают обычно в верхних и нижних торцах; остальная
часть стоек остается неповрежденной. Простоявшие на
196
литиях в течение нескольких Лет стойки приобретают
равновесную влажность ядра, которая исключает
возможность появления трещин усушки. /Поэтому
оставшуюся неповрежденную часть стоек после пропитки
можно использовать в качестве траверс, раскосов и
других деталей. В результате можно повторно использо-
вать до 50% стоек, снятых с линии во время ремонтов.
На линиях нашли при-
менение составные тра-
версы из двух полубревен
или двух брусьев (рис.
3-9). Основное их преиму-
щество по сравнению с
обычными траверсами за.
ключается в возможности
их полной пропитки ан-
тисептиками. При увели-
чении стоимости такой
траверсы на 10—12%
срок ее службы может
быть увеличен примерно
в 2 раза [3-44].
При работах по анти-
септированию следует со-
блюдать особые меры
предосторожности. Фтори.
стый натрий и особенно
динотрофенол при попада-
нии в организм человека
или животного вызывают
тяжелые отравления. Би-
хромат калия (натрия)
вызывает раздражение
слизистых оболочек, а при
Рис. 3-9. Промежуточная опора
с составной траверсой из брусьев.
попадании в желудок мо-
жет вызвать общее отравление. Каменноугольный лак,
являясь продуктом перегонки каменноугольной смолы,
сообщает коже человека высокую чувствительность к
солнечным лучам. Открытые участки кожи, пораженные
каменноугольным лаком, в солнечную погоду воспаля-
ются, появляется резкая краснота, чувствуется жжение.
Для предохранения от попадания на кожу вредных
веществ открытые участки кожи рекомендуется смазы-
вать специальными защитными мазями (ХИОТ-6 и др.).
197
Персонал, работающий с антисептиками, перед при-
нятием пищи и по окончании работы должен вымыть
руки и все части тела, на которые попал антисептик,
теплой водой и мылом. После приезда на свою бизу
все работающие должны ежедневно принимать теплый
душ. Необходимо, чтобы все работы проводились в уста-
новленной санитарными правилами спецодежде. После
окончания работы спецодежда и спецобувь должны хра-
ниться отдельно на складе.
Обычные хлопчатобумажные ткани непригодны для
изготовления такой спецодежды:,антисептик сравнитель-
но легко проникает через них и попадает на поверхность
тела. Места, на которые чаще всего попадает антисептик,
должны защищаться особенно тщательно. Рекомендует-
ся применение хлопчатобумажных рукавиц, покрытых
резинолатексом (они надежно защищают руки и по раз-
рушаются антисептиком), комбинированных костюмов
из хлопчатобумажной и бензостойкой ткани.
Следует помнить, что высокая температура окружа-
ющего воздуха повышает опасность отравления. Поэтому
летом рекомендуется производить работы по ангисепти-
рованию опор в утренние или вечерние часы.
После окончания работ антисептик следует убрать.
Залитую антисептиком траву и почву нужно тщательно
засыпать землей, чтобы избежать возможного отравле-
ния животных и птиц. Аналогичные меры предосторож-
ности нужно соблюдать в местах хранения пропитанной
древесины, а также во время погрузки и перевозки
пропитанного леса на автомашинах или железнодорож-
ных платформах.
в)	Контроль за загниванием Древесины и отбраковка
загнивших деталей
В условиях эксплуатации степень загнивания дере-
вянных опор периодически контролируется. Опыт эксплу-
атации линий электропередачи показывает, что в
больших партиях леса, используемого для строительст-
Bia, иногда попадаются загнившие бревна. Поэтому
в процессе приемки линии электропередачи от строите-
лей целесообразно произвести оплошную контрольную
проверку древесины на загнивание. Последующую
проверку непропитанных деталей производят через 3 года
эксплуатации линии, а пропитанных — через 6 лет.
Уменьшение или увеличение этих сроков зависит от
198
конкретных условий, породы древесины, качества про-
питки, типа опор, а также климатических условий.
Детали из хорошо пропитанной сосны или непропи-
танной лиственницы надо начинать проверять не раньше
чем через 6 лет. Плохо пропитанные сосновые детали,
детали из ели или пихты целесообразно проверять
не позже, чем через 3 года. Все дальнейшие периодичес-
кие проверки деталей, не имеющих загнивания, произ-
водятся 1 раз в 3 года, а все загнившие детали прове-
ряются ежегодно.
Характер загнивания деталей различен. Детали опор
из непр впитанного или плохо пропитанного леса обычно
загнивают с наружной части. Загнивание начинается
с заболони и распространяется внутрь к сердцевине
столба. В некоторых случаях наружное загнивание
начинается лишь с одной стороны детали, находящейся
большую часть времени в тени (обычно со стороны,
обращенной на север). Очень часто загнивание начина-
ется в трещинах, врубках или отверстиях, просверленных
в деталях опор.
В пропитанных антисептиком деталях гнилостные
грибки и необходимая для их развития влага проникают
в непропитанную часть через трещины и поврежденные
участки пропитанного слоя. Поэтому в таких деталях
чаще всего наблюдается внутреннее загнивание, распро-
страняющееся иногда на всю непропитанную часть
сечения. Пропитанные детали опор, длительное время
простоявшие на линии и подвергшиеся выщелачиванию,
могут иметь и наружное загнивание.
Контроль за загниванием древесины заключается в
своевременном определении мест загнивания деталей и
замере глубины распространения гнили по сечению. Эта
ответственная работа обычно производится специализи-
рованной бригадой в составе бригадира, двух верхола-
зов и двух электромонтеров, работающих внизу. Элек-
тромонтеры-верхолазы, медленно поднимаясь по стойкам
опоры, простукивают детали специальных! молотком
массой не более 0,4 кг. Сухая незагнившая древесина
издает звонкий звук. В местах загнивания звук при
ударах получается глухим, и в них производятся замеры.
Простукивание производят в сухую и не морозную
погоду, так как при простукивании влажной или мерзлой
древесины звук искажается и вводит в заблуждение
замеряющих.
199
Для 'проверки состояния пасынков последние откапы-
ваются на глубину не менее 50 см, а в песчаных грун-
тах— на глубину 60—70 ом. Если на пасынке установлен
антисептический бандаж, то перед началом замера в
гидроизоляционном покрытии прокалываются небольшие
отверстия для иглы прибора. После окончания замеров
отверстия замазываются кузбасским лаком. Проверку
состояния пасынков следует производить после полного
просыхания поверхности земли. В местах, где в течение
Рис. 3-10. Прибор Мосэнерго для замера загнивания
деревянных деталей опор.
всего летнего сезона грунт увлажнен, следует произво-
дить сплошной замер пасынков без простукивания.
Откопку и последующий замер загнивания пасынков
производят электромонтеры, работающие внизу под
наблюдением бригадира.
В местах загнивания замеряют наружный диаметр
детали. Замер производится либо деревянным диаметро-
мером, напоминающим штангенциркуль, либо матерча-
той лентой. Эта лента проградуирована таким образом,
что при замерах окружности детали она показывает ее
наружный диаметр. Обычно пасынки и стойки замеряют
с трех сторон под углом примерно 120°, а траверсы —
сверху и снизу. Для получения более ясной картины
распространения загнивания по сечению траверсы надо
также производить не менее трех замеров. Для замера
степени наружного загнивания можно использовать
обычный щуп-молоток. Для замера любого вида загни-
вания используются специальные приборы. В настоящее
200
время в энергосистема аюлучили распространение при-
боры, разработанные в Мосэнерго и Латвглавэнерго.
Прибор Мосэнерго (рис. 3-10) устроен следующим образом.
В корпус вставлен цилиндр с пружиной. В направляющих прорезях
цилиндра перемещаются игла и соединенная с нею звездочка. Со
звездочкой связаны указатель глубины погружения иглы в древесину
и указатель усилия.
Упор на нижнем горце корпуса обеспечивает устойчивость при-
бора на детали во время замера. Работа прибора основана на опре-
делении усилия, с которым игла проникает в древесину. Так как на
конце иглы имеется конусное утолщение, прибор измеряет в основ-
ном сопротивление древесины смятию. На основании многих опытных
замеров было установлено, что игла проникает в загнившую древе-
сину с усилием меньше 300 Н.
Рис. 3-11. Прибор Латвглавэнерго для замера загнивания дета-
лей деревянных опор.
/ — буравчик; 2—обойма; 3 — выдвижной штырь; 4— рукоятка.
Для измерения глубины загнивания вращением ручки углубляют
иглу прибора в древесину и по шкалам прибора отсчитывают величи-
ну углубления иглы и усилие. При наружном загнивании прокол
детали продолжают до тех пор, пока усилие не станет больше
300 Н. Для обнаружения внутреннего загнивания древесины иглу
прибора необходимо углубить до прокола ею всей незагнившей
части. Границу незагнившей части можно определить по резкому
(иногда с громким щелчком) спаданию усилия до 300 Н и ниже.
Прибор обеспечивает максимальное углубление иглы в гнилую дре-
весину на 100 мм, а незагнившую — на 80 мм. Наибольшее давление
по шкале усилий 700 Н.
В основу прибора Латвглавэнерго (рис. 3-11) положено опреде-
ление механической прочности древесины измерением сопротивления
смятию при прокалывании или ввертывании иглы прибора. Экспери-
ментальным путем установлено 13 ступеней условий прочности дре-
весины, соответствующих определенному показанию шкалы прибора:
0, 1, 2 — гнилая древесина;
3	— древесина в начальной стадии загнивания;
4	— незагнившая, но мягкая крупнослойная древесина;
5	, 6, 7 — древесина средней прочности (ов = 3800 Н/см2);
201
8, 9, 10, И, 12 — древесина высокой прочности.
На подвижном штыре прибора нанесена шкала условного со-
противления древесины прокалыванию, а на цилиндрической поверх-
ности обоймы прибора нанесены четыре (для удобства измерения)
одинаковые шкалы условного сопротивления древесины смятию или
вращению иглы буравчика.
Каждая из этих шкал имеет 12 делений, соответствующих услов-
ной прочности древесины. Степень загнивания древесины опреде-
ляется по шкале на штыре при прокалывании буравчика в глубь
детали нажатием, а также по шкале на обойме при вращении бу-
равчика. При определении прочности древесины при прокалывании
прибор устанавливается перпендикулярно поверхности детали, элек-
тромонтер нажимает на рукоятку прибора и фиксирует, против
какого давления на шкале штыря останавливается край подвижной
гильзы.
При определении прочности древесины ввертыванием вращают
рукоятку прибора и в момент измерения совмещают край стержня
буравчика с нулевой отметкой на какой-нибудь из четырех шкал
на обойме. После этого отпускают рукоятку и фиксируют количество
делений по шкале, на которое повернется обойма обратно за счет
упругости стержня бурава и прочности древесины.
Следует иметь в виду, что после начала ввертывания не требует-
ся усилий для удержания прибора на детали, так как конструкция
бурава «самоввинчивающаяся». Для определения глубины погруже-
ния бурава в древесину установлен специальный указатель шкалы,
по которому определяется степень заглубления бурава в древесину.
Кроме того, в приборе имеется предохранитель, не допускающий пе-
регрузки прибора и поломки бурава при больших крутящих мо-
ментах.
Применение приборов Мосэнерго и Латвглавэнерго
позволяет довольно точно определять степень наружно-
го и внутреннего загнивания деталей и исключает по-
грешность, зависящую от сиды и сноровки электромон-
тера. Сравнительно небольшой диаметр иглы и бурава
(максимальная величина утолщения 3,5 мм) оставляет
меньшее по величине повреждение верхнего слоя древе-
сины по сравнению со щупами, буравчиками Пресслера
и т. п.
Однако правильные результаты замера могут иметь
место лишь при правильной градуировке всех шкал
приборов и при заданной форме иглы и бурава.
Кроме того, чтобы правильно определить запас ме-
ханической прочности детали, не следует производить
замеры загнивания вблизи больших трещин, сучков или
помещать иглу (бурав) приборов в отверстия, образо-
вавшиеся в результате ранее производившихся замеров.
Не следует производить замеры древесины ранней вес-
ной и после заморозков, так как такие замеры также
202
могут дать неправильное представление о величине и
характере загнивания детали.
Работа по проверке степени загнивания деревянных
деталей обычно производится без снятия напряжения
с линии. Для обеспечения безопасности работ перед
подъемом верхолазов на опору следует убедиться в на-
дежности пасынков и при необходимости их усилить.
При подъеме на опору выше уровня проводов особую
осторожность нужно соблюдать на опорах с уменьшен-
ным расстоянием от провода до тела опоры (транспози-
ционных, угловых, отпаечных и т. п.). По возможности
на таких опорах производят замеры после снятия напря-
жения линии.
Все данные о степени загнивания деталей, а также
размерах деталей в местах загнивания заносятся в жур-
нал. Если загнивание деталей в местах обнаружено не
в опасном сечении1, указывается расстояние от места
загнивания до опасного сечения.
Отбраковка загнивших деталей заключается в опре-
делении условной величины — эквивалентного диаметра
равнопрочного сечения незагнившей древесины d^, ко-
торый сравнивается с другой расчетной величиной —
минимально допустимым диаметром детали dp. В зави-
симости от соотношения и dQ решается вопрос о за-
мене древесины или оставлении ее в эксплуатации.
Распространение загнивания по сечению детали но-
сит различный характер (рис. 3-12), и точное вычисле-
ние эквивалентного диаметра dQ весьма затруднительно.
Поэтому в зависимости от характера загнивания поль-
зуются приближенными методами.
При наружном загнивании детали (рис. 3-12,а, б) по
результатам замеров определяется средняя глубина за-
гнивания и наружный диаметр детали dn уменьшается
на удвоенную величину &ср.
Пример 1. Стойка деревянной промежуточной опоры имеет
в опасном сечении у верхнего бандажа наружный диаметр dn =
=28 см. Глубина загнивания по результатам трех замеров состав-
ляет: &i=5 см; &2 —3 см, &з=4 см и имеет форму, изображенную
на рис. 3-12,а. Средняя глубина загнивания
, bi Ьг 4- Ьз 5 + 3	4 a
bep -= о -----------о — 4 см;
1 Опасное сечение детали — сечение, в котором при расчетных
нагрузках появляются наибольшие механические напряжения в дре-
весине.
203
эквивалентный диаметр
da=da—2&Ср=—28—2-4 = 20 см.
Пример 2. Траверса деревянной опоры в опасном сечении около
стойки имеет загнивание, аналогичное изображенному на рис. 3-12,8.
Наружный диаметр в загнившем сечении ан = 21 см, глубина загни-
вания по данным замеров &i=4 см; &2 = 0.
Рис. 3-12. Характер загнивания деревянных деталей.
Таким образом,
44-0
&ср = —2— ~ 2 см’
d0 = 21—2-2 = 17 см.
Следует иметь в виду, что в этом случае действитель-
ный эквивалентный диаметр незагнившей части сечения
будет несколько больше расчетного. Для получения
более точного результата средняя глубина загнивания
должна определяться не по двум, а по трем или четы-
рем замерам.
Если деталь по месту рассматриваемого сечения
имеет врубки, затески или другие повреждения наруж-
ной части заболони, все они учитываются как наруж-
ное загнивание, глубина которого равняется глубине
повреждения.
Определение d;t для деталей, имеющих внутреннее
загнивание, несколько сложнее. При полном внутрен-
нем загнивании (рис. 3-12,в) или при кольцевом загни-
204
вании (рис. 3-12,г) зависимость механической прочности
детали от толщины незагнившей корки 6 имеет сложный
характер. Кроме того, различная конфигурация распро-
странения загнивания по сечению (рис. 3-12,д, е) еще
более затрудняет вычисление значения da.
В целях упрощения методики расчета da условно
принимают, что при любой форме внутреннего загнива-
ния древесины незагнившая часть сечения представляет
собой либо кольцо при полном внутреннем загнивании
(рис. 3-12,в), либо кольцо с ядром в центре при непол-
ном внутреннем загнивании (рис. 3-12,г) [3-7].
По результатам замеров вычисляют средние значе-
ния толщины наружного незагнившего слоя бср, сред-
нюю толщину гнилого слоя древесины bcv и диаметр
незагнившей сердцевины ядра d32-
Момент сопротивлений загнившей детали W, имею-
щий в рассматриваемом сечении форму кольца, опреде-
ляется по формуле
W
п
32
’d*H — с(*вн\
da J
(3-1)
где d№ — наружный диаметр кольца; dm— внутренний
диаметр кольца; К — поправочный коэффициент.
Момент сопротивления равнопрочной детали из не-
загнившей древесины равен:
где d3 — эквивалентный диаметр.
Отсюда
d4H -|- d*BH
V da
(3-2)
Испытания показали, что момент сопротивления де-
талей при полном внутреннем загнивании несколько
меньше расчетного за счет старения и неоднородности
древесины, скрытых дефектов, трещин и т. п. Поэтому
в формулу введен поправочный коэффициент К, учиты-
вающий снижение механической прочности древесины.
Величина коэффициента К определяется в зависимо-
сти от толщины стенки незагнившего слоя:
бср, см........................................ 3	4	5	6
К.............................................. 0,8	0,9 0,95	1,0
205
Для упрощения пользования этим методом построе-
ны кривые, дающие зависимость от диаметра детали
и толщины .незагнившего слоя дер (рис. 3-13).
При определении величины d3 детали при неполном
внутреннем загнивании пользуются кривой //. Эта кри-
вая изображает зависимость момента сопротивления W
d3i цля. наружного кольцевого слоя незагнившей древе-
сины и d32 для внутреннего ядра, по кривой II находят
соответствующие им моменты сопротивления и Wz.
Суммируя их, находят эквивалентный момент сопротив-
ления всего сечения:
Wa = Wi 4- Г2.
Зная величину Wo, по кривой II в обратном порядке
определяют значение d3 всего рассматриваемого сечения.
Пример 3. Пасынок деревянной промежуточной опоры имеет
у земли полное внутреннее загнивание:
а, = 3/10, а2 = 3/10; а3=6/10*.
Наружный диаметр пасынка в этом сечении с?н = 32 см. Этот же
пасынок в сечении у нижнего бандажа имеет наружный диаметр
dH = 28 см и неполное внутреннее загнивание:
а! =2/7; а2 = 4/6; а3 = 0.
Для определения величины d3 в сечении у поверхности земли
вычисляется вначале средняя толщина незагнившей «корки» дета-
ли бср:
34-34-6
□ср = g-------— 4 см.
* В числителе учитывается, на какой глубине от поверхности
детали начинается внутреннее загнивание, в знаменателе — на какой
глубине оно заканчивается.
206
Но кривой I для dH=32 см и дс₽=4 см определяем <4—25 сл<.
Величина 6ср в сечении у нижнего бандажа определяется следую-
щим образом. Значение 6ср вычисляется как среднее арифметическое
двух замеров, так как третьим замером внутреннего загнивания не
обнаружено:
24-4
йср ==	2 см.
Пользуясь кривой I для da — 28 см и бСР = 3 см, определяются
<41 = 19 см.
Средняя толщина гнилого слоя &СР древесины равна среднему
арифметическому результатов трех измерений:
Диаметр ядра незагнившей части равен:
</в2=:<4—2 (бор—^ср) == 28—-2 (34-2,3) «И 7 см.
Для <41 и <4г, пользуясь кривой II, определяют значения IV4
и W2 и их сумму U4:
№э = 7004-500 —1200 см3.
Эквивалентный диаметр равнопрочного сечения определяется по
кривой II: <4 = 23 см.
Если при полном внутреннем загнивании средняя
толщина наружного незагнившего слоя 6Ср<2 см, де-
таль подлежит немедленной замене. Если же 6ср>6 см,
то деталь оставляется в эксплуатации и в дальнейшем
подвергается ежегодной проверке. Если имеется непол-
ное внутреннее загнивание, а толщина наружного неза-
гнившего слоя 6Ср меньше 2 см, то такое загнивание
учитывается как наружное.
Иногда деталь имеет наружное и внутреннее загни-
вание. Такие детали вначале отбраковываются по на-
ружному загниванию. В том случае, если вычисленный
эквивалентный диаметр больше минимально допусти-
мого, деталь проверяется по внутреннему загниванию.
При пользовании кривыми, приведенными на рис. 3-13,
вычисленный по наружному загниванию da' принимает-
ся за наружный диаметр детали. После определения
результирующего da по обоим видам загнивания произ-
водится окончательная отбраковка детали.
Наличие в рассматриваемом сечении сквозных тре-
щин, крупных сучков учитывается при отбраковке
уменьшением найденного по кривым эквивалентного
диаметра на 1—2 см. В том случае, если da^do, деталь
подлежит немедленной замене в аварийном порядке.
Если d3>d(i, то деталь может быть оставлена в эксплуа-
207
тации и вопрос о сроках последующей проверки решает-
ся в зависимости от того, насколько величина da отли-
чается от do.
В том случае, если d3>dQ на 2—4 см, деталь прове-
ряют ежегодно во время инженерно-технических осмот-
ров. При меньшем загнивании детали следует проверять
во время очередных замеров, т. е. через 3 года.
Опыт эксплуатации показывает, что основная древе-
сина в средней полосе СССР загнивает примерно но
1 см в год. Поэтому если у сосновой детали при заме-
рах установлено, что d3=do-\-\ см, то такая деталь ста-
вится к замене в план будущего года. Средняя величина
годичного загнивания зависит от влажности грунта,
температуры, качества лесоматериала и т. и.
Поэтому вопрос о сроке замены детали должен ре-
шаться инженерно-техническими работниками непосред-
ственно при замерах.
В целях анализа интенсивности загнивания отдель-
ных деталей в зависимости от сорта древесины, качест-
ва пропитки, эффективности дополнительной пропитки
опор действующих линий и других мероприятий по про-
длению срока службы древесины в каждом сетевом хо-
зяйстве должен ежегодно производиться дифференциро-
ванный подсчет количества заменяемой древесины, а по
нему — средний срок службы деталей.
г)	Возгорание деревянных опор
Возгорание деревянных опор происходит при пожа-
рах на трассе от прямых ударов молнии или от токов
утечки по гирляндам изоляторов. Трассы линий электро-
передачи, проходящие по лесным массивам, должны
периодически очищаться от поросли и сухого кустарни-
ка. Для предохранения опоры от низового пожара
вокруг каждого пасынка в радиусе 1,6—2,0 м снимает-
ся слой дерна и выкапываются противопожарные кана-
вы глубиной 40 см и шириной 60 см. Эти работы необ-
ходимо проводить ежегодно.
Трудозатраты могут быть значительно сокращены
путем применения химической очистки от поросли и от
травы около опоры.
Опоры, расположенные на торфяных массивах, так-
же окапываются, а площадка вокруг опоры засыпается
песком или землей.
208
При поражений опор молнией чаще всего опоры за-
гораются не от тока молнии, а от прохождения тока
короткого замыкания через детали опоры. Это явление
имеет место при разрыве гирлянд изоляторов или при
щеплении траверс, когда провод, находящийся под на-
пряжением, падает на раскосы промежуточных опор
или «прижимается» к траверсам анкерных опор
(рис. 3-14).
Следует иметь в виду, что электрическая прочность
деревянных опор достаточно высока, и провод в таком
состоянии может находиться не-
сколько суток, если величина то-
ка не возрастет и не вызовет от-
ключения линии. Поэтому линии
электропередачи на деревянных
опорах надо обязательно осма-
тривать после грозы.
Аналогичная картина наблю-
дается и в случаях, когда провод
приближается к деталям опор
при плохом закреплении траверс
на угловых опорах, при больших
кренах опор или при поломке от-
дельных деталей.
Проходя по деревянным дета-
лям, токи утечки могут привести
к местному нагреву древесины и
ее возгоранию. Как правило, дре-
весина загорается в местах сочле-
нения отдельных деталей или
в местах крепления гирлянд изо-
Рис. 3-14. Возгорание
древесины от токов
утечки.
ляторов к траверсе при величине токов утечки до
1—7 мА. Возрастание токов утечки обычно связано
с увлажнением загрязненной изоляции или наличием
дефектных изоляторов в гирлянде.
Для предотвращения возгорания опор от токов утеч-
ки следует своевременно проводить профилактику изо-
ляции и контроль за качественной подгонкой деталей
при сборке или ремонтах опор. Для получения хорошего
контакта в местах сочленения деталей надо следить,
чтобы диаметр соединительного болта соответствовал
диаметру отверстия в детали. Шайбы, приваренные
к шпилькам, должны плотно прилегать к древесине,
а все болты следует хорошо затягивать. После первого
14—548
209
Г'оДа эксплуатации надо обязательно произвести йоД-
тяжку болтов.
В местах с интенсивным загрязнением изоляции
целесообразно применять грязестойкую изоляцию и
шунтирование древесины специальными бандажами
(рис. 3-15). На участках линии, защищенных грозоза-
щитным тросом, вместо установки шунтирующих бан-
дажей можно иногда ограничиться соединением между
Рис. 3-15. Шунтирующие бандажи.
собой всех трех шпилек, крепящих изоляторы к травер-
се, стальной проволокой диаметром 4—6 мм. Кроме
того, в местах с усиленным загрязнением изоляции ре-
комендуется производить периодическую чистку изоля-
торов.
В зарубежной практике для защиты древесины от
возгорания применяются составы, указанные в [3-31],
которые повышают огнестойкость древесины. В Швеции,
например, применяются соли Болиден, которые предо-
храняют древесину и от возгорания и от гниения.
При возгорании опор, если пожар не распространил-
ся на верхнюю часть опоры, пламя засыпается песком
или заливается водой. Если горит верхняя часть опоры,
линию отключают и используют для тушения телеско-
пические автовышки или стремянки.
Особую осторожность надо соблюдать при тушении
пожаров на торфяных массивах. Очень часто пожар
носит подземный характер, и без соблюдения необходи-
мых мер безопасности можно провалиться в горящий
торф, хотя сверху следов пожара в этом месте может и
не быть.
210
д)	Механические повреждения деталей опор
Механические повреждения деталей деревянных опор
могут произойти вследствие превышения величин внеш-
них нагрузок расчетных значений. В практике неодно-
кратно наблюдались случаи поломки деревянных опор
во время сильных гололедов, ураганов и т. п. Большое
значение имеют правильное сочленение отдельных дета-
лей опоры между собой, а также сравнительно равно-
мерная жесткость конструкции. Имели место случаи
поломки деревянных опор с неравномерной жесткостью
ног. Так, на одной линии НО кВ вместо замены дефект-
ного пасынка одна из стоек была усилена подстановкой
рядом с загнившим второго пасынка. Жесткость уси-
ленной стойки возросла, и при ветре, близком к расчет-
ному значению, она восприняла почти всю нагрузку на
себя и сломалась в месте сочленения с двумя пасынка-
ми. После этого сломалась и вторая стойка.
Существующие правила запрещают подставлять вто-
рой пасынок вместо замены дефектного, а также при-
нимать в эксплуатацию опоры с сильно отличающимися
(более чем на 1—2 см) диаметрами пасынков и стоек.
Наблюдаются случаи щепления или поломки дета-
лей опор от прямых ударов молнии. Иногда расщепы
деталей бывают настолько значительными, что требует-
ся немедленная замена.
Неоднократно наблюдалиш^ случаи выпадания шпи-
лек вместе с гирляндами изоляторов из расщепленных
траверс. Места расщепов могут служить очагом загни-
вания, поэтому их следует обработать антисептическими
составами.
Механические повреждения опор имеют место также
при проведении монтажных и реконструктивных работ.
Для исключения подобных случаев перед началом ра-
боты сопоставляют возможные усилия в тяговых тросах
с допустимой нагрузкой на детали.
Опоры, расположенные вблизи шоссейных дорог и
на полях, иногда повреждаются автотранспортом или
сельскохозяйственными машинами. Чтобы предотвра-
тить подобные случаи, опоры, расположенные вблизи
проезжей части дороги, защищаются отбойными тумба-
ми. Предохранить от повреждения опоры, установлен-
ные на полях, можно лишь путем проведения большой
разъяснительной работы с механизаторами и среди на-
селения.
14'
21!
Опоры, расположенные в поймах рек, озер, могут
повреждаться во время ледохода. Для их защиты уста-
навливаются специальные лодерезы.
е)	Ремонт деревянных опор
Все поврежденные детали деревянных опор, имею-
щие механическую прочность ниже нормативной или не
соответствующую ПУЭ, подлежат ремонту или замене.
Применяются самые различные способы ремонта
деревянных опор, зависящие как от местных условий,
так и от степени механизации работ. Наиболее рацио-
нальными методами ремонта опор являются ремонтные
работы с использованием специальных машин и меха-
низмов, а также с применением средств «малой» меха-
низации.
Во время производства работ по замене детали
прочность опоры снижается, а на отдельные элементы
опоры могут действовать нагрузки, величина которых
превышает расчетные значения. Поэтому каждый спо-
соб ремонта опор должен пройти проверку, в процессе
которой или расчетом, или непосредственно на опытном
стенде определяют нагрузки на основные элементы
опоры. Перед началом работ надо убедиться в доста-
точной механической прочности деталей опоры и при
необходимости усилить их, изменить схему размещения
такелажных приспособлений или принять другой способ
работ.
На линиях, отключение которых затруднено, ремонт
опор производится без снятия напряжения. Такой ре-
монт опор несомненно менее производителен, более опа-
сен, требует более высокой квалификации персонала, и
поэтому решение о необходимости производства ремонт-
ных работ под напряжением должно быть тщательно
продумано. Применение специальных машин с изоли-
рующими элементами позволяет расширить диапазон
ремонтных работ под напряжением и сделать их менее
опасными. Способы ремонтных работ без снятия напря-
жения разработаны ОРГРЭС и изложены в [3-24].
Установка накладок на поврежденные детали опор
применяется как временная мера повышения их меха-
нической прочности. Усиление поврежденных деталей
накладками целесообразно производить в случаях,
когда:
212
ожидается демонтаж или замена всей опоры;
деталь нельзя заменить без отключения линии, а от-
ключить линию не представляется возможным;
деталь опор перед ремонтом требуется усилить во
избежание поломки опоры во время ремонта.
В качестве накладки можно использовать деревян-
ные детали из круглого леса, пиломатериалов или дета-
ли из профильной стали. Длина накладки зависит от
Рис. 3-16. Крепление накладок к элементам деревянных опор.
а—на траверсе П-образной опоры; б — на внешней траверсе АП-образной
опоры.
характера и размеров повреждения, а ее поперечные
размеры должны обеспечивать механическую прочность
не ниже, чем имеет усиливаемая деталь.
Способ крепления накладки зависит от срока, па
который она устанавливается. Для крепления можно
использовать цепные стяжки, бандажную проволоку,
а при установке накладок на длительный срок — спе-
циальные полухомуты из круглой стали (рис. 3-16).
Количество полухомутов определяется состоянием дета-
ли и ее назначением. Крайние полухомуты должны
устанавливаться на расстоянии 0,2—0,3 м от конца на-
кладки и от места повреждения детали. Работа по
установке накладок, как правило, проводится без снятия
напряжения с линии.
Выправка опор производится при недопустимых от-
клонениях их от нормального положения. Такие откло-
нения получаются в результате слабой заделки основа-
213
ния опоры в грунте или ослабления бандажных крепле-
ний в местах сочленения стоек с пасынками.
Установка опор в мерзлый или болотистый грунт,
закапывание опор на недостаточную глубину или пло-
хая трамбовка грунта при засыпке котлованов также
могут явиться причиной наклона деревянных опор.
В практике известны случаи вытеснения опор на 1—
1,5 м вследствие «вспучивания» водонасыщенных грун-
тов при периодическом замерзании верхнего раститель-
ного слоя.
В результате наклона опор меняется взаимное гео-
метрическое расположение проводов в пространстве,
что может привести к их схлестыванию или уменьшению
расстояний до земли и до отдельных частей опор. При
значительных наклонах опор провода могут касаться
деревянных деталей и вызывать их загорание. При на-
клонах повышается величина изгибающих моментов,
действующих на пасынки опор. Поэтому все опоры,
имеющие недопустимые отклонения вершины от верти-
кального положения, подлежат выправке. Выправка
опор вдоль и поперек линии производится следующим
образом.
Накренившуюся опору простукивают и, если необхо-
димо, производят измерение степени загнивания. Если
отдельные детали имеют большое загнивание, их усили-
вают. При выправке опор без снятия напряжения тяго-
вые тросы и оттяжки укрепляют на —2,5 м ниже уров-
ня проводов. Откопав основание опоры на 1 —1,5 м
(в зависимости от глубины закапывания пасынков и
характера грунта), создают нагрузку на тяговые тросы
лебедкой или другими тяговыми механизмами.
Выправку производят до тех пор, пока вершина опо-
ры не пройдет за вертикаль на 8—10 см. После этого
засыпают котлованы и трамбуют их, а в слабых грун-
тах устанавливают ригели.
Иногда наклон вдоль линии является результатом
высыхания древесины и ослабления бандажных крепле-
ний на новых линиях. Выправка таких опор осуществля-
ется без откапывания пасынков. На выправленной опоре
перематываются или подтягиваются проволочные бан-
дажи. После выправки опор, имевших наклон вдоль
линии, выправляют гирлянды изоляторов. При подвеске
проводов в выпускающих подвесных зажимах выправ-
лять опоры без снятия напряжения можно, если зажимы
214
предварительно «заглушены» специальными клиньями
с изолирующего устройства или изолирующими штан-
гами.
В условиях эксплуатации встречаются перекосы опо-
ры (отклонение траверсы от горизонтального положе-
ния, изгибы стоек, пасынков
и т. п.). Перекос опор может
явиться следствием непра-
вильной сборки опор пли не-
качественного монтажа при
строительстве линии. Иногда
перекос опор получается при
низком качестве ремонтных
работ: при плохой подгонке
деталей, установке деталей,
не соответствующих по раз-
мерам заменяемым, при пло-
хом качестве выполнения
бандажных креплений.
Перекос опор может по-
явиться при размыве грунта
Рис. 3-17. Способы устранения
перекосов деревянных опор.
под опорами, установленными на склонах оврагов, при
неодинаковом погружении свай в болотистых грунтах
и др. Перекосы опасны тем, что в результате создаются
неравномерные нагрузки на отдельные детали опоры
(например, на стойки и пасынки), появляются большие
механические напряжения в расчетных сечениях. По-
1¥ W
Рис. 3-18. Замена пасынков с помощью авто-
вышки.
215
Рис. 3-19. Замена пасын-
ков при помощи инвен-
тарной стойки.
В противном случае
сынков до ригелей и
Этому детали, имеющие незначительное загнивание, мо-
гут сломаться даже при ветровых и гололедных нагруз-
ках, значения которых меньше расчетных.
Перекос опор устраняют способом, показанным на
рис. 3-17. Освобождается от всех связей опустившаяся
стойка. Если это опасно для прочности опоры, ее усили-
вают временными оттяжками или раскосами. В том
случае, если перекос вызван опусканием стойки в бан-
дажах, подъем этой стойки производят домкратным
устройством, которое крепится на пасынке (рис. 3-17,а),
после чего тщательно устанавли-
ваются бандажи. При неправиль-
ном заглублении свай или пасын-
ков перекос устраняют одним или
двумя домкратами, установлен-
ными на шпалах или специаль-
ных подкладках (рис. 3-17,6).
После выдергивания пасынка на
нужную высоту на нем крепится
ригель, препятствующий его об-
ратному погружению.
Замена пасынков и свай про-
изводится с максимальным при-
менением специальных механиз-
мов. В целях сокращения объ-
емов земляных работ старый па-
сынок или сваю надо стремиться
выдернуть из земли, а на их ме-
сто установить новую деталь.
Опыт проведения ремонтных
работ показал, что выдергивание
старых пасынков возможно лишь
в тех случаях, когда на них нет
ригелей или ригели сгнили,
приходится вести откапывание па-
лишь затем их выдергивать.
Выдергивание пасынков (свай) производят через
динамометр (рис. 3-18) тросовыми полиспастами,
смонтированными на автовышках, линейных автомаши-
нах или тракторах. Подтягивание и установка в кот-
лован новых пасынков производятся также с помощью
этих машин. Котлованы под новые пасынки расши-
ряются буролопатой. В отдельных случаях при нали-
чии специальных механизмов новые пасынки «вдавли-
216
ваются» в старый котлован. При замене пасынков
в труднопроходимых местах трассы или при отсутствии
специальных механизмов замену пасынков производят
с помощью специальных инвентарных треног или стоек,
к которым крепятся тросовые полиспасты для выдерги-
вания старых пасынков и установки новых (рис. 3-19).
Для забивки свай применяются дизель-молоты.
Следует остановиться еще на одном способе замены
пасынков и сваи, который
При расположении линии
вблизи водоемов, а также на
болотистых и полузатоплен-
ных поймах может быть
применен другой метод за-
мыва пасынков или свай. От
мотопомпы М-600 или М.-800
под заменяемую сваю пода-
ется под давлением струя
воды через пожарный рукав,
на конце которого закрепле-
на металлическая труба
длиной 2—2,5 м и диаметром
80 мм. Для улучшения исте-
чения струи воды конец
трубы сплющивается. Мощ-
ная струя воды ’размывает
грунт и через 5—7 мин осво-
бождает сваю. На ее место
устанавливается новая свая,
мотопомпа включается вновь.
Струя воды вновь размыва-
ет грунт, и свая под дей-
ствием собственной массы
целесообразно применять.
Рис. 3-20. Замена пасынков
способом замывки.
или небольшого вертикального усилия опускается на
необходимую глубину. С заглублением сваи усилие, не-
обходимое для ее погружения, уменьшается, так как
происходит засасывание сваи. При этом труба также
погружается в грунт в различных точках по периметру
сваи, углубляя размываемый котлован. Для замыва
одной сваи на глубину 3 м расход воды составляет око-
ло 3 м3, а сам замыв продолжается около 5 мин
(рис. 3-20).
Замена траверс на отключенных линиях производит-
ся или наверху, или с опусканием траверсы вместе
217
с проводами па землю. Выбор того или иного способа
зависит от наличия в соседних пролетах пересечений
с другими объектами, от рельефа местности и т. п. Тра-
версы промежуточных опор при отсутствии вблизи пе-
Рис. 3-21. Замена траверс промежуточных опор с по-
мощью автовышки.
ресечений заменяются следующим образом. На стойки
устанавливаются наголовники-удлинители \ на которых
траверса «вывешивается» и освобождается от крепления
1 На опоры с грозозащитными тросами установки наголовников-
удлинителей не требуется,
218
Рис. 3-22. Замена составной тра-
версы.
К стойкам. С помощью автомашины или лебедки травер-
са вместе с проводами опускается вниз на землю, где
гирлянды изоляторов отцепляются вместе с проводами.
Новая траверса подводится на место и поднимается на
1 —1,2 м над землей. К ней крепятся гирлянды с про-
водами, после чего она поднимается вместе с проводами
и крепится к стойкам опоры. При невозможности опу-
скания траверсы вместе с проводами на землю (нали-
чие ветровых связей, пересечения с другими объектами
в соседнем пролете, пере-
сеченная местность) при-
меняют для замены тра-
версы метод частичного
опускания траверсы на
качающиеся кронштейны.
Между проводами подни-
мают вертикальную но-
вую траверсу, разворачи-
вают, укладывают рядом
со старой и делают пере-
цепку гирлянд. Освобо-
дившуюся траверсу опу-
скают, а новую поднима-
ют и закрепляют на стой-
ках. Замену траверс промежуточных опор также без
опускания проводов можно производить с телескопиче-
ской автовышки (рис. 3-21).
Автовышка устанавливается вдоль линии со стороны
траверсы. Последнее звено автовышки оборудовано спе-
циальным головным роликом и устройством для разво-
рота траверс. Под старой траверсой крепят опорные
качающиеся кронштейны, после чего освобождают бол-
ты и сдвигают траверсу на край опорных кронштейнов.
Верхнее звено телескопа устанавливается на 1,5—2 м
выше траверсы, и с помощью грузовой лебедки авто-
вышки новая траверса поднимается комлем вниз до
вершины телескопа и укрепляется в поворотном устрой-
стве.
Застраховав нижний конец траверсы дополнительно
цепной стяжкой, траверсу поднимают вдоль телескопа
до предела. После этого выдвигают телескоп, развора-
чивают траверсу вдоль проводов, а затем поперек про-
водов и отпускают ее на качающиеся кронштейны ря-
дом с заземляемой траверсой. Новая траверса крепится
219
к стоикам опоры, производится перецепка гирлянд изо-
ляторов, и старая траверса снимается с опоры в обрат-
ном порядке.
Замену составных траверс из брусьев или полубре-
вен производят поэлементно. Если второй брус не имеет
загнивания и по своей механической прочности в состоя-
нии выдержать нагрузки от проводов и изоляторов, то
Рис. 3-23. Замена траверсы на
угловой опоре.
на него переводится вся на-
грузка. Освободившийся де-
фектный брус (рис. 3-22)
опускается на землю, а но-
вый устанавливается на его
место. Если составная тра-
верса крепится с одной сто-
роны стойки, ее заменяют
одним из вышеизложенных
способов.
Замена траверс на ан-
керных и угловых АП-об-
разных опорах является тру-
доемкой и сложной работой.
Конструктивное выполнение
крепления траверс к стой-
кам опоры играет сущест-
венную роль при выборе спо-
соба замены траверс и опре-
делении возможности вы-
полнения этой работы под
напряжением. Большинство
анкерных опор имеет одинарные или сдвоенные травер-
сы, расположенные внутри А-образно соединенных
стоек.
В последние годы появились опоры, у которых сдво-
енные траверсы расположены снаружи стоек.
Замена траверс, расположенных внутри стоек, про-
изводится следующим образом (рис. 3-23). К верхней
части стоек подвешиваются стяжные болты, к которым
цепными хомутами крепится траверса. Освободив тра-
версу от креплений к подтраверсным брусьям, вывеши-
вают ее на стяжных болтах или крепят цепными бан-
дажами к стойкам опоры. Снимают подтраверсные
брусья и опускают старую траверсу ниже точки их
крепления. Все загнившие подтраверсные брусья заме-
няют.
220
Новую траверсу поднимают полиспастом в верти-
кальном положении, зацепив ее тросовым хомутом не-
много выше центра тяжести. Второй палиспаст крепят
около верхнего конца траверсы и в процессе подъема
заводят траверсу в проемы А-образных стоек опоры
над подтраверсным брусом. Выровняв траверсу, укреп-
ляют ее на .подтраверсных брусьях и производят пере-
цепки гирлянд. Старую траверсу распиливают посере-
дине, заносят шлейфы крайних фаз на новую траверсу
и поочередно отпускают обе половинки траверсы с по-
мощью полиспастов па землю. Если сдвоенные траверсы
крепятся снаружи стоек опоры, то их меняют поочеред-
но, переводя нагрузки от тяжения проводов с помощью
стяжного устройства на одну из заменяемых траверс.
Замену траверс можно производить также без пред-
варительного опускания ее на стяжных болтах или
полиспастах. Конструкция некоторых анкерных опор
позволяет поместить новую траверсу выше или ниже
старой, выдерживая в допустимых пределах расстояния
до земли и отдельных деталей опоры.
Этим способом особенно целесообразно пользоваться
при замене траверс на угловых опорах, где результи-
рующее усилие, направленное вдоль траверсы, не дает
возможности освобождать траверсу в местах крепления
к подтраверсным брусьям.
На угловых опорах с углом поворота не более 30°
можно заменять траверсу поочередным освобождением
ее в точках крепления и опусканием на необходимую
величину. Опору укрепляют расчалками поперек линии.
Вывесив траверсу на полиспастах, освобождают один
ее конец от подтраверсных брусьев и опускают его на
10—15 см. Закрепив опущенный конец цепными банда-
жами к стойке, освобождают второй конец и также опу-
скают его. После закрепления, этого конца переходят
к первому, повторяя поочередно опускание, пока тра-
верса не опустится ниже подтраверсных брусьев. Затем
производятся подъем новой траверсы и перецепка гир-
лянд изоляторов.
Замена стоек деревянных опор производится как на
отключенных линиях, так и под напряжением. Для
обеспечения безопасности работ надо полностью разгру-
зить заменяемую стойку от действующих на нее нагру-
зок. В момент подъема новой стойки элементы опоры
испытывают значительные дополнительные усилия, так
221
как масса пропитанной стойки достигает 600 кг. Перед
началом работ следует убедиться в прочности элемен-
тов опоры и проверить размещение такелажных приспо-
соблений.
Замена стоек промежуточной опоры с помощью
телескопической вышки (рис. 3-24) производится сле-
Рис. 3-24. Замена стоек с помощью вышки.
дующим образом. Телескопическая вышка устанавлива-
ется так, чтобы телескоп находился рядом. Если послед-
нее звено автовышки оборудовано специальным захва-
том, то траверса опоры «подпирается» этим захватом и
вся нагрузка с заменяемой стойки переводится на теле-
222
скопическую часть автовышки. Если захвата нет, то
корзина телескопа выдвигается выше траверсы, и тра-
верса крепится к верхнему звену цепным бандажом. На
третье звено телескопа крепится монтажный блок, в ко-
торый пропускается трос грузовой лебедки. На заменяе-
мой стойке выше центра тяжести укрепляется второй
монтажный блок. Конец троса пропускается через этот
блок и крепится на третьем звене телескопа, рядом
с первым монтажным блоком. На верхнем конце стойки
укрепляется веревочная оттяжка. После освобождения
заменяемой стойки от крепления она с помощью грузо-
вой лебедки опускается на землю.
Вымеренная новая стойка поднимается лебедкой на
место старой и временно укрепляется внизу цепными
бандажами. После окончательного закрепления стойки
к траверсе цепные бандажи ослабляются и положение
новой стойки регулируется грузовой лебедкой автовыш-
ки. После окончания регулировки цепные бандажи за-
тягиваются и производится установка постоянных про-
волочных бандажей. При замене стоек на грузоупорных
опорах последним звеном телескопа «подпирается» тро-
совая траверса, на которую с помощью полиспаста или
стяжного болта переводится масса основной траверсы и
проводов.
Если на грузоупорных опорах тросовая траверса
отсутствует, то трос опускается на основную траверсу,
которая крепится к телескопу.
В местах, где использование автовышек затрудняется
условиями трассы, при замене стоек применяют времен-
ную стойку, на которую и переносят всю нагрузку с за-
меняемой.
В последние годы телескопическая вышка применя-
ется для замены стоек анкерных и угловых опор. В не-
которых энергетических системах для замены стоек
используется специальная раздвижная стойка, смонти-
рованная на автомашине. Порядок работ по замене
стойки на анкерных и угловых опорах следующий.
Автовышка устанавливается рядом с заменяемой
стойкой и захватом телескопа «подпирает» траверсу.
Траверса скрепляется цепными бандажами с телеско-
пом и незагнившей стойкой. На вершине незагнившей
стойки укрепляется оттяжка, соединенная с тяговым
механизмом. Натягивая оттяжку, разгружают заменяе-
мую стойку.
223
На расстоянии 1 —1,5 м ниже уровня проводов на
незагнившей стойке подвешивается монтажный ролик,
через который пропускается трос грузовой лебедки авто-
вышки. Закрепив трос примерно за середину заменяемой
стойки, натягивают его и приступают к освобождению
заменяемой стойки от болтовых и бандажных крепле-
ний. После опускания стойки на землю производится
разметка новой стойки, и в ней просверливаются наруж-
ные отверстия. При помощи лебедки новая стойка под-
нимается и соединяется с остальными деталями опор.
При замене стоек на угловых опорах устанавлива-
ются дополнительные оттяжки, разгружающие опоры
от суммарного тяжения по проводам, направленного
вдоль траверсы опоры.
3-3. МЕТАЛЛИЧЕСКИЕ ОПОРЫ
а) Конструкции металлических опор
Металлические опоры, установленные па линиях
в различных энергосистемах, имеют самые разнообраз-
ные решения по схемам и конструкциям. В последние
годы проведена большая
работа по унификации
опор, позволившая свести
к минимуму количество
типов опор, применяемых
при строительстве ли-
ний.
Применение унифици-
рованных опор позволило
организовать массовое
обезличенное производ-
ство металлических опор
и фундаментов на специа-
лизированных предприя-
тиях, применить инду-
стриальные методы строи-
тельно-монтажных работ
при сооружении линий и
улучшить экономические
показатели.
Рис. 3-25. Основные
Металлические опоры
изготовляются из стали и
а — узкобазая; б — широкобазая,
224
алюминиевых сплавов; для отдельных узлов опор при-
меняются отливки из стали и из ковкого чугуна.
В настоящее время за рубежом и в отдельных энер-
госистемах СССР применяются конструкции опор из
типы металлических опор.
в — портальная; г — с оттяжками.
№
алюминиевых сплавов, прошедших специальную обра-
ботку в целях повышения механических характеристик.
Алюминиевые сплавы являются перспективным мате-
риалом для изготовления опор вследствие малой массы
конструкции и стойкости в отношении атмосферной кор-
розии, и в ближайшие годы опоры из них найдут при-
менение в первую очередь при строительстве линий
в горных районах.
Рис. 3-27. Элементы
металлоконструкций.
Рис. 3-2Я ОсноМые кон-
структивные элементы
металлических опор.
По конструктивному выполнению ствола опоры раз-
личают опоры башенного типа (одностоечные) и пор-
тальные (двух- или трехстоечные); по способу закреп-
ления — свободно стоящие опоры и опоры на оттяжках;
по способу соединения — опоры из сварных габаритных
секций и опоры на заклепках или соединяемые из от-
дельных стержней на болтах.
На рис. 3-25 показаны цаиболее распространенные
в энергетических системах типы металлических опор.
Металлическая опора (рис. 3-26) состоит из следую-
щих элементов: основных колонн или ствола опоры 1,
траверс 2, тросостоек <3, фундамента 4.
Основная колонна (ствол опоры) по конструкции
представляет собой легкую решетчатую пространствен-
ную ферму прямоугольного или квадратного сечения,
состоящую из одной или нескольких секций,
Ж
Каждая секция (рис. 3-27) состоит из следующих
элементов:
а)	четырех основных стержней, называемых пояса-
ми, /; пояса работают на изгиб и растяжение (сжатие);
б)	системы вспомогательных стержней или решетки,
связывающей между собой пояса, 2; стержни решетки
обычно работают на кручение;
в)	нескольких горизонтальных связей, вызываемых
диафрагмами, <3; они необходимы для обеспечения про-
странственной неизменяемости формы поперечного се-
чения колонны.
У широкобазных опор ствол опоры у земли (нижняя
секция) представляет собой две или четыре ноги, соеди-
ненные решеткой и диафрагмами.
Места соединения стержней решетки с поясом пли
между собой называются узлами 4. Центром узла на-
зывают точку пересечения продольных осей стержней.
Часть пояса, расположенная между двумя соседними
узлами, называется панелью, а расстояние между цен-
трами этих узлов — длиной панели а.
Траверсы у большинства опор выполняются в виде
консольных конструкций треугольной формы из уголков.
У опор линий 220—500 кВ, а также у различных
типов специальных опор траверсы выполняются в виде
пространственных ферм квадратного или прямоугольно-
го сечения. В некоторых конструкциях опор траверсы
делаются из швеллеров. Тросостойки выполняются в ви-
де легких конструкций из уголков или швеллеров.
Оттяжки крепятся к верхней части опоры и к спе-
циальным железобетонным плитам, зарытым в землю.
Для оттяжек используются высокопрочные стальные
тросы или круглая сталь.
В качестве оснований под металлические опоры
используются монолитные железобетонные фундаменты,
сборные железобетонные фундаменты, свайные железо-
бетонные фундаменты, а также металлические поднож-
ки. В ряде стран (Швеция, Финляндия и др.) фундамен-
ты под опоры выполняются из деревянных пропитанных
шпал, соединенных стальными накладками.
Стальные стержни в узлах опоры соединяются по-
средством клепки, сварки или на болтах. Способ соеди-
нения выбирается в проекте опоры, и его надо строго
выполнять. Если принято решение заменить один спо-
соб соединения другим, следует произвести проверочный
227
расчет Механической прочности узла при новом способе
крепления стержней.
Заклепочные соединения, бывшие ранее одним из
основных методов соединения элементов металлических
опор, в настоящее время почти полностью вытеснены
сварными и болтовыми как в заводских условиях, так
и на монтаже.
Сварка является одним из наиболее распространен-
ных способов соединения стержней при изготовлении
металлических опор. Небольшая стоимость сварного
соединения в заводских условиях, относительное сниже-
ние массы сварных конструкций и их высокая надеж-
ность обусловили широкое применение этого способа
соединения стержней перед другими. Обычно на заво-
дах сварными изготовляются отдельные секции метал-
лических опор, соединяемые на пикетах и при помощи
болтов. Использование болтовых соединений в монтаж-
ных узлах позволяет отказаться от производства свароч-
ных работ на пикетах, упростить процесс монтажа опор,
который может производиться без применения специаль-
ных инструментов и механизмов. Недостатками болто-
вых соединений являются снижение надежности за счет
неравномерного распределения усилий между болтами,
а также значительная затрата метизов (болтов, гаек
и шайб).
В последние годы в ряде стран и в СССР сооруже-
ны линии 220—380 кВ, металлические опоры которых
выполнены полностью на болтовых соединениях. Такое
решение позволило повысить транспортабельность этих
опор, что имеет существенное значение при строительст-
ве линии в горных или малонаселенных районах. В этом
случае опоры полностью собираются на пикетах из от-
дельных элементов профильной стали, собранных при
транспортировке в пикеты.
Ствол опоры крепится к основанию с помощью
анкерных болтов, приваренных к арматуре и заделан-
ных в железобетон. Если основанием служит металли-
ческий подножник, применяются съемные анкерные
болты.
б)	Повреждения металлических опор
Повреждения металлических опор могут иметь место
при фактических нагрузках выше расчетных значений,
а также в результате дефектов, появившихся в процессе
228
Изготовления опор, Их транспортировки, монтажа или
в условиях эксплуатации. Превышение нагрузок, дейст-
вующих на опору, против расчетных нагрузок может
наступить в результате редко встречающихся стихийных
явлений (ураганы, сильные гололеды, «пляска» прово-
дов), а также в результате ошибок проектирования,
изыскательских работ и строительства линии.
Во время сильных ураганов, при которых сила дав-
ления ветра на провода и тело опоры превышает расчет-
ные значения, из-за увеличения напряжения в металле
могут наступить потеря устойчивости отдельных элемен-
тов металлоконструкции и разрушение всей опоры. При
сильных гололедах, кроме значительных весовых и вет-
ровых нагрузок, действующих на опору, очень часто
происходит обрыв нескольких проводов и тросов. Одно-
временное непредусмотренное расчетом действие всех
этих факторов также приводит к разрушению опоры.
Повреждение отдельных элементов опоры наблюда-
ется во время «пляски» проводов. Особенно значитель-
ные повреждения имеют место на линии с тяжелыми
проводами, обладающими большой инерцией. При
«пляске» 'проводов возни-
кают большие знакопере-
менные динамические уси-
лия, которые вызывают
повреждения деталей
опор и падение проводов
на землю. Создающиеся
при этом дополнительные
усилия на соседние опоры
могут привести к повре-
ждению опор во всем ан-
керном пролете.
Повреждение опор мо-
жет произойти в резуль-
тате дефектов, имевших
место при изготовлении
опор. К дефектам изго-
товления относятся нека-
чественная сварка стерж-
ней в узлах, некачествен-
ная приварка проушин,
изгибы стержней и других
деталей опоры, пропуски
Рис. 3-28 Повреждение опоры во
время монтажа проводов.
229
Отдельных деталей и швов (рис. 3-2В). При небрежной
транспортировке опор по трассе линии, а также при
погрузке и разгрузке могут появиться погнутости от-
дельных элементов и нарушение основных размеров
секций. В целях предупреждения таких повреждений
металлоконструкции надо перевозить на специально
оборудованных автоприцепах, позволяющих осуще-
ствлять плавные повороты на трассе без создания до-
полнительных усилий на транспортируемые секции.
При разгрузке и погрузке металлоконструкций в местах
крепления тросовых стропов надо устанавливать дере-
вянные подкладки, чтобы не деформировать пояса и не
повредить стропы.
Во время монтажа опор возможны повреждения
стержней металлоконструкций, некачественное болтовое
соединение отдельных секций, а также опасные механи-
ческие напряжения в металле в результате принуди-
тельной посадки опоры на установленные фундаменты.
Обследования ряда линий электропередачи, прове-
денные ОРГРЭС, показали, что на действующих линиях
имеется значительное количество опор, фундаменты под
которые установлены с несоблюдением проектных рас-
стояний в плане между ними или расположены на раз-
личных вертикальных отметках (разница вертикальных
отметок достигает 100 мм, расстояние до горизонтали
отличается от проектного на 70—80 мм).
Обычно при установке опор на такие фундаменты
строители прибегают к принудительному смещению
башмаков опоры как в горизонтальном, так и в верти-
кальном направлениях. В некоторых случаях между
башмаком и фундаментом остаются значительные зазо-
ры. Принудительное смещение башмаков приводит
к созданию начальных напряжений в элементах нижней
секции, не учитываемых проектом, а оставшиеся зазо-
ры—к перегрузке отдельных элементов при действии
внешней нагрузки.
Кроме того, значительное влияние на несущую спо-
собность опор оказывает смещение фундаментов в грун-
те из-за недоброкачественной засыпки котлованов
грунтом.
Величина начальных напряжений может достигать
опасных значений, в результате чего коэффициент запа-
са прочности установленных на линии опор получается
меньше единицы. При появлении ветровых или гололед-
230
ных нагрузок, превышающих расчетные, опоры с таки-
ми дефектами, как правило, разрушаются.
При определении величины предварительного напря-
жения в металле ОРГРЭС создан специальный прибор.
Принцип действия этого прибора основан на том, что
с изменением механических напряжений в металле ме-
няется магнитная проницаемость металла. Подвижная
система прибора, связанная со стрелкой, помещается
внутри постоянного магнита. Замыкая магнитную цепь
через исследуемый элемент (металлоконструкции), по
показанию стрелки определяют величину предваритель-
ного напряжения металла. Прибор замеряет величину
напряжения в пределах ст =1,0-4-11,0 кН/см2.
Во время подъема металлических опор также могут
иметь место повреждения отдельных элементов, если
схема подъема выбрана неправильно или не произведе-
но временное усиление стержней металлоконструкции
(особенно при подъеме широкобазых опор и опор
с тяжелыми траверсами).
Следует отметить, что плохое закрепление опор на
фундаменте и плохое закрепление фундаментов опор
в грунте согласно статистике являются причиной почти
50% случаев повреждения опор. Установка фундамента
в мерзлый насыпной грунт, плохая трамбовка и нодго-
Рис. 3-29. Деформация траверсы вследствие осадки грунта под фун-
даментом опоры.
231
товка котлованов, некачественное крепление пяты опо-
ры к фундаментам — все эти дефекты приводят к кре-
нам опор, деформации отдельных элементов опоры и
последующему разрушению всей конструкции. На
рис. 3-29 показаны деформированная траверса и на
Рис. 3-30. Деформация колон-
ны.
рис. 3-30 колонна порталь-
ной угловой опоры. Дефор-
мация произошла вследствие
оседания котлована под
фундаментом подкоса и вы-
хода подкоса из работы, так
как в этом случае усилия,
сжимающие подкос, распре-
делились по траверсе и ко-
лонне. Опора не разруши-
лась окончательно потому,
что оседание фундамента
прекратилось из-за уплотне-
ния грунта котлована и дей-
ствующие на опору нагрузки
были значительно меньше
расчетных.
Кроме перечисленных вы-
ше факторов, металличе-
ские опоры в процессе экс-
плуатации повреждаются
при неправильно организо-
ванных ремонтных и монтаж,
ных работах (например, поломка траверс опор при монта-
же проводов), в результате наезда автомашин и тракто-
ров, при проведении вблизи линии электропередачи
взрывных работ. Имел место случай повреждения опор во
время пожара газовой магистрали, проходящей в 50 м
от линии. Металл опоры раскалился до недопустимой
температуры, и пояса опоры потеряли устойчивость.
Детали крепления гирлянд изоляторов на промежу-
точных и анкерных опорах (проушины, скобы и т. д.)
повреждаются из-за некачественной сварки, вследствие
коррозии, а также от механических усилий, возникаю-
щих при монтаже, «пляске» и обрывах проводов.
Большой вред всем металлоконструкциям приносит
коррозия. Особенно интенсивно подвергаются ржавле-
нию опоры, расположенные вблизи химических заводов
и морских побережий.
232
в)	Защита металлических опор ot коррозии
Наиболее распространенной защитой металлических
поверхностей от коррозии являются защитные покрытия.
Их действие основано на надежной изоляции поверхно-
сти металла от различных внешних факторов, приводя-
щих к коррозии или ускоряющих этот процесс. Некото-
рые защитные покрытия, кроме изоляции металла от
внешней среды, вступая во взаимодействие с поверх-
ностью металла, оказывают тормозящее действие на
окислительно-восстановительные процессы и замедляют
коррозию.
Первичную антикоррозийную обработку стальные
решетчатые элементы металлических опор проходят на
заводах, занимающихся изготовлением опор. Эта обра-
ботка заключается в очистке поверхности металла от
ржавчины и остатков прокатной пленки, удалении мас-
ляно-жировых и других загрязнений, а также в нанесе-
нии защитных покрытий.
Предварительная очистка поверхности металлоконст-.
рукций является очень ответственным моментом: ее ка-
чество в значительной степени определяет последующую
эффективность защиты от коррозии.
В отечественной и зарубежной практике нашли ши-
рокое применение следующие способы предварительной
очистки:
очистка с помощью специальных гидропескоструй-
ных аппаратов, работающих на смеси мелкого кварце-
вого песка с водой (пульпы), которая подается на
очищаемую поверхность сжатым воздухом. В пульпу
добавляются замедлители коррозии (нитрит натрия,
хромпик, тринатрийфосфат);
химическая очистка с помощью специальной инги-
бированной пасты, в состав которой входят соляная
кислота, формалин, жидкое стекло, бумажная непро-
клеенная масса и вода. Паста наносится на поверхность
металла шпателем, в зависимости от степени коррозии
выдерживается на поверхности от 15 мин до 6—12 ч,
после чего смывается струей воды или смоченной водой
кистью. Очищенная поверхность металла нейтрализует-
ся 3%-ным раствором кальцинированной соды или
тринатрийфосфата и просушивается;
механическая очистка с помощью пневматических и
электрических аппаратов вращательного или поступа-
233
тельного движения (электро- и пневмошлифоваЛьнЫк
машин), а также механическая очистка металлических
поверхностей вручную с помощью стальных щеток,
скребков и т. п.
Для получения более качественной очистки металло-
конструкций, особенно в местах сочленения, эти способы
комбинируются. Удаление масляно-жировых загрязне-
ний с поверхности металлоконструкций производится
с помощью протирки их ветошью, смоченной в органи-
ческих растворителях: уайт-спирите, сольвенте или бен-
золе.
После очистки поверхности металла иа пего нано-
сятся защитные покрытия. Характер защитных покры-
тий зависит от того, в каких условиях будет работать
линия электропередачи, а также от ответственности ли-
нии и назначения деталей. Различают металлические
защитные покрытия и лакокрасочные. К металлическим
относятся оцинковка металлоконструкций и нанесение
расплавленного металла на поверхность стальных опор
методом распыления.
При горячей оциновке стальные конструкции с предварительно
обработанной поверхностью погружаются в специальные ванны. Эти
ванны наполнены расплавленным свинцом, на поверхности которого
находится слой расплавленного цинка. При температуре 430—46О°С
происходит покрытие совершенно чистой поверхности погруженной
металлоконструкции жидким цинком. При применении горячей оцин-
ковки элементы до оцинковки опор не должны соединяться заклепка-
ми, так как при протравлении соединенных заклепками деталей
между соприкасающимися поверхностями остается кислота. Эта
кислота не удаляется при промывке, а горячий жидкий цинк не
проникает к этим местам. В результате около заклепок происходит
сильное ржавление. Поэтому при горячей оцинковке соприкасающиеся
поверхности надо сваривать уплотняющим швом, который должен
проходить по всему периметру раскоса, хотя это и не требуется по
условиям обеспечения механической прочности.
При оцинковке гальваническим способом металлоконструкции
помещаются в специальную электролитическую ванну с раствором
солей цинка. После пропускания электрического тока поверхность
стальной конструкции, работающая в качестве катода, покрывается
слоем цинка. При оцинковке металлоконструкций горячим и гальвани-
ческим способами размеры обрабатываемых деталей ограничиваются
размерами ванны.
В некоторых зарубежных странах (ФРГ, США) получила рас-
пространение защита металлических поверхностей от коррозии мето-
дом распыления. Этот метод состоит в том, что металлическую (цин-
ковую или алюминиевую) проволоку расплавляют на газовом пламе-
ни, а затем расплавленную массу набрызгивают методом распыления
на предварительно отработанную поверхность. Частицы, падающие
в жидком состоянии на поверхность металла, «деформируются» при
234
Таблица 3-2
Рекомендуемая толщина защитного покрытия
Районы прохождения трассы линий	Необходимая толщина покрытия, мм	
	цинк	алюминий
Сельские	0,076—0,127		
Промышленные	0,152—0,203	0,152—0,203
Приморские	0,254—0,305	0,203—0,254
ударе, застывают, сцепляются и вследствие неровности покрываемой
поверхности пристают к ней. В табл. 3-2 приводятся рекомендуемые
значения толщины защитного слоя, наносимого этим методом, в за-
висимости от условий работы металлоконструкции.
Согласно опубликованным данным при качественном исполнении
и достаточной толщине слоя такое покрытие представляет собой
надежную защиту от коррозии в течение 25—30 лет. Кроме того,
этим методом можно покрывать защитным слоем конструкции лю-
бого размера и восстанавливать места повреждений оцинкованных
опор на строительной площадке.
Лакокрасочные покрытия при правильном выборе и
хорошем качестве лакокрасочных материалов, при со-
блюдении требований их приготовления и нанесения на
обрабатываемую поверхность могут служить достаточно
эффективным средством антикоррозийной защиты ме-
таллических опор. Процесс нанесения лакокрасочных
защитных покрытий на поверхность металлических опор
состоит из грунтования и окрашивания. Лакокрасочное
покрытие наносится на поверхность металла с помощью
кистей или специальных распылителей.
Грунтом называется первый слой лакокрасочного
покрытия, наносимый на очищенную поверхность метал-
ла с целью создания надежного антикоррозийного слоя,
обеспечивающего высокую прочность сцепления с по-
верхностью металлоконструкции и последующими слоя-
ми защитного покрытия. Грунт является основой всяко-
го лакокрасочного покрытия, основной защитой от кор-
розии, поэтому большое значение имеют правильный
выбор грунтовочных материалов и технология их нане-
сения. При выборе грунта необходимо учитывать харак-
тер поверхности, на которую он наносится, а также
характеристики красителей, которые будут наноситься
на грунт. Определенному красителю должен соответст-
вовать определенный грунт. При неправильном выборе
грунта могут иметь место отслаивания покрытия или
235
другие явления, снижающие его защитные свойства.
Грунт должен наноситься на поверхность металла ров-
ным тонким слоем непосредственно после очистки, суш-
ку грунтовочного слоя производят согласно техническим
условиям.
После окончания процесса грунтования и высыхания
грунтовочного слоя опоры окрашиваются. Окрашивание
металлических опор осуществляется путем нанесения
лакокрасочного материала на загрунтованную поверх-
ность. Красители наносятся несколькими тонкими слоя-
ми и защищают грунтовку от атмосферных и световых
воздействий. Покрытие одним слоем не может служить
надежной защитой от коррозии, так как один слой
всегда имеет большое количество пор; нанесением по-
следующих слоев краски эти поры перекрываются, и
пленка краски становится практически сплошной. Умень-
шение количества слоев за счет увеличения их толщины
недопустимо, так как оно приводит к снижению проч-
ности пленки, вызывает ее растрескивание, образование
морщин, потеков1.
Сокращение количества слоев красителя при том же
качестве окраски в отдельных случаях можно обеспе-
чить подогреванием красителей до температуры 40—
50°С. В этом случае увеличение толщины пленок не
приведет к образованию упомянутых дефектов, так как
необходимая вязкость обеспечивается подогревом при
ограниченном содержании растворителя. При нанесении
лакокрасочных материалов каждый последующий слой
должен наноситься на хорошо просушенную поверх-
ность.
В отечественной и зарубежной практике в заводских
условиях для антикоррозийной защиты используются
грунты и красители на основе натуральной и искусст-
венной олифы, каменноугольной и эпоксидной смол,
а также на основе полиэфирных и полиуретановых со-
единений. Срок службы антикоррозийных покрытий
определяется не только качеством заводской антикорро-
зийной обработки металлоконструкций, но и сохран-
ностью покрытия во время транспортировки и монтажа
опоры, а также химической агрессивностью окружаю-
щей атмосферной среды.
1 Это правило пс относится к так называемым толстослойным
краскам, наносимым слоем до 150 мк. Такие краски нашли приме-
нение в ФРГ.
236
Опыт эксплуатации показывает, что оцинкованные
металлические опоры, установленные в атмосферных
условиях сельской местности средней полосы СССР, на-
чинают корродировать через 25—30 лет, окрашенные
масляной краской на натуральной олифе — через 8—
10 лет. На опорах, окрашенных красителями на основе
каменноугольных лаков, следы коррозии появлялись
через 5—6 лет.
В то же время наличие химически агрессивной среды
резко сокращает сроки защитных покрытий. При нали-
чии химических уносов, содержащих пары серной, соля-
ной кислот, компоненты фтора и азота, срок службы
оцинкованных защитных покрытий может сократиться
до 3—4 лет, и если не принять своевременно профилак-
тических мер, то опоры вследствие коррозии могут по-
терять механическую прочность в течение последующих
2—3 лет. Наиболее интенсивно процесс коррозии проте-
кает в узлах и на горизонтальных поверхностях опор,
так как в этих местах обычно скапливаются влага и
промышленные осадки. Для того чтобы установить сте-
пень повреждения металла ржавчиной, замеряют остав-
шееся поперечное сечение детали штангенциркулем и
сравнивают с проектным сечением. При ослаблении се-
чений расчетных элементов опор более чем на 20%
производится их усиление или замена.
В целях продления срока службы металлических
опор защитные покрытия в процессе эксплуатации пе-
риодически возобновляются. Очистка опор от ржавчины
и последующее нанесение защитных покрытий являют-
ся трудоемкой и дорогостоящей операцией.
Это осложняется еще и тем, что работу приходится
выполнять на действующих линиях, на высоте, в часто
изменяющихся погодных условиях, а это связано с до-
полнительными трудностями в части охраны труда и
качества работ. Увеличивающаяся загрязненность атмо-
сферы вследствие строительства промышленных пред-
приятий (особенно химических) повышает коррозийную
агрессивность окружающей среды.
Все это вместе взятое заставляет искать наиболее
эффективные методы антикоррозийной защиты метал-
лических опор в процессе эксплуатации.
Исследования состояния оцинкованных опор, уста-
новленных в различных атмосферных условиях, прове-
денные центральным департаментом энергетики Велико-
237
бритапии *, позволили установить, что толщина защит-
ного слоя цинка с течением времени систематически сни-
жается по линейной зависимости. Скорость снижения
зависит в основном от коррозионных свойств атмосфе-
ры. Защитное покрытие будет препятствовать коррозии
лишь в том случае, если масса оцинковки составляет по
менее 610 г/м2. Определяя посредством конкретных ла-
бораторных замеров ежегодный износ цинкового покры-
тия, можно с достаточной степенью точности определить
объективный (а не визуальный) срок нанесения после-
дующего слоя защитного покрытия. Если в процессе
проведения наблюдений изменился состав промышлен-
ных уносов, следует определить интенсивность разруше-
ния защитного покрытия заново и определить новый
срок нанесения повторного защитного слоя.
Выбор компонентов и метода повторного нанесения
защитного покрытия зависит от состояния первоначаль-
ного защитного покрытия, его состава и возможностей
электросетевого предприятия.
В современной практике нашли применение следую-
щие способы продления срока службы металлических
опор в условиях эксплуатации:
1. Повторная окраска металлических опор без пред-
варительной очистки применяется в том случае, если
защитное покрытие оцинкованной или окрашенной опо-
ры имеет незначительные (точечные) следы коррозии.
В этом случае поверхность металлоконструкции очи-
щают от пыли, росы и наносят на нее два слоя краси-
телей. Следует иметь в виду, что в красителях, которы-
ми покрываются оцинкованные опоры, не должно быть
кислот и соединений свинца. Этот метод хорош тем, что
освобождает персонал от очистки, которая по сравнению
с окраской требует вдвое больше трудозатрат. Он при-
меним при условии, что за состоянием металлических
опор ведется систематический контроль, позволяющий
персоналу своевременно вынести решение о необходи-
мости повторного нанесения защитного покрытия.
Опыт в эксплуатации металлических опор в системе
Мосэнерго показал, что этот метод достаточно эффек-
тивен даже в условиях интенсивных химических уносов.
Определяющим в этом случае является толщина лако-
красочного защитного покрытия.
1 Blech Rohre Profile, 1972, № 8, р. 343—345.
238
%. Повторная окраска металлических опор с пред-
варительной очисткой поверхности опор от продуктов
коррозии применяется в том случае, когда защитный
слой металлического или лакокрасочного покрытия на
значительной части поверхности металлоконструкции
разрушен коррозией. В практике эксплуатации опор
нашли применение механический и химический способы
очистки поверхности металлоконструкции от коррозии
Механизированная очи-
стка производится в ос-
новном при помощи аппа-
ратов И-109. В качестве
источников электроэнер-
гии. используются пере-
движные электростанции
ЭЛ-6, ЖЭС-4 или генера-
торы, смонтированные на
автомашинах. Аппарат
И-109 состоит из электро-
двигателя, гибкого вала
с броней, шпинделя и ра-
бочего инструмента (съем-
ной щетки или шарош-
ки), употребляемого для
очистки стальной корро-
зии.
После подъема аппа-
ратов И-109 на опору
каждый монтер поднима-
ется К своему аппарату, Рис. 3-31. Механизированная очи-
затем запускается элек- стка опор.
тростанция и начинается
очистка. В местах, недоступных для очистки механиче-
ской щеткой (в узлах), очистка производится ручными
щетками и скребками.
В процессе работы монтеры спускаются по опоре и
опускают механические щетки, укрепленные на веревке
блока с противовесом (рис. 3-31).
Применение механизированной очистки целесообраз-
но в том случае, если опоры покрыты сплошной интен-
сивной ржавчиной, так как работа с аппаратами И-109
на высоте утомительна и малопроизводительна.
Если применение механизированной очистки нецеле-
сообразно (при очаговой коррозии поверхности), очист-
239
ка производится вручную с помощью металлических
скребков, щеток и т. п.
После очистки поверхность опоры протирается сухой
ветошью, так как наличие загрязнений и влаги резко
снижает сцепление лакокрасочного покрытия с метал-
лом.
Окраска опор, очищенных от ржавчины механиче-
ским способом, производится не позже, чем через 2—
3 ч после очистки, а в районах с химически агрессивной
внешней средой — немедленно после очистки.
Недостатком механического способа очистки опор
является относительно большая трудоемкость. Кроме
того, очистка стальными щетками и механизированным
инструментом не обеспечивает полного удаления ржав-
чины и старой краски, и оставшиеся продукты коррозии
металла под нанесенным лакокрасочным покрытием
будут способствовать продолжению коррозии и разру-
шению металла.
В последние годы в Советском Союзе [3-30] и за
рубежом нашел применение новый метод очистки по-
верхности от продуктов коррозии, основанный на пре-
образовании ржавчины (окислов железа) с помощью
ортофосфорной кислоты и цинка в защитную фосфатную
пленку (фосфаты цинка и железа). Технология нанесе-
ния преобразователя ржавчины на поверхность опоры
следующая.
Поверхность опоры очищают от пластовой и рыхлой
ржавчины, а также от слоев отстающей краски скреб-
ками или стальными щетками, после чего преобразова-
тель, состоящий из 90 частей ортофосфорной кислоты
(плотность 1,25 г/см3) и 10 частей цинка (в стружке,
порошке, пыли и т. п.), наносится на подготовленную
поверхность при помощи волосяной кисти. Преобразова-
тель наносится тонким слоем, достаточным для пропит-
ки верхнего слоя ржавчины и старой краски. Обрабо-
танная поверхность выдерживается до нанесения лако-
красочного покрытия в течение 4—6 сут при среднесу-
точной температуре 15—16° и относительной влажности
воздуха 75% и более.
В течение этого времени на поверхности опоры идет
химическая реакция преобразования ржавчины в фос-
фаты цинка и железа, об окончании которой узнают
с помощью специальной индикаторной бумаги. Фосфат-
ная пленка сама по себе не может служить в течение
240
длительного врёмёнй антикоррозийной защитой и Долж-
на покрываться соответствующим атмосферостойким
лакокрасочным покрытием в течение ближайших 10 сут.
В табл. 3-3 приводятся рецептура рекомендуемых
лакокрасочных материалов и их расход на 1 м2 поверх-
ности.
Нанесение защитных лакокрасочных покрытий, ука-
занных в табл. 3-3, должно производиться только на
хорошо подготовленную поверхность опоры, очищенную
от продуктов коррозии механическим или химическим
Рис. 3-32. Схемы механизированной окраски опор.
а — первый вариант; б — второй вариант.
способом. Защитные покрытия могут наноситься на по-
верхность опоры при помощи кисти или специальных
краскораспылителей. В табл. 3-4 приводятся рабочая
вязкость применяемых лакокрасочных покрытий, соот-
ветствующие растворители и условия их применения.
Работу по окраске опор следует производить в су-
хую теплую погоду при температуре не ниже +5°С.
Для защиты изоляторов от попадания краски над гир-
ляндой крепятся специальные колпачки из фанеры или
прессшпана диаметром 350—400 мм.
Окраску начинают с тросостоек, последовательно
опускаясь вниз опоры. Дойдя до уровня траверс, маля-
ры переходят на траверсы и окрашивают их, идя от
концов траверсы к центру опоры. Особое внимание
обращается на качество окраски горизонтальных по-
верхностей, узлов и стыков.
16—548	241
Окраска при помощи краскораспылителей произво-
дится двумя способами (рис. 3-32).
1. Подача краски в распылитель происходит само-
теком и всасыванием из бачка емкостью 2—2,5 л,
укрепленного непосредственно на краскораспылителе.
Краска может подаваться самотеком из бачка,
укрепленного на опоре или телескопической автовышке,
установленной вблизи окрашиваемой опоры. Установка
для окраски этим способом состоит из компрессора,
двух — четырех краскораспылителей, снабженных спе-
циальными бачками, и шлангов (по одному на каждый
краскораспылитель), по которым подается воздух.
2. Подача краски в распылитель производится под
давлением из красконагнетательного бака, установлен-
ного на земле или подвешенного на блоке на опоре.
При окраске этим способом установка состоит из
компрессора, красконагнетательного бака, двух — четы-
рех краскораспылителей без специальных бачков и
шлангов (по два шланга на каждый краскораспыли-
тель). Компрессоры приводятся в движение электродви-
гателями или двигателями внутреннего сгорания. Шлан-
ги применяются толстостенные двухслойные с внутрен-
ним диаметром для воздуха 9 мм и для краски 9—13 мм.
При сборке установки все шланги плотно насаживают-
ся на ниппели и зажимаются специальными зажимами
или закрепляются проволокой.
Второй способ окраски менее удобен, так как он
требует дополнительно резиновых шлангов для подачи
краски. Эти шланги часто засоряются и изнашиваются.
Для уменьшения длины шланга от распылителя до
красконагнетательного бака последний рекомендуется
поднимать на опору.
Лаки и краски, применяемые при окраске распыли-
телями, обеспечивают удовлетворительную работу лишь
при отсутствии в них посторонних механических при-
месей и крупных (густотертых) пигментов. Поэтому
перед заливкой в бачки краситель надо хорошо про-
фильтровать.
При перемещении монтера с одной стороны опоры на
другую курок распылителя отпускается, а краскораспы-
литель во избежание его падения надежно закрепляется.
При окраске поверхностей опоры распылителем расстоя-
ние от распылителя до окрашиваемой поверхности при
плоской струе составляет 200—300 мм, а направление
246
Струи должно быть по возможности Перпендикулярным
к окрашиваемой поверхности. Распылитель перемещает-
ся равномерно вдоль окрашиваемой поверхности со
скоростью 14—18 м/мин. Для получения сплошного
покрытия требуется, чтобы край каждой последующей
полосы несколько перекрывал край предыдущей.
Во время работы краскораспылительной установкой
с красконагнетательным баком периодически переме-
шивают содержимое бака во избежание осаждения кра-
ски на дно. Если в процессе работы возникают непо-
ладки, временно прерывают работу для их устранения.
Все работы, связанные с при-
готовлением лакокрасочных ма-
териалов, преобразователя ржав-
чины и их нанесением на опору,
производятся в полном соответ-
ствии с «Правилами техники без-
опасности при эксплуатации воз-
душных линий электропередачи
напряжением выше 1000 В», «Са-
нитарными правилами при рабо-
те с эпоксидными смолами» и
«Правилами и нормами техники
безопасности, пожарной безопас-
ности и промышленной санита-
рии для окрасочных цехов».
Многие лакокрасочные мате-
Рис. 3-33. Спецодежда,
применяемая для защи-
ты работающих на
окраске металлических
риалы для грунтовки и окраши-
вания металлических опор огне-
и взрывоопасны, обращение с ни-
ми требует максимальной осто-
рожности. В помещениях, гдехра-
нятся эти материалы, а также на опор.
рабочих местах запрещается про-
изводить работы с открытым пламенем, зажигать спички,
курить, производить электросварочные работы. Нельзя
при открывании тары пользоваться твердыми ударными
или рубящими инструментами, так как от искры может
произойти взрыв или пожар. Многие красители оказы-
вают вредное воздействие на организм человека, попадая
в органы дыхания или непосредственно на кожу.
Поэтому производить окрасочные работы надо в специ-
альной одежде (рис. 3-33), защищающей работающего
от вредного воздействия красителей и их растворителей,
247
а также покрывать перед работой кожу специальными
защитными пастами и кремами.
К работе следует допускать только специально
обученный персонал, прошедший медицинское освиде-
тельствование, и стараться, чтобы состав бригад был по
возможности постоянным. Работа по окраске металли-
ческих опор без снятия напряжения с линии электропе-
редачи должна производиться в полном соответствии
с [1-4].
г) Ремонт металлических опор
Ремонт металлических опор, установленных на линиях
электропередачи, должен производиться квалифициро-
ванным персоналом после проведения инженерно-техни-
ческими работниками необходимых расчетов. Перед
началом ремонта с поврежденного элемента металло-
конструкции надо снять нагрузку. Для этого иногда
Рис. 3-34. Приспособления, применяемые при ремонте металли-
ческих опор.
а — струбцина; б — скоба; а —прихватка.
приходится опускать провода и устанавливать тросовые
оттяжки. При невозможности выполнения ремонта опоры
в вертикальном положении ее устанавливают на шарни-
ры и опускают на землю.
Нарушение основных размеров секций в процессе
транспортировки или монтажа опор, как правило, про-
исходит вследствие изгиба отдельных стержней и
диафрагм. Выправку изогнутых стержней следует про-
изводить при помощи специальных приспособлений:
2 48
домкрата, струбцины, скобы для правки и прихватки
(рис. 3-34), создавая усилия, обратные по направлению
изгибу деталей.
Исправление окрученных стержней производится
вилкой. Изгибы стержней с резко выраженным изломом
продольной оси стержня не поддаются качественной
выправке, поэтому такие стержни приходится удалять из
секции и заменять новыми, вырубая предварительно
сварные швы. Особое внимание следует уделять устране-
нию этого дефекта в поясах. Выправленные после
перегиба уголки надо перекрывать накладкой такого же
(но не меньшего) номера профильной стали.
При замене или усилении отдельных уголков не до-
пускается поперечный сварочный шов (перпендикулярно
направлению элемента), так как при таком исполнении
снижается его несущая способность. Сварка производит-
ся по «перу» уголка. Длина сварочных швов должна
устанавливаться расчетом. При невозможности усилить
ослабленные элементы с помощью сварки их усиливают
накладками на болтах.
После проведения этих работ следует тщательно
осмотреть ремонтируемую металлоконструкцию, чтобы
убедиться, не появились ли в процессе ремонта повреж-
дения других элементов. Особо тщательно надо осмо-
треть сварные швы соответствующих узлов и накладок.
Обнаруженные трещины сварных швов должны
завариваться. Кроме того, проверяют геометрические
размеры секций и при недопустимых размерах перекосов
заменяют отдельные стержни или удлиняют стыковые
накладки, если это не вызывает ослабления пояса. Если
имеет место нарушение геометрических размеров нижних
секций, то усиление поясов и решетки надо производить
после выправки секции и установки шаблона, так как
в противном случае при подъёме опора не попадает на
анкерные болты.
Если отдельные элементы опоры (траверсы, секции
ствола и т. п.) имеют значительные повреждения, то их
заменяют новыми. В том случае, когда эти элементы
можно отремонтировать без опускания на землю, их
предварительно усиливают, снимают с них нагрузку и
ремонтируют. В практике имел место случай ремонта
траверсы угловой (до 90°С) опоры 220 кВ. При ремонте
была использована временная деревянная траверса, на
которую и была переведена вся механическая нагрузка
2Л9
N3
м Рецептура рекомендуемых лакокрасочных материалов и расход
Таблица 3-3
№ п.п.	Лакокрасочные материалы	Рабочая рецептура		Расход на 1 м2 поверх- ности, г
		Компоненты	Части по массе	
1	Преобразователь ржавчины	Ортофосфортная кислота Н3РО4	90	100—120
		Цинковая пыль или цинк сушковый	10	13—15.
2	Лак № 177 (для первого слоя покрытия)	Лак № 177	100	190
	Краска АЛ-177 (для второго слоя покрытия)	Лак № 177	80	88
		Алюминиевая пудра ПАК-3	20	22
3	Лак ЭКП-1 (для первого слоя покрытия)	Каменноугольная смола	50	75
		Смола Э-40	50	75
		Отвердитель (полиэтиленполиамин)	3,5	5,2
		Растворитель Р-40	30	50
		Лак № 177 (для второго слоя покрытия)	100	ПО
4	Эпоксидная грунт-шпатлевка	ЭП-00-10	100	150
	ЭП-00-10 (для первого слоя покрытия)	Отвердитель № 1	8,5	12,7
	Лак № 177 (для второго слоя)$	Растворитель Р-40	40	60
		Лак № 177	100	НО
5	Эпоксидная грунт-шпатлевка	ЭП-00-10	100	150
	ЭП-00-10 (для первого слоя покрытия)	Отвердитель № 1	8,5	12,7
		Растворитель Р-40	40	60
	Эпоксидная грунт-шпатлевка ЭП-00-10 (для вто-	ЭП-00-10	100	ПО
	рого слоя покрытия)	Отвердитель № 1	8,5	9,3
		Растворитель Р-40	20	30
№ П.П.	Лакокрасочные материалы
6	Эпоксидная грунт-шпатлевка ЭП-00-10 (для^первого слоя покрытия) Эпоксикаменноугольный лак ЭКП-1 (для второго слоя покрытия)
7	Грунт ХС-010 (для первого слоя покрытия) Грунт ХС-010 (для второго слоя покрытия) Эмаль ХВ-124 (для третьего слоя покрытия)
Эмаль ХВ-124 (для четвертого слоя покрытия)
243
Продолжение табл. 3-3
Рабочая рецептура		Расход на 1 м2 поверх- ности, г
Компоненты	Части по массе	
ЭП-00-10	100	150
Отвердитель № 1	8,5	12,7
Растворитель Р-40	40	60
Каменноугольная смола	50	75
Смола Э-40	50	75
Растворитель Р-40	30	50
Отвердитель ПЭПА	3,5	5,2
Барит	30	45
ХС-010	100	100
Сольвент	20	20
ХС-010	100	90
Сольвент	20	18
ХВ-124	100	160
ХВ-124	100	140

Таблица 3-4
Рекомендуемые лакокрасочные материалы для защиты опор от коррозии
№ п.п.	Материал	Число слоев	Рабочая вязкость при 7=18—20°С по вискозиметру В34		Растворитель	Время сушки лакокрасоч- ного покрытия, с	Условия эксплуатации
			под кисть	Для распы- ления			
1	Эпоксидная грунтшпат- левка ЭП-00-10	1	30—35"	20	Р-40, этилцеллозольв или № 646 (только для первого слоя)	48	Зоны химических заводов и промпредприятий
2	Эпоксидная грунтшпат- левка ЭП-00-10	1	30—35"	—	Р-40, № 646, этилцел- лозольв	48	Зоны промышленных пред- приятий средней полосы СССР
	Эпоксикаменноугольный лак ЭКП-1 с напол- нителем	1	50—60"	20"	Р-40	72	
3	Эпоксидная грунтшпат- левка ЭП-00-10 Лак № 177	1 1	30—35" 30—35"	—	Р-40, № 646 этилцел- лозольв	48	Атмосферные условия сель- ской местности средней полосы СССР
Продолжение табл. 3-4
№ п.п.	Материал	Число слоев	Рабочая вязкость при 7=18—20°Спо вискозиметру В34		Растворитель	Время суш- ки лакокра- сочного покрытия, с	Условия эксплуатации
			под кисть	для распы- ления			
4	Эпоксикаменноугольный лак ЭКП-1 с напол- нителем Лак № 177	1 1	50—60“ 35—40“	—	Р-40 Сольвент	48 24	Атмосферные условия сель- ской местности средней полосы СССР
5	Лак № 177 Краска АЛ-177	1 1	34—40“ 34—40“	20“	Сольвент Сольвент	48 24	То же
6	Грунт ХС-010	2	30—45“	—	Сольвент под кисть и Р-4 под распыление	1	Агрессивные зоны химичес- ких заводов и предприя- тий всех районов страны
	Эмали ХВ-124 или ХСЭ-26 ПХВ-26 (для окраски оборудования с земли или стремянок)	2*	40—45*	18“	Р-4	1	
»**	* В особо агрессивных условиях рекомендуется трехслойное покрытие.
от проводов. После окончания ремонта временная тра-
верса была демонтирована.
При установке опоры на фундаменты в отдельных
случаях в результате неправильной разбивки котлованов
и изменения геометрических размеров опоры отверстия
в пятах опоры не попадают на анкерные болты. Прину-
Рис. 3-35. Металличе-
ские прокладки.
тами (рис. 3-35).
дительная посадка в таких случаях
недопустима, так как в металле по-
являются большие предварительные
напряжения. При небольших (до
80—100 мм) несоответствиях можно
удлинить пяту опоры посредством
наварки специальных косынок, а при
большем расхождении производят
переустановку фундаментов или за-
мену нижних секций опоры. В слу-
чае неплотного прилегания пяты
опоры к поверхности фундамента
можно приварить к пяте металличе-
ские прокладки, предварительно
поместив их между анкерными бол-
Количсство таких прокладок должно
быть не более четырех, а их общая высота — не менее
40 мм.
В тех случаях, когда зазор между пятой опоры и
фундаментом более 40 мм, приходится устанавливать
специальные ростверки. Такие же прокладки рекоменду-
ется прокладывать и при устранении недопустимых
кренов металлических опор. В том случае, когда при
выправке опор требуется освободить анкерные болты
более чем на одной ноге, опору необходимо предвари-
тельно укрепить расчалками. На узкобазых опорах
установка расчалок обязательна даже при освобождении
одного анкерного болта.
Для предохранения гаек на анкерных болтах от от-
вертывания необходимо их закернить. Глубина кернения
должна быть не менее 3 мм. Приварка гаек запреща-
ется.
3-4. ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ ОПОРЫ
а)	Конструкции железобетонных опор
Железобетонные опоры по сравнению с деревянными
более долговечны. Основным преимуществом железобе-
тонных опор по сравнению с металлическими является
250
снижение расхода стали на 40—(80% в зависимости от
типа опор и уменьшение эксплуатационных расходе®, так
как железобетонные опоры не требуют периодической
окраски. Недостаткам железобетонных опор по сравне-
нию с опорами из других материалов до последнего
времени является их большая масса, вызывающая уве-
личение транспортных расходов и усложняющая монтаж
опор.
В настоящее время развитие производства строитель-
ных материалов, в частности цемента высоких 'марок,
а также высокопрочной арматуры привело к широкому
применению железобетонных опор как в сетях до
1000 В, так и на линиях 6—500 кВ.
На заводах опоры изготавливают способом центрифугирования
или способом вибрирования. При центробежном способе изготовле-
ния опор возможно механизированное поточное производство труб-
чатых стоек кольцевого сечения из бетона высокого качества. При
изготовлении железобетонных опор способом вибрирования можно
получать любую форму сечения. Опоры из вибробетона выполняются
как с открытым профилем (крестообразные, двутавровые и т. п.),
так и с закрытым (полые, квадратные, прямоугольные и т. д.).
В практике строительства линии нашли применение железобетон-
ные опоры с ненапряженной и предварительно напряженной арма-
турой.
При применении предварительно напряженного железобетона
можно рационально использовать высокопрочные стали и бетоны,
что дает большой экономический эффект за счет уменьшения массы
и размеров железобетонных элементов.
Предварительные напряжения в бетоне достигаются следующим
образом: перед бетонированием конструкции арматуру специальны-
ми натяжными приспособлениями растягивают и закрепляют на упо-
рах или формах, затем бетонируют конструкцию. Арматуру удержи-
вают в натянутом состоянии до тех пор, пока бетон не приобретает
достаточную прочность (обычно 70% полной требуемой прочности).
После того, как бетон достигнет достаточной прочности, арматуру
освобождают от упоров, и она, стремясь укоротиться, сжимает бе-
тон. Передача усилий от арматуры бетону происходит вследствие
сцепления между арматурой и бетоном, а также, если этого
сцепления недостаточно, при помощи специальных анкерных
устройств.
Для линий до 35 кВ и для линий связи применяются
опоры из вибробетона различных сечений. Для всех
воздушных линий на штыревых изоляторах наиболее
целесообразными являются железобетонные опоры дву-
таврового или решетчатого типа, так как такие опоры
хорошо противостоят ветровым нагрузкам (рис. 3-36).
В том случае, когда опору следует рассчитывать и на
обрыв проводов в аварийном режиме, наиболее эконо-
мичным оказывается сечение опоры круглого профиля.
251
Применявшиеся ранее для линий Зб—-110 кД сборные
П-образные железобетонные опоры собирались на месте
из секции в форме полых груб. Они не получили распро-
странения из-за относительно большого расхода стали
Рис. 3-36. Воздушные линии до 10 кВ на железо-
бетонных опорах решетчатого типа.
и бетона, а также из-за необходимости производства
сложных электросварных и бетонных работ на трассе.
Для линий электропередачи 35—500 кВ наибольшее
распространение получили железобетонные центрифуги-
рованные стволы цилиндрической или конической формы.
252
0012 0009	009 hl	0009
DH=33h-
dg-h4Q
a)
Рис. 3-37. Одностоечные свободно стоящие железобетонные опоры для линий 35—220 кВ.
а — одноцепная 35 кВ; б — двухцепная ПО кВ; в — одноцепная 220 кВ.
Центрифугирование является наиболее щррйзводйтель-
ным и индустриальным способом изготовления железо-
бетонных опор, а кольцевое сечение обеспечивает этим
опорам ряд преимуществ по сравнению с опорами дру-
гой конструкции: наиболее выгодный момент сопротив-
ления, хорошую обтекаемость и красивый архитектурный
вид.
В настоящее время в энергосистемах находится в
эксплуатации большое количество линий 35—220 кВ,
где в качестве промежуточных опор использованы одно-
стоечные железобетонные опоры с ненапряженной и
частично напряженной арматурой (рис. 3-37). Траверсы
этих опор обычно выполнены из профильной стали.
Рис. 3-38. Изменение угла поворота опоры в грун-
те а в зависимости от изгибающего момента М и
глубины установки опоры в грунт.
Металлические траверсы одностоечных опор крепят
к железобетонному стволу с помощью сквозных болтов
или специальных хомутов из полосовой стали. Опыт
эксплуатации показал, что при обрыве проводов большо-
го сечения при болтовом креплении траверсы она дефор-
мируется или опора разворачивается в грунте, в то время
как в случае крепления траверсы хомутами последняя
при определенных условиях разворачивается вокруг
ствола, сокращая этим пролет и снижая редуцированное
тяжение. На переходах через другие объекты следует
применять болтовое крепление траверс к стволу опоры
или крепление с помощью парных хомутов.
254
Основным способом закрепления железобетонных
опор в наиболее распространенных грунтах (при расчет-
ном сопротивлении грунта 20—30 Н/см2) является без-
ригельная установка в пробуренные котлованы диамет-
ром до 700 мм на глубину до 3,5 м. Если диаметр бура
больше диаметра основания опоры, то пространство
между стенками котлована и стойки опоры засыпается
смесью щебня и песка и затем тщательно уплотняется.
Чтобы сократить объем работ по уплотнению грунта,
ОРГРЭС исследовал возможность тугой посадки желе-
зобетонных конических и цилиндрических стоек в про-
буренный котлован, диаметр которого на 25—30 мм
меньше диаметра основания. Для вдавливания стоек
потребовались механизмы, создающие дополни-
тельную вертикальную нагрузку не менее 50 кН.
На рис. 3-38 показана зависимость угла поворота опор,
установленных в грунт методом тугой посадки, в зави-
симости от изгибающего момента и глубины котлована.
Анализ полученных результатов показал, что тугую
посадку опор целесообразно применять в талых связан-
ных грунтах на глубину не менее 3 м. В грунтах с мень-
шим расчетным сопротивлением грунта применяется
заглубление опоры на 3,5 м или установка опор в про-
буренные котлованы с одним-двумя верхними ригелями.
Лишь в очень слабых и обводненных грунтах (с расчет-
ным сопротивлением до 10 Н/см2) одностоечные опоры
с несколькими ригелями устанавливают в открытые
котлованы.
Для линий электропередачи 220—500 кВ нашли при-
менение промежуточные железобетонные опоры порталь-
ного типа (свободно стоящие и. на оггяжках). На
рис. 3-39 показаны конструкции этих опор.
Стойки свободно стоящих опор устанавливаются в
пробуренные котлованы, а стойки опор с оттяжками
опираются на железобетонные подножники. В качестве
траверсы используются железобетонные цилиндрические
стойки либо применяются металлические траверсы из
профильной стали. Траверсы соединяются шарнирно со
стойками, а иногда имеют шарнирное соединение в се-
редине. Для разгрузки траверс применяются шпрепгели.
В последнее время нашли применение свободно стоящие
портальные опоры с внутренними металлическими свя-
зями (рис. 3-40). При действии нагрузок нормального
режима внутренние связи при величине начального
255
222000
Рис. 3-39. Портальные железобетонные
опоры для линий 220—500 кВ.
а — свободно стоящая; б — на оттяжках.
Гяжения 8—10 кН обеспе-
чивают порталу необходи-
мую жесткость. Они рабо-
тают всегда на растяже-
ние и включаются в рабо-
ту поочередно в зависи-
мости от направления
ветра.
Железобетонные стой-
ки таких опор заглубля-
ются в грунт без фунда-
ментов. Испытания проч-
ности заделки в грунт
свободно стоящих опор
показали, что опоры с
внутренними связями при
расчетных сопротивлени-
ях грунта 25 Н/см2 могут
устанавливаться в пробу-
ренные котлованы без
ригелей. Эти опоры в бо-
лее слабых грунтах укре-
Рис. 3-40. Железобетонные сво-
бодно стоящие опоры с внутрен-
пляются верхними риге-
лями. Установка нижних
ригелей, как показали
испытания, не требуется.
ними связями для линий 330 кВ.
В качестве промежуточных, (анкерных, угловых отпа-
ечньпх и транспозиционных опор для линий 35—330 кВ
применяются также одностоечные опоры с оттяжками
(рис. 3-41). Стойки этих опор для линий 35—140 кВ
устанавливаются в пробуренный котлован, а для опор
110 кВ увеличенной высоты и для опор линий 220—
330 кВ шарнирно опираются на железобетонной поднож-
ник или ростверк.
Во всех конструкциях железобетонных опор арматура
может использоваться для отвода в землю импульсных
токов и токов промышленной частоты, а железобетонные
фундаменты и заглубленная часть опоры могут исполь-
зоваться в качестве естественных заземлителей.
б)	Повреждения и дефекты железобетонных опор
Многие дефекты железобетонных опор появляются в
процессе изготовления и должны своевременно выявлять-
ся. В случае отклонения от нормальной технологии изго-
17—548	257
говления имеют место плохое сцепление арматуры с бе-
тоном, неравномерная толщина стенки бетонной трубы
по сечению, односторонний сдвиг арматурного каркаса
Рис, 3-41. Промежуточно-угловая одностоечная же-
лезобетонная опора с оттяжками линий 330 кВ.
относительно оси ствола опоры (рис. 3-42). В любом
случае толщина защитной стенки бетона должны быть
не менее 10 мм, так как в против-
Рнс. 3-42. Односто-
ронний сдвиг арма-
туры.
ном случае возможны коррозия
арматуры и снижение механической
прочности опоры.
Для определения местоположе-
ния и глубины залегания арматуры
в железобетонных конструкциях
применяются приборы контроля ар-
матуры ПКА-1м илиАИ-15.
Приборами можно пользоваться
для исследования находящихся
258
й эксплуатаций опор, не имеющих данных по армиро-
ванию, с целью определения их несущей способности
и запасов прочности, а также при определении мест для
пробивки отверстий в железобетоне и для приварки
электродов или закладных частей к существующей
арматуре.
Рис. 3-43. Схема прибора СКИП-1.
/ — эталонный датчик; 2 — измерительный датчик; 3 —-
трансформатор; 4— измеритель.
В основу прибора (рис. 3-43) положена система двух индуктив-
ных датчиков, представляющих собой трансформаторы с разомкну-
той магнитной цепью. Один датчик, являющийся эталонным, располо-
жен внутри корпуса прибора. Другой датчик — измерительный —
сделан выносным и соединен
с приборами четырехжильным
кабелем. При поднесении к же-
лезобетонной конструкции про-
исходит изменение его индук-
тивности, в результате чего на-
рушается баланс системы и по-
является ток разбаланса, вели-
чина которого пропорциональ-
на расстоянию от датчика до
арматуры.
Прибор должен быть тари-
рован на образцах из бетона
С заделанными в него стержня-
ми или путем применения сво-
бодных стержней, но с уста-
новкой их на определенном
Толщина защитногостт си
Рис. 3-44. График тарировки при-
бора СКИП-1.
259
расстоянии от датчика при помощи изоляционных прокладок, йа
рис. 3-44 показан график тарировки прибора СКИП-1 для арматуры
диаметром 12 мм (/) и проволоки диаметром 4 мм (II).
Измерение прибором производится следующим образом: датчик
устанавливается на бетон и поворачивается вокруг оси, перпенди-
кулярной поверхности бетона, до совпадения направления продоль-
ной оси датчика с осью арматуры. Совпадение фиксируется наи-
большим углом отклонения стрелки. Затем датчик передвигается
параллельно найденному положению арматуры до максимального
отклонения стрелки. При максимальном показании датчик будет рас-
положен точно над арматурой (параллельно ей). Снимается отсчет,
и по графику определяется расстояние до арматуры в бетоне.
Прибор может работать при температуре от +30 до +40°С при
относительной влажности до 90%.
Максимальная измеряемая толщина защитного слоя бетона 60—
70 мм при диаметре арматуры 4—40 мм. Питание прибора осуществ-
ляется от трех батарей КБС-0,5. Масса прибора 3 кг, размеры
187Х 150Х 120 мм.
Особое внимание следует обращать на наличие
трещин в стволах бетонных опор. Появление волосяных
трещин не вызывает особых опасений, но их значитель-
ное раскрытие угрожает долговечности конструкции
из-за возможной коррозии арматуры или разрушения
бетона (особенно па уровне грунтовых вод). В том сече-
нии, где глубокие трещины в бетоне доходят до армату-
ры, все внешние нагрузки воспринимаются лишь арма-
турой и механическая прочность опоры резко снижается.
Величина раскрытия трещин зависит от мно.их факто-
ров: характера нагрузки, процента армирования сечения,
диаметра армирующих стержней и качества сцепления
бетона с арматурой. Исследования, проведенные
ОРГРЭС и Оргэнергостроем, показывают, что коррозия
арматуры начинается обычно при ширине трещин 0,05 мм
и выше. Коррозия арматуры протекает наиболее интен-
сивно в агрессивной среде и при влажности окружающе-
го воздуха выше 60% • При трещинах 0,2—0,3 мм за 8 лет
эксплуатации железобетонных опор в обычных условиях
глубина раковин в арматуре от коррозии составляет
0,1—0,3 мм, а в приморских районах раковины такой
глубины появляются за 4 года эксплуатации.
В случае наличия в атмосфере сернистого ангидрида,
сероводорода, хлора, хлористого водорода, в грунтовых
водах — свободной кислоты, ионов хлора, магния и др.,
а также источников электрокоррозии арматура корроди-
рует еще быстрее.
Для железобетонных опор (с ненапряженной армату-
рой) допускается на 1 м не более шести кольцевых
260
трещин шириной до 0,2 мм. Для опор с частично напря-
женной арматурой ширина раскрытия трещин допуска-
ется не более 0,05 мм. Опоры с полностью напряженной
арматурой не должны вообще иметь трещин.
Проверка наличия и ширины раскрытия трещин в
бетоне железобетонных опор с выборочным вскрытием
грунта производится после первых 3 лет эксплуатации,
а далее 1 раз в 6 лет. Размеры трещин замеряются
специальным прибором — оптическим трещиномером.
Поскольку железобетонные опоры имеют значитель-
ную массу, особое внимание следует обращать на их
перевозку, погрузку, разгрузку и храпение. От сильных
ударов или больших усилий в самой опоре могут про-
изойти скол бетона, раскрытие трещин выше допустимых
норм или поломка опоры. Перевозка железобетонных
опор по железной дороге осуществляется па сдвоенных
платформах с обязательной установкой между рядами
опор деревянных прокладок через 5—6 м. На одном
сцепе следует укладывать не более трек рядов опор.
Перевозка опор по трассе производится в специальных
кассетных устройствах, в которых через каждые 5 м
имеются опорные площадки. Использование обычных
прицепов для перевозки железобетонных опор не разре-
шается, так как ствол опоры ломается под действием
собственной массы.
Для погрузки и разгрузки железобетонных опор
применяются специальные металлические приспособле-
ния или специальная строповка, обеспечивающая захват
ствола опоры в нескольких точках. При хранении желе-
зобетонных опор на складах следует через каждые 5 м
устанавливать прокладки и укладывать в штабеле
не более трех рядов их.
Наклоны железобетонных опор вдоль и поперек
линии резко снижают механическую прочность опоры и
способствуют усиленному трещинообразованию, так как
вследствие большой массы опоры увеличиваются меха-
нические напряжения в нижней части опоры.
Испытания одностоечной промежуточной опоры типа
ДП-1 показали, что при наклоне опоры только на 2° ее
несущая способность уменьшается на 8—10%. Поэтому
для железобетонных опор допускаются наклоны опор
вдоль и поперек линии нс более 1/i5o-
В процессе строительства и приемки железобетонных
опор в эксплуатацию большое внимание следует уделять
261
1фабильной защелке опор в грунте. Опыт эксплуатации
показывает, что плохие засыпка и трамбовка пробурен-
ных котлованов вызывают значительные крены опор,
особенно в период весеннего таяния снегов и осенних
дождей. При изменении направления ветра на 100—180°
опора «переваливается» в котловане и может сломаться.
Поэтому первые 1—2 года эксплуатации тщательно
осматривают линии на железобетонных опорах весной
и осенью после сильных ветров и своевременно произво-
дят выправку опор, отклонившихся от вертикали больше
нормы.
Механические повреждения железобетонных опор
имели место в результате наезда на опоры транспорта,
Рис. 3-45. Повреждение опор во время ледохода.
а — железобетонной; б — металлической.
262
во время ледохода (рис. 3-45), а также во время непра-
вильно организованных ремонтных и монтажных работ.
Другими дефектами являются отслоение бетона на
внешней поверхности опоры, «дутики» раковины, «ско-
лы». Эти дефекты, как правило, получаются вследствие
нарушения технологических процессов при изготовлении
опор на заводах. На поверхности бетона, имеющего та-
кие дефекты, задерживается влага и происходит даль-
нейшее выкрашивание бетона.
При прохождении больших токов короткого замыка-
ния вследствие ненадежного контакта отдельных частей
арматуры и заземлителей возможно обгорание и выго-
рание концевых частей арматуры, а также частичное
разрушение бетона.
Дефектом железобетонных опор является также
недостаточная защита от коррозии металлических частей
опор: траверс, тросостоек и шарнирных сочленений.
в)	Ремонт железобетонных опор
Нанесение защитных покрытий производят
по поверхности бетона после прохождения в нем усадоч-
ных процессов. Надежными материалами для ремонта
железобетонных опор с целью своевременной защиты
арматуры от коррозии являются полимерцементные
краски и растворы, представляющие собой смесь высо-
комолекулярных органических веществ с минеральными
вяжущими. Эти материалы обладают высокими защит-
ными свойствами и большой механической прочностью.
Для полимерных красок и растворов на основе
портландцемента наиболее пригодными и доступными
являются водные дисперсии поливинил ацетатной эмуль-
сии (ТТВАЭ) или синтетических латексов СКС-30,
СКС-50, GKC-65.
В зависимости от характера дефектов применяются
следующие виды ремонта опор:
а)	покрытие поверхности опор полимерцементнымп
красками при трещинах в бетоне;
б)	пленочные покрытия полимерными материалами
опор, находящихся в агрессивной среде;
в)	.заделка раковин и сколов полимерцементнымп
растворами;
г)	усиление опор устройством железобетонных бан-
дажей.
263
Защитные покрытия и ремонты могут оправдать
свое назначение только при качественном их выпол-
нении.
Поверхность, подготовленная к нанесению покрытий
или заделки повреждений, дожна быть чистой (без
грязи, пыли, масла), прочной (без выкрашивания и отсло-
ения), не иметь острых выступов. Очистка поверхности
производится стальными щетками и скребками. Масля-
ные пятна смываются бензином или ацетоном. Раковины
и сколы расчищают металлическими щетками до плот-
ного бетона. Ржавую арматуру очищают металлическими
щетками. Заделка больших сколов и раковин раствором
производится с установкой дополнительной арматурной
сетки с ячейками 25X25 мм.
Покрытие опор полимерцементпыми красками приме-
няется в обычных атмосферных условиях при отсутствии
агрессивных газов и аэрозолей (дыма, тумана, кислот);
производится в сухую погоду при температуре не ниже
+ 2°С.
Полимерная краска изготовляется на месте работ.
Ее состав (компоненты взяты в отношении): цемент
марки 500—60%; полив,инилацетатная эмульсия или
латекс— 1'2%, вода — 28%. Вязкость краски регулиру-
ется добавкой воды и цемента. Готовая смесь должна
хорошо наноситься кистью на поверхность Вследствие
ограниченного срока хранения краски следует приготов-
лять ее на 3—4 ч работы. В процессе работы краску
периодически помешивают. Краска наносится кистью
в два слоя на предварительно увлажненную 10%-ным
раствором полимерной добавки (ПВАЭ) поверхность
бетона. Второй слой краски наносится через 2 ч.
При наличии в атмосфере агрессивных примесей га-
зов применяются химически стойкие перхлорвиниловые
полимерные материалы. Поверхность опоры, предназна-
ченная к покрытию полимерными материалами, проти-
рается растворителем Р-4 (ГОСТ 7827-55) и грунтуется
слоем лака ХСЛ, а затем покрывается слоем лака ХСЛ,
смешанного с цементом в составе 1 : 1 (по массе). Сушка
каждого слоя на воздухе продолжается около 1 ч. По
огрунтованной поверхности наносится слой перхлорви-
ниловой эмали ПХВ-23 или ПХВ-26.
Раковины, сколы и шершавые поверхности заделы-
ваются полимерцементными растворами, состав которых
указан в табл. 3-5.
264
Таблица 3-5
Состав полимерных растворов
Компоненты раствора	Состав раствора по массе, %	
	для заделки крупных сколов и раковин	для шпаклевки крупных.трещин и шершавой поверхности
Цемент марки БТЦ или портландцемент марки 500—000	22	28
Поливинилацетатная эмульсия или латекс	4,5	6
Песок крупный (до 3 мм)	6G.	—
Песок мелкий (0,3 мм)	—	56
Вода	7,5	10
Раствор приготовляется вручную или в смесителе и
должен быть использован в течение 2 ч после приготов-
ления. Раковины и сколы заделываются с установкой
опалубки или без нее в зависимости от их величины.
Затвердение раствора происходит на воздухе без
увлажнения, но обязательно в теплое время года (при
/>5°С).
Для усиления опор, имеющих продольные или попе-
речные трещины величиной раскрытия больше 0,4 мм,
расположенные в зоне, не превышающей 2 <м от уровня
заделки опор в грунте, устраиваются железобетонные
бандажи. Размер бандажа по высоте принимается таким,
чтобы зона образования трещин на опоре была перекры-
та бандажом как вверху, так и внизу на 20 см. Толщина
стенки бандажа принимается равной 70—80 мм. Марка
бетона—не ниже 400. На опорах с поперечными трещи-
нами устраивают бандажи с продольной рабочей армату-
рой, а на опорах с продольными трещинами — с попереч-
ной рабочей арматурой. Рабочая арматура бандажа вы-
полняется из стали периодического профиля диаметром
14 мм. Распределительная арматура выполняется из
катанки диаметром 4—6 мм. Фундаментная часть опоры
защищается гидроизоляционным покрытием.
Выправка опор производится специально обучен-
ной бригадой с применением по возможности тракторов
и автовышки. Подробно способы выправки железобетон-
ных опор изложены в [3-24]. Одностоечные опоры 220 кВ,
получившие крен и одностороннюю деформацию в ре-
зультате несимметричности вертикальных нагрузок,
265
Осле вьийратаки усиливают оттяжкой, разгружающей
опору от изгибающих моментов.
Для исключения повреждения арматуры и бетона
токами короткого замыкания производится установка
дополнительных заземляющих спусков, проводятся
мероприятия по улучшению контактов в цепи трос—зем-
ля, а в тех местах, где при отклонении изоляторов воз-
может разряд на тело опоры, устанавливаются специаль-
ные металлические кольца, связанные с заземленной
арматурой.
Все металлические детали железобетонных опор в
процессе эксплуатации периодически осматривают.
Металлические тяги, оттяжки, шпренгели в случае
ослабления подтягивают, проверяют качество сварных
швов и надежность узлов соединения элементов, подвер-
гающихся динамическим воздействиям при «пляске»,
вибрации, ураганах и обрывах проводов. При появлении
следов коррозии производят очистку поверхности и на-
носят защитные покрытия.
В случае значительного повреждения арматуры
железобетонных опор вследствие коррозии поврежден-
ные опоры заменяются, и принимаются специальные
меры защиты опор от блуждающих токов.
3-5. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОПОР С ОТТЯЖКАМИ
Опоры с оттяжками ib последние годы нашли широкое
применение в качестве типовых промежуточных, проме-
жуточно-угловых, анкерных и специальных опор на ли-
ниях всех напряжений. В предыдущих параграфах
описаны некоторые наиболее распространенные конст-
рукции металлических и железобетонных опор на оттяж-
ках. Применение оттяжек для опор целесообразно также
в местах с плохими грунтами (скальные грунты, болота,
торф), где закрепление основания опоры представляет
определенные трудности (рис. 3-46). Тросовые оттяжки
применяются также для усиления опор действующих
линий электропередачи, а также в качестве внутренних
связей для опор портального типа.
Опора с оттяжками представляет собой пространст-
венную конструкцию, элементы которой в нормальном и
аварийном режимах испытывают в основном осевые
усилия, а не изгиб. Поэтому поперечные сечения, а сле-
довательно, и масса этих опор получаются меньшими,
чем у опор без оттяжек. Ствол опоры либо заглубляется
266
в пробуренный котлован, либо шарнирно опирается на
подножник, подфундаментную плиту и т. п. Оттяжки
выполняются из стального троса ('ГОСТ 3064-66). либо
стального спирального каната (ГОСТ 3062-66, 3065-66),
либо из круглой низколегированной стали. Одним кон-
цом оттяжки крепятся к телу опоры, а вторым — к заглу-
бленным анкерам (сваям, бетонным плитам, лежням
и т. п.).
6)
Рис. 3-46. Применение тросовых
оттяжек для опор, устанавливае-
мых на плохих грунтах.
а — промежуточная деревянная опора
на тросовых оттяжках для скального
грунта; б— установка железобетонных
опор МО—220 кВ на заболоченных уча-
атхах трассы.
267
Оттяжки плоских портальных опор обычно крепятся
к стойкам, а основные оттяжки одностоечных опор —
к траверсам, компенсируя тем самым крутящие моменты,
действующие на опору при обрывах проводов.
Жесткость опоры после установки достигается пред-
варительным натяжением оттяжек. Если оттяжки не на-
тянуты, опора может потерять свою пространственную
форму, а шарнирно закрепленные стойки могут соско-
чить с подножнпков. Практически по условиям монтажа
и эксплуатации начальное тяжение в оттяжках целесо-
образно задавать в пределах 20—25% расчетного тяже-
ния в оттяжках.
Рис. 3-47. Прибор
типа ИТ-5.
а — общий вид при-
бора; б — схема ра-
боты прибора.
б) г
В процессе эксплуатации надежность работы опор с
оттяжками зависит от состояния оттяжек и других
элементов опоры, а также от величины предварительного
тяжения в оттяжках.
Пр ичиной ослабления оттяжек может послужить
осадка бетонных подножников или смещение анкерных
бетонных плит после весеннего таяния снегов и осенних
дождей. В случае отклонения величины начального тяже-
ния от проектной производится регулировка тяжения
талрепами.
Тяжение в тросовых оттяжках проверяется при помощи прибора
ИТ-5 или ИТ-5М, разработанного ОРГРЭС (рис. 3-47).
В измерителе тяжения использована зависимость между уси-
лием Р, отклоняющим натянутый трос на величину f, и величиной
тяжения по тросу Т при заданном расстоянии А между точками
опоры. Процесс измерения прибором типа ИТ заключается в следую-
268
щем: трос испытываемой оттяжки захватывается опорным роликом
и захватом, после чего силовым рычагом упирается в трос и тем
самым сообщают ему прогиб между системой опорных точек.
Растягивающее усилие Р передается на упругую систему дина-
мометра и замеряется по шкале. На точность измерения влияют
жесткость канатов и характер опирания каната на детали измери-
теля. Для уменьшения погрешности жесткие канаты не следует
сильно перегибать силовым рычагом прибора и производить замер
в тех местах, где форма каната сильно отличается от круглой. Для
замера тяжений в тросах различного диаметра прибор снабжается
сменными роликами и захватами, диаметр и радиус желобка кото-
рых находятся в соответствии с диаметром троса. При замерах тя-
жения в оттяжках, состоящих из двух свитых ветвей, прибор следует
устанавливать на свободном от скрутки участке одной из ветвей,
замерить показания прибора и удвоить их. Измеритель ИТ-5М имеет
несколько упрощенную конструкцию, меньшую массу и разъемную
конструкцию корпуса. Он дает возможность производить измерения
тяжений на трех диаметрах канатов вместо одного. Разъемная кон-
струкция корпуса измерителя позволяет отсоединить динамометр для
его проверки и ремонта. Прибор замеряет тяжение в оттяжках диа-
метром 15,5; 17,0 и 18,5 мм в пределах 4—50 Н. Величину тяжения
в стержневых оттяжках из круглой стали, а также в тросовых
оттяжках, где нельзя применить прибор ИТ-5, можно определить при
помощи собственных колебаний оттяжки [3-19].
Для этого, имея соответствущий навык, создают свободные одно-
полуволновые колебания оттяжки и секундомером замеряют время
десяти таких колебаний. Построенные заранее графики зависимости
T=f(x) для оттяжек различного диаметра и различной длины по-
зволяют получить величину тяжения в оттяжках с погрешностью, не
превышающей ±10%.
Замер тяжения в оттяжках производится первые 2
года эксплуатации ежегодно, а в дальнейшем — 1 раз
в 3 года в безветренную погоду (скорость ветра не дол-
жна превышать 5 м/с).
В процессе приемки опор с оттяжками и эксплуата-
ции проверяется качество U-образных болтов для креп-
ления оттяжек к анкерным плитам и качество опрессов-
ки троса или заделки троса в клиновых зажимах для
крепления оттяжек к стяжным устройствам. Проверяют-
ся глубина заложения анкерных плит и качество их
засыпки, правильность разбивки положения фундамен-
тов и анкерных плит оттяжек в плане, отсутствие на
шаровой плите трещин и пороков литья. Все обнаружен-
ные дефекты устраняются до установки опоры. Талрепы
должны совпадать по направлению с оттяжками (до-
пуск ± 5°).
Несоосность фундаментов и стоек не должна превы-
шать 2° для промежуточных опор и Г для промежуточ-
ных угловых. Нарушение соосности может произойти
в результате неправильной подготовки котлована, атак-
269
же в результате оседания
насыпного грунта и может
привести к разрушению
верхней части фундамента п
шарнирного крепления стой-
ки опоры. Перекос опоры мо-
жет привести к перераспре-
делению напряжения в стой-
ках и к потери ими устойчи-
вости. В опорах, где тросо-
вые оттяжки выполняют
Рис. 3-48. Аппарат для смазки
тросовых оттяжек типа АСТО.
роль внутренних связей, также проверяется величина их
предварительного тяжения и надежность узлов крепле-
ния их к опоре.
В целях предотвращения коррозии тросовых оттяжек
рекомендуется периодически их смазывать специальной
антикоррозийной графито-вазелиновой смазкой. Для
этой цели в Мосэнерго разработан специальный аппарат
типа АСТО (рис. 3-48), перемещаемый по заложенной
внутрь него оттяжке с помощью капронового шнура.
Этим аппаратом можно производить смазку одинарные
или двойных оттяжек диаметром от 15 до 50 мм с шагом
скрутки 700—800 мм. Цилиндр аппарата вмещает 3,5 кг
смазки, масса со смазкой — 6,2 кг.
3-6. ФУНДАМЕНТЫ ОПОР
Фундамент передает давление от опоры на грунт и
препятствует опрокидыванию опоры от действия внеш-
них нагрузок. Основанием фундамента является часть
грунта, которая через подошву фундамента восприни-
мает нагрузки от опоры.
Разъемными фундаментами деревянных опор явля-
ются пасынки и сваи из железобетона.
Железобетонные пасынки в значительной степени
уменьшают эксплуатационные затраты на обслуживание
деревянных опор, так как они долговечнее, надежно за-
щищают опору от пожара и нс требуют такого тщатель-
ного контроля и ухода, как деревянные пасынки. Поэто-
му деревянные пасынки при ремонтах заменяются желе-
зобетонными. Изготовление железобетонных пасынков
производится на специальных заводах и на полигонах
энергосистем и сетевых районов. Для линий электропе-
редачи до 35 кВ включительно наибольшее распростра-
ни
йеиие получили пасынки сплошного или таврового сече-
ния, а для линий 35—ПО кВ — пасынки круглого, вось-
мигранного или шестигранного сечения. Установка желе-
зобетонных пасынков производится теми же методами,
что и деревянных. Железобетонные сваи погружаются
в грунт специальными вибраторами или при помощи
вдавливания агрегатами, смонтированными на тракто-
рах. Забивка железобетонных свай копрами неэффектив-
на, так как, несмотря на защи-
ту верхней части сван специ-
альными наголовниками, про-
исходит разрушение бетона и
обнажение арматуры.
Железобетонные пасынки,
установленные в слабых грун-
тах, усиливаются железобе-
тонными ригелями или риге-
лями, выполненными из про-
питанного леса. На рис. 3-49
показаны различные способы
сопряжения железобетонных
пасынков с ригелями.
При установке на воздуш-
ных линиях железобетонных
пасынков круглого сечения их
сопряжение со стойками про-
изводится при помощи прово-
лочных бандажей без измене-
ния плоскости затеса стойки,
дажами принимается равным
150 см, для линий напряжением ниже 35 кВ— 100 см.
Пасынки и сваи сплошного квадратного сечения могут
сопрягаться со стойками при помощи болтов. Полевые
испытания и опыт эксплуатации показали достаточную
механическую прочность такого способа крепления.
Для предотвращения коррозии металлические части
бандажных креплений покрываются битумом. Профи-
лактические осмотры и ремонт железобетонных пасын-
ков аналогичны профилактическим осмотрам и ремонту
опор.
Железобетонные пасынки хранятся в штабелях на
деревянных подкладках. По высоте штабеля можно
укладывать не более четырех рядов, между которыми
обязательно укладываются деревянные прокладки. Рас-
Рис. 3-49. Способы сопря-
жения железобетонных па-
сынков с ригелями.
Расстояние между бан-
для линий НО—35 кВ
271
стояние между подкладками и прокладками не прейЫ-
шает 3 м. Все пасынки в одном ряду укладывают одина-
кового диаметра с расстоянием между соседними пасын-
ками 10—15 см. Штабеля пасынков обычно защищают
от воздействия солнечных лучей.
Наибольшее распространение в практике строитель-
ства линий на металлических опорах получили фунда-
менты, изображенные на рис. 3-50.
Монолитные фундаменты (рис. 3-50,а) в настоящее
время сооружаются лишь в случае крайней необходимо-
сти под специальные или тяжелые угловые опоры. В этих
фундамента^ в толще бетонного массива закладываются
стальные конструкции, связанные с арматурой и анкер-
ными болтами. Весь фундамент по высоте пронизывается
рядом сеток из железной арматуры, связанной с вну-
тренними конструкциями. У ледорезных фундаментов
сторона, служащая ледорезом, выполняется в виде
острой грани с углом 50—60°. В острие грани заклады-
вается или рельс, или угловое железо тяжелого профи-
ля, которое соединяется с арматурой посредством свар-
ки. Очень часто фундаменты с высокой наземной частью
под тяжелые переходные опоры делаются пустотелыми.
В последнее время широкое применение при строи-
тельстве линий получили сборные железобетонные фун-
даменты (рис. 3-50,6). Применение таких фундаментов
дает большое снижение расхода бетона и ускоряет темп
строительства. Сборные железобетонные фундаменты из-
готовляются для промежуточных опор обычно неразъ-
емными.
Для тяжелых угловых и анкерных опор линий изго-
товляются разъемные сборные железобетонные фунда-
272
менты. Сборка таких фундаментов из отдельных
элементов производится в котловане.
Другим, еще более прогрессивным типом фундамен-
тов, получившим распространение в СССР, являются
свайные фундаменты (рис. 3-50,в). Свайные фундаменты
требуют значительно меньшего расхода железобетона,
чем все остальные типы фундаментов, и позволяют
исключить работы по рытыо котлованов, обратной за-
сыпке и трамбовке, сокращают объем наиболее трудоем-
ких земляных работ. В настоящее время разработаны
и внедрены специальные вибровдавливающие агрегаты
для погружения свай. В целях увеличения несущей спо-
собности свай применяется их объединение по нескольку
штук, а также разработаны новые конструкции винто-
вых свай. Винтовая свая имеет литую винтовую лопасть
из высокопрочного сваривающегося чугуна, жестко за-
крепленную на трубчатом железобетонном или металли-
ческом стволе сваи. Этот тип свай можно погружать
(завинчивать) в грунт под углом от 0 до 45° с помощью
специальной машины для завинчивания свай.
В некоторых энергосистемах нашли применение так
называемые набивные железобетонные фундаменты
(3—50,г). Для сооружения набивного фундамента буро-
вой машиной делают в грунте скважину глубиной около
2500 мм. Затем специальным механизмом — расширите-
лем, смонтированным на той же буровой машине, вы-
бирают грунт (внизу скважины) в форме усеченного ко-
нуса. В скважину устанавливают армированные анкер-
ные болты, после чего ее заполняют бетоном. Благодаря
использованию свойств ненарушенного грунта для этого
типа фундамента требуется меньше бетона. При этом
полностью отпадает необходимость в трудоемких земля-
ных работах, которые полностью механизированы.
Исследования, проведенные рядом научно-исследова-
тельских институтов [Л. 35], показали, что железобетон-
ные фундаменты на линиях 35—500 кВ, не обмазанные
битумом, могут быть использованы в качестве заземли-
телей (за исключением сухих песчаных и каменистых
грунтов, имеющих высокое и нестабильное сопротивле-
ние растеканию тока в течение грозового сезона). Для
улучшения заземления опор, установленных на железо-
бетонных фундаментах, можно рекомендовать подфун-
даментпое или глубинное заземление, предусматриваю-
щее использование арматуры фундаментов в качестве
18—548	273
Дополнительных заземляющих спусков. Опыт эксплуа-
тации и исследования показал, что при хорошем соеди-
нении арматуры железобетонные фундаменты не
разрушаются токами молнии и токами короткого замы-
кания.
Металлические подножники в настоящее время боль-
шого распространения не имеют из-за относительно
большого расхода металла и необходимости предохра-
нения их от коррозии. Однако на многих старых линиях,
построенных в основном до 1966 г., а также на горных
линиях такие подножники встречаются. У некоторых
подножников для увеличения опорной поверхности при-
меняются деревянные шпалы или железобетонные
плиты.
При прохождении трассы по скалистым грунтам (ба-
зальт, гранит и др.), если нет признаков естественного
разрушения этих пород, выполняются неразъемные
скальные фундаменты. Для их сооружения в скальном
основании высверливаются пневматическим перфорато-
ром или ручным буром цилиндрические скважины, в ко-
торые устанавливаются анкерные болты и заливается
цементный раствор.
Статистика повреждаемости ВЛ показывает, что
большое количество повреждений металлических опор
происходит вследствие некачественного изготовления и
установки фундаментов.
Одним из самых серьезных дефектов сооружения
монолитных фундаментов, трудноустранимых в условиях
эксплуатации, является нарушение технологических норм
при их изготовлении: применение некачественного или
плохо промытого гравия, нарушение пропорций при со-
ставлении бетона и др.
Аналогичная картина получается при кладке бетон-
ных фундаментов при отрицательной температуре без
применения специальных ускорителей схватывания или
обогрева бетона. Не менее серьезным дефектом является
послойное бетонирование фундаментов, когда отдельные
элементы одного и того же фундамента бетонируются
в разное время без предварительной подготовки поверх-
ности. При этом не происходит схватывания бетона
одного элемента фундамента с другим и может произой-
ти разрушение фундамента при внешних нагрузках,'зна-
чительно меньших расчетных (рис. 3-51). При изготов-
лении сборных железобетонных фундаментов иногда
274
используется недоброкачественный бетон, закладывает-
ся арматура не тех размеров, которые предусмотрены
проектом. В процессе сооружения линии электропереда-
чи на сборных или свайные железобетонных фундамен-
тах возможны установка сломанных железобетонных
фундаментов, недостаточное их заглубление в грунте
(особенно на склонах холмов и оврагов), плохая трам-
бовка при засыпке, установка сборных фундаментов
меньших размеров и др. К дефектам установки относит-
Рпс. 3-51. Падение опоры из-за разрушения «слоено-
го» фундамента.
ся неправильный монтаж железобетонных фундаментов,
при котором отдельные фундаменты опоры имеют раз-
личные вертикальные отметки или сдвиг в плане. При
неправильной разгрузке могут произойти скол бетона
и обнажение арматуры. В процессе приемки линий в экс-
плуатацию особое внимание следует обращать на соот-
ветствие анкерных болтов и цх гаек проектным разме-
рам.
В условиях эксплуатации железобетонные фундамен-
ты повреждаются как от воздействий внешней среды,
так и от больших внешних нагрузок. Арматура фунда-
ментов, имеющих пористую структуру бетона, повреж-
дается агрессивными грунтовыми водами. Трещины, по-
лучающиеся на (поверхности фундаментов при воздей-
ствии эксплуатационные знакопеременных нагрузок,
18*	275
а также влаги, ветра и низкой температуры, расширя-
ются. Происходят разрушение бетона и обнажение арма-
туры.
В местах, расположенных вблизи химических заво-
дов, быстро разрушаются анкерные болты и верхняя
часть металлических подножников.
Поломка фундамента может произойти в результате
несоосности его со стойками, что служит причиной появ-
ления больших изгибающих моментов. Аналогичное
явление может произойти при размыве основания фун-
дамента грунтовыми водами и отклонении его от верти-
кального положения.
Многие повреждения опоры можно предупредить,
выявив и устранив в процессе приемки дефекты фунда-
ментов. Для этого лучше всего приемку фундаментов
производить во время строительства линии, до их засып-
ки. Если по каким-либо причинам не удалось проверить
качество открытые фундаментов, следует произвести вы-
борочную откопку фундаментов различных типов и про-
верить их качество и соответствие проекту. Для особо
ответственных линий целесообразно провести выборочные
полевые испытания комплекса опора —фундамент.
В процессе приемки фундаментов проверяются их со-
ответствие проекту, глубина заложения, качество бетона,
качество сварки рабочей арматуры и анкерных болтов,
наличие и качество защиты от действия агрессивных
вод. Производятся замер вертикальных отметок фунда-
ментов и проверка расположения анкерных болтов по
шаблону. При обнаружении каких-либо несоответствий
нормам все дефекты устраняются до засыпки котлова-
нов. Фундаменты, имеющие в верхней части сколы бето-
на и обнаженную арматуру, ремонтируются.
Для ремонта бетонных фундаментов с обнаженной
арматурой в районах с агрессивной средой можно при-
менять полимерные замазки на основе смолы ФАЭД-8
с отвердителем полиэтиленполиамином и наполнителя-
ми: портландцементом, речным песком, фарфоровой
крошкой и т. п. После очистки, обезжиривания и сушки
поврежденные участков на них наносится приготовлен-
ная за 30— 40 мин до начала работ замазка.
После просушки и отвердевания отремонтированных
участков они покрываются лаковой композицией из смо-
лы ФАЭД-8 и полиэтиленами (иногда с добавкой цс
мента),
27«
При более значительных повреждениях фундаментов
(в том числе и монолитных) поврежденная часть покры-
вается арматурой, сваренной с арматурой основного
фундамента, и после установки опалубки бетонируется.
Металлические части железобетонных фундаментов
и металлические подножники разрушаются коррозией.
Причинами разрушения поверхности подземной части
опор вследствие почвенной коррозии могут послужить
разнородность окружающего грунта, загрязненность ме-
талла. Кроме того, интенсивному ржавлению подверже-
ны подземные части опор, находящихся вблизи электри-
фицированных железных дорог и трамвайных путей.
В этом случае причиной ржавления являются блуждаю-
щие токи.
Из всех существующих методов защиты подземных
частей опор от коррозии наиболее применимо покрытие
их битумом или окрашивание каменноугольными ла-
ками.
В случае наложения битумного покрытия вначале
производят грунтование очищенной поверхности металла
гудроном или асфальтитом, растворенным в бензине
(бензоле). Грунт накладывается кистью равномерным
слоем в холодном виде. После высыхания грунтовки на
нее наносится защитное покрытие, состоящее из битума
и растворителя. Битум перед нанесением нагревается до
температуры 200—220°С.
В качестве защитных покрытий применяются также
кузбасский и асфальтито-битумный лаки. Перед употреб-
лением их растворяют в уайт-спирите или сольвенте до
жидкого состояния и наносят в несколько слоев до тол*
щины покрытия 1,5—2 мм.
В процессе эксплуатации производится периодиче-
ская проверка ржавления подножников на линиях элек-
тропередачи.
Сроки периодических проверок устанавливаются
в зависимости от местных условий главным инженером
электрических сетей, но не реже 1 раза в 6 лет. При пе-
риодических проверка^ производится выборочная откоп-
ка оснований опор на глубину 0,5 м и ниже уровня зем-
ли. В случае обнаружения следов ржавления подножни-
ки откапываются на глубину 1 —1,2 м, а если уровень
грунтовых вод выше указанной отметки, то откопку про-
изводят до уровня грунтовых вод. Для того чтобы не
ослаблять крепление опоры в земле, можно одновремен-
277
но откапывать не более двух подножников, расположен-
ных по диагонали. На опорах, установленных на двух
подножниках или на одном (например, опоры типа
«рюмка»), откопку можно производить лишь после
укрепления опоры четырьмя расчалками. Перед нанесе-
нием на поверхность подножника нового защитного по-
крытия его надо тщательно очистить от земли и ржав-
чины, протереть тряпками, смоченными в растворителе,
и хорошо просушить. Для просушки влажной поверхно-
сти подножников применяется паяльная лампа. Засыпку
котлованов можно производить только после оконча-
тельной просушки покрытия, которая в зависимости от
состава красителей и погоды продолжается 5—-12 ч.
3-7. ВРЕМЕННЫЕ ОПОРЫ
Временные опоры устанавливаются в тех случаях,
когда требуется обеспечить быстрое сооружение участка
линии из имеющихся в наличии материалов с незначи-
тельными материальными затратами, чтобы в дальней-
шем этот участок или демонтировать, или заменить на
постоянный в плановом порядке.
Временные опоры применяются:
1)	при аварийных повреждениях сложных опор,
когда требуется быстрое восстановление поврежденного
участка для сокращения времени простоя потребителей,
в дальнейшем временные опоры заменяются постоянны-
ми, изготовленными на заводах или в электрических се-
тях;
2)	при сооружении временных обходных участков для
проведения в створе линии восстановительных или ре-
конструктивных работ (установка новых переходных
опор через сооружаемые шоссейные и железные дороги,
замена нескольких сложных опор .и т. п.) для уменьше-
ния недоотпуска энергии потребителям;
3)	при сооружении временных линий на ограничен-
ный срок, если эти линии в дальнейшем не предполага-
ется использовать для постоянного электроснабжения
(электроснабжение строительных площадок, карьеров и
торфоразработок).
Все временные опоры должны удовлетворять требо-
ваниям достаточной надежности, экономичности и про-
стоты сооружения.
Сооружение временного участка линии требует опре-
деленного инженерного решения в каждом конкретном
278
случае. Большую роль при этом играют местные усло-
вия, предполагаемый срок службы и назначение времен-
ной опоры.
Вместо сложных анкерных опор на прямолинейных
участках трассы можно применять промежуточные опо-
ры, а вместо анкерных угловых — угловые промежуточ-
ные опоры с оттяжками или подкосами. При восстанов-
лении поврежденной линии на двухцепных опорам,
питающей одного потребителя, разрешается применять
временные одноцепные опоры, чтобы подать напряжение
потребителям вначале по одной цепи и лишь затем при-
ступить к сооружению второй цепи.
В случае повреждения участков линии, защищенных
грозозащитным тросом, допускается сооружение негро-
зоупорных временных опор и «закрепление» грозозащит-
ных тросов к якорям в земле по концам временного
участка.
На переходах через железные и шоссейные дороги
также можно применять временные опоры при сохране-
нии нормативных вертикальных расстояний от низшей
точки провеса проводов до полотна дороги. На пересече-
ниях с железными дорогами общего пользования или
шоссейными дорогами I класса следует устанавливать
временные анкерные опоры, а во всех остальные слу-
чаях— временные опоры промежуточного типа.
На переходах через реки следует также допускать
применение временных промежуточных опор.
Для замены вышедших из строя опор речных пере-
ходов допускается использование опор, установленных
на плотах и понтонах, с анкерной подвеской проводов
или закреплением проводов на колонкам из штыревых
опорных изоляторов, вмораживание временных промежу-
точных опор в лед, подвеска проводов на кронштейнах
мостов и т. п.
Допускается использование опор и участков дейст-
вующих линий в качестве временных, спетление повреж-
денных линий с действующими в местах пересечений и
временная подвеска на одних опорах проводов линий
различных напряжений. Можно в зависимости от мест-
ных условий изменять расстояния между соседними опо-
рами, до земли и сооружений.
При повреждении сложные угловых опор разрешает-
ся вместо одной угловой опоры устанавливать несколько
опор на меньший угол поворота.
279
В качестве фундаментов временных опор целесооб-
разно чаще всего использовать сваи, а в качестве анке-
ров для оттяжек — сваи или «якоря» из бревен. Вместе
с этим рекомендуется использовать для временных опор
неразрушенные фундаменты опор действующих линий,
стволы деревьев, «быки» и фермы мостов.
Временные опоры устанавливаются на непродолжи-
тельный срок службы (до 1 года), и поэтому они в от-
личие от постоянных опор рассчитываются по облегчен-
ным условиям: для них можно применять меньшие коэф-
циенты запаса прочности и меньшую вероятность
совпадения особо неблагоприятных условий.
При сооружении временных участков линий электро-
передачи временные опоры изготовляются из материала,
который имеется в наличии или находится вблизи
трассы.
Следует иметь в виду, что при восстановлении по-
врежденных опор следует максимально использовать их
уцелевшие элементы (фундаменты, траверсы, стойки, от-
тяжки и т. п.).
Если повреждена, например, металлическая порталь-
ная опора на оттяжках, временную деревянную опору
целесообразно установить на те же шарниры, использо-
вать для крепления стоек те же оттяжки и анкеры. Ког-
да при повреждениях одностоечных железобетонных
опор нижняя часть ствола остается неразрушенной, его
можно использовать в качестве основания временной
опоры. Для этой же опоры можно применить и уцелев-
шие металлические траверсы.
Для изготовления временных опор наиболее часто
применяется древесина. Простота сборки опор из дере-
вянных деталей, высокая механическая прочность их,
простота транспортировки и наличие древесины практи-
чески в каждом сетевом хозяйстве позволяют широко
использовать древесину для временных опор. Основной
недостаток древесины — подверженность ее загнива-
нию— практически не успевает проявить себя за корот-
кое время эксплуатации временного участка. Поэтому
для временных опор можно использовать непропитанную
древесину, а при проверочных расчетах принимать уве-
личенные допускаемые напряжения. В табл. 3-6 приве-
дены значения рекомендуемых допускаемых напряжений
для различных пород древесины, применяемых при со-
оружении временных опор.
280
Та б лица 3-6
Допускаемые напряжения для различных пород древесины
Рекомендуемые допускаемые
напряжения, Н/см2
Вид воздействия	Сосна	Ель ‘	Пихта	Лист- венница	Дуб
Изгиб Растяжение в дочь вочокон Сжатие и смятие вдочь вочокон Сжатие и смятие поперек волокон	2200 1600 2200 350	1980 1440 1980 315	1760 1280 1760 280	2640 1920 2640 420	2860 2560 2860 700
Временные опоры, рассчитанные по этим значениям
допускаемых напряжений, будут иметь необходимый за-
пас прочности, так как принятый по стандарту предел
прочности древесины для 60—70% деталей будет значи-
тельно ниже действительного, а вероятность появления
расчетных нагрузок за время эксплуатации временного
участка относительно мала.
Кроме указанных в табл. 3-6 пород древесины, при-
аварийно-восстановительных работах разрешается ис-
пользовать древесину самых различных пород, а также
детали из свежесрубленной древесины, заготовленные
вблизи места повреждения. Допускаемые напряжения на
изгиб в свежесрубленной древесине должны быть сни-
жены на 15%, а на сжатие — на 40%.
При проверочных расчетах металлических дета-
лей, выполненных из прокатной стали, принимаются
допускаемые напряжения в металле, приведенные
в табл. 3-7.
Допускаемые напряжения в стали	Т	а б л и'ц а 3-7
Вид воэдейстния	Допускаемые напряжения стали, кН/см2	
	углеродистой, обыкновенного качества	низколегиро- ванной
Растяжение, сжатие, изгиб, а Срез, т Смятие торцевой поверхности, асм	20 12,5 30	28 17 42,5
281
Конструкции временных опор в значительной степени
зависят от принимаемых при расчетах допускаемых изо-
ляционных расстояний. Учитывая специфику работы вре-
менных опор, в целях упрощения их конструкции все
расчетные изоляционные расстояния следует выбирать
применительно к конкретным условиям работы времен-
ных'опор.
Для временных опор, рассчитанных на работу в зим-
них условиях, при выборе изоляционных промежутков
не следует учитывать атмосферные перенапряжения,
а для временных опор в летнее время—учитывать влия-
ние на расчетные изоляционные 'промежутки низких тем-
ператур и гололедных нагрузок. Учет атмосферных пере-
напряжений производят при соответствующих условиях
лишь для временных опор ответственных линий со сро-
ком службы более 1 мес.
Учитывая непродолжительный срок службы времен-
ных опор, нет необходимости рассчитывать их на все
нагрузки, так как вероятность воздействия отдельных
видов нагрузок на временные опоры чрезвычайно мала.
Поэтому при расчетах временных опор следует обяза-
тельно учитывать лишь постоянные нагрузки, а кратко-
временные учитывать лишь для опор, устанавливаемых
на отдельных участках трассы и рассчитанных на срок
эксплуатации около года. Расчет на аварийные режимы
работы производить не следует.
Деревянные промежуточные опоры являются наиболее
распространенным типом временных опор. Они просты
по конструкции и используются в качестве опор, воспри-
нимающих в течение всего периода работы временного
участка только ветровые и весовые нагрузки. В аварий-
ных случаях их можно устанавливать взамен повреж-
денных металлических и железобетонных опор промежу-
точного и анкерного типа, а также взамен сложных де-
ревянных и анкерных опор. Проверочные расчеты вре-
менных промежуточных опор производятся только по
условиям нормального режима работы, причем гололед-
ные нагрузки учитываются только при расчете опор,
ответственных линий, устанавливаемых в районах с осо-
бо сильными часто повторяющимися гололедами. Эле-
менты временных промежуточных опор проверяются
на изгиб от действия ветровых нагрузок и нагрузок от
массы проводов, опор и изоляторов. Проверка эле-
ментов опор на сжатие, на устойчивость продольно-
282
му изгибу производится только для опор линий
220—500 кВ.
Проверка свайных фундаментов этих опор на вдав-
ливание и вырывание производится в тех случаям, когда
усилие на одну сваю опоры превышает 20 кН.
Фундаменты промежуточных опор, у которых на
уровне земли действуют изгибающие моменты, проверя-
ются на опрокидывание.
Рис. 3-52. Конструкции временных промежуточных опор.
Одностоечные опоры (рис. 3-52,а) относятся
к наиболее простым и достаточно надежным типам опор
и используются как временные в основном для линий
6—35 кВ. В отдельных случаях одноцепные опоры с де-
ревянной траверсой можно применять и для линий
ПО кВ. Двухцепные свечки (рис. 3-52,6) с траверсами,
усиленными шпренгелями из круглой стали, можно при-
283
Мейять Для линий 20—35 кВ с проводами небольших
сечений.
Разработаны конструкции деревянных одностоечных
опор типа «рюмка», для которых применяются бревна
меньшей длины, а подкосы и траверсы изготовляются
из деревянных брусьев.
Крепление проводов на линиях до 35 кВ осуществля-
ется с помощью штыревых и подвесных изоляторов, а на
линиях НО кВ и выше — с помощью подвесных изолято-
ров.
Деревянные и металлические траверсы крепятся
к стойкам при помощи болтов. В качестве фундаментов
одностоечных опор используется ствол опоры, а также
деревянные или железобетонные сваи (пасынки). Уси-
ленные фундаменты выполняются из сдвоенных пасын-
ков или свай. Сочленение стоек с пасынками производит-
ся с помощью проволочных бандажей или с помощью
сквозных болтов. Траверсы одностоечных опор выполня-
ются из круглого леса, деревянных брусьев или из про-
фильной стали и крепятся к опоре с помощью болтов
или полухомутов из круглого железа.
Промежуточные П-о б разные опоры применя-
ются для подвески более тяжелых проводов сечением
120 мм2 и выше.
Повышение жесткости и прочности опор достигается
за счет применения Х-образных раскосов (рис. 3-52,в, г).
Провода крепятся к опорам при помощи подвесных гир-
лянд изоляторов.
Опора, изображенная на рис. 3-52,а, является наибо-
лее простой и часто используется в качестве временной
для линий ПО—220 кВ. На тросовых участках линий
используются опоры, изображенные на рис. 3-52,6 и г.
В качестве тросостоек используются основные стойки
опоры или специальные деревянные или металлические
удлинители.
В случае подвески тяжелых проводов траверсы опор
выполняются сдвоенными или усиливаются подкосами и
шпренгелями, а сама опора дополнительно усиливается
тросовыми оттяжками (рис. 3-53).
Для исключения изгибающих усилий на траверсах
талрепами необходимо создать предварительное напря-
жение в материале шпренгелей.
Опоры, изображенные на рис. 3-52,6 и в, используют-
ся в качестве двухцепных для линий 35 кВ, однако
284
Ь отдельных случаях их можно применять и на линиях
110 кВ.
В качестве временных промежуточных опор для ли-
ний 330—500 кВ целесообразно использовать плоские
деревянные конструкции, изображенные на рис. 3-52,д и е.
Подвеска на этих опорах тяжелых расщепленных
проводов марок АСО-ЗОО и АСО-500, а также значитель-
Рис. 3-53. Временная промежуточная опора липни 220—330 кВ.
ные междуфазные расстояния обусловливают усиление
конструкции опоры поперечными ветровыми связями,
продольными тросовыми оттяжками и шпренгельными
системами для усиления траверс. В отдельных случаях
(при установке опор на открытой местности в районах
с сильными ветрами) целесообразно средний провод под-
вешивать на сдвоенной V-образной гирлянде изоляторов.
В этом случае провод, подвешенный на двух гирляндах,
расположенных под углом 90° друг к другу, не прибли-
жается под действием ветра к телу опоры, что позволяет
уменьшить расстояние между стойками временной
опоры.
Деревянные П-образные опоры с Х-образными связя-
ми очень устойчивы в отношении поперечных ветровых
нагрузок. Поэтому, приняв для опор с проводами АС-240
и ниже глубину заложения пасынков (свай) 2,0 м, а для
285
опор с проводами больших сечений глубину заложений
2,5 м, проверочные расчеты глубины заделки фундамен-
тов можно не производить.
Предполагается, что в этом случае высота опор над
уровнем земли не превышает 19,0 см. При установке
опор большой высоты в слабый грунт устойчивость их
фундаментов повышается при помощи поперечных тро-
совых оттяжек, разгружающих фундаменты.
Временные опоры анкерного типа в практике эксплуа-
тации линий применяются сравнительно редко. Необхо-
димость в их установке возникает при сооружении вре-
менных переходов через ответственные объекты в случае
значительных односторонних нагрузок (концевые опоры,
опоры, ограничивающие подвеску проводов разных се-
чений, и т. п.), а также на пересеченной местности, где
при определенных условиях подвесные гирлянды могут
приближаться на недопустимое расстояние к траверсам
опор.
В целях уменьшения массы временных опор анкерно-
го типа рекомендуется широко применять для этих кон-
струкций тросовые оттяжки. Тросовые оттяжки умень-
шают изгибающие усилия в стойках опоры и разгружают
фундаменты опор. Для анкерных опор, как правило,
используются те же плоские конструкции, что и для про-
межуточных, но дополнительно усиленные оттяжками.
Проверочные расчеты временных опор анкерного типа
производятся без учета обрыва проводов и гололедных
нагрузок, но при этом должен учитываться режим мон-
тажа проводов и тросов.
Временные угловые опоры устанавливаются довольно
часто при сооружении временных участков линий элек-
тропередачи при проведении реконструктивных работ,
восстановлении поврежденных участков, а также при
повреждении сложных угловых опор.
Опыт эксплуатации показал, что наиболее рациональ-
ными конструкциями временных угловых опор также
являются плоские опоры с оттяжками (рис. 3-54). Обес-
печивая достаточную надежность, эти опоры требуют не-
большого количества лесоматериалов, легко транспор-
тируются и устанавливаются при помощи простейших
механизмов. Сложность конструкции угловых опор за-
висит от конкретных условий: угла поворота линий,
предполагаемых нагрузок, рельефа местности и т. п. Для
линий 6—35 кВ в качестве угловых опор можно исполь-
286
зовать одностоечные опоры с оттяжками (рис. 3-54,а),
в то время как для линий 220—500 кВ приходится со-
оружать плоские трех- и пятистоечные конструкции
(рис. 3-54,в).
Для временных угловы,х опор еще в большей степени,
чем для всех остальных конструкций, должны выпол-
няться требование жесткого сочленения элементов опоры
и прочности заделки оснований, так как временные угло-
вые опоры практически в течение всего времени эксплуа-
тации находятся под воздействием горизонтальных на-
грузок.
Рис. 3-54. Конструкции временных угловых опор.
В тех случаях, когда необходимо осуществить пово-
рот линии на промежуточной или анкерной типовых
опорах действующей линии, следует произвести простей-
ший проверочный расчет и при необходимости усилить
ид оттяжками, не прибегая к сооружению специальных
временных опор.
Для линий электропередачи 35—ПО кВ с вертикаль-
ным расположением проводов небольших сечений (50—
95 мм2) можно использовать одностоечную опору с от-
тяжками. На линиях 35—ПО кВ с горизонтальным рас-
положением проводов при незначительных углах поворота
используются временные портальные опоры с раско-
сами и оттяжкой (рис. 3-55). Для линий ПО кВ с боль-
шими углами поворота и крупными сечениями про-
водов, а также для линий 220—500 кВ применяются
временные трех- и пятистоечные деревянные опоры с от-
тяжками, которые в случае необходимости дополнитель-
но усиливаются раскосами (рис. 3-56).
Конструкция угловых опор промежуточного типа за-
висит от принятых расчетные нагрузок и особенно от
угла поворота линии- Конструкции опор на рис. 3-54
287
могут быть использованы лишь на определенные углы
поворота, так как угол отклонения подвесной гирлянды,
а следовательно, и расстояние до тела опоры зависят от
тяжения по проводу и угла поворота линии. Он не оста-
ется постоянным, а изменяется в зависимости от темпе-
Рис. 3-55. Временная угловая опора линий НО кВ.
ратуры, гололеда, направления и силы ветра. Требуется
учесть все факторы и рассчитать предельные допускае-
мые углы поворота опор такой конструкции для различ-
ных марок проводов и расчетных нагрузок.
В отдельных случаях для увеличения допускаемых
углов поворота гирлянды подвешиваются на специаль-
ных кронштейнах или используются анкерные крепления
гирлянд к стойкам (рис. 3-54,в и 3-55).
Специальные временные опоры в практике эксплуата-
ции линии используются сравнительно редко. Необходи-
мость их установки может возникнуть в результате раз-
рушения сложных специальны^ опор, повреждения опор
льдом на залитых водой поймах рек, при сооружении
временных отпаек, транспозиции проводов на линии.
288
Особый интерес пред-
ставляют временные пла-
вучие опоры. Временные
плавучие опоры служат
для подвески проводов на
залитых водой участках
трассы, где невозможно
производить работы по
установке опор в грунт.
Такие опоры сооружают-
ся обычно при восстанов-
лении разрушенных во
время паводков участков
линий, а также для вре-
менного электроснабже-
ния строительных площа-
док, расположенных за
большими водоемами.
Конструкции времен-
ных плавучих опор опре-
деляются многими кон-
кретными факторами: Рис. 3-56. Временная угловая опо-
рельефом местности, глу- ра линий 220 кВ.
биной водоема, скоростью
течения, напряжением линии и т. д. В качестве основа-
ния для таких опор обычно применяются плоты из круг-
лого леса или понтоны, укрепляемые на дне водоема
с помощью якорей или грузов.
Высота подвески проводов на временных плавучих
опорах определяется допустимым расстоянием до зерка-
ла воды и стрелой провеса проводов. Для повышения
устойчивости опор высота подвески проводов должна
быть минимальной.
В практике нашли применение плавучие опоры с ан-
керной подвеской проводов и с закреплением проводов
на опорных изоляторах.
Опоры с колонками штыревых изоляторов (рис. 3-57)
применяются в тех случаях, когда уровень воды изменя-
ется и опоры с анкерным креплением могут «повиснуть»
на проводах.
В отдельных случаях, особенно при разрушениях
опор во время стихийных бедствий, целесообразно в ка-
честве временных опор использовать самые различные
объекты, расположенные рядом с поврежденным участ-
19—548
289
ком линий (отдельные деревья, фермы и основания мо-
стов, плавучие краны, телескопические автовышки, по-
врежденные конструкции опор). В практике имели место
случаи, когда вместо поврежденных стоек опор исполь-
зовались телескопические стойки автовышек.
Рис. 3-57. Временная плавучая опора.
Рис. 3-58. Использование поврежденной опоры 220 кВ в качестве
временной.
290
На одной ВЛ 220 кВ упавшая во время ледохода опо-
ра портального типа с оттяжками была усилена допол-
нительными оттяжками, для подвески одного из крайних
проводов установлена деревянная траверса (рис. 3-58)
и линия была включена в работу до тех пор, пока не ста-
ло возможным после спада воды завезти на место новую
опору.
В каждом электросетевом предприятии в зависимости
от конкретных условий должны быть разработаны кон-
струкции временных опор, и в первую очередь — для
наиболее повреждаемых участков (пойменных участков
рек и озер, мест избирательных ударов молнии, ущелий
и т. п.).
Однако в зависимости от времени и места повреж-
дения целесообразно принимать конкретные инженерные
решения, позволяющие использовать имеющиеся мате-
риалы, механизмы и минимум людей, чтобы обеспечить
достаточную надежность временных опор и свести к ми-
нимуму время восстановления поврежденного участка
линии.
3-8. ЗАМЕНА ОПОР
В процессе эксплуатации линии электропередачи не-
редко возникает необходимость в замене опор. Чаще все-
го приходится заменять опоры в связи с проведением
различного рода реконструктивных работ: изменением
трассы линий из-за строительства промышленных и сель-
скохозяйственных объектов, из-за расширения масшта-
бов коммунальной застройки, в связи с прокладкой но-
вых железнодорожных и автомобильных магистралей
и т. п.
Однако иногда приходится производить замену опор,
потерявших в процессе эксплуатации необходимый запас
прочности вследствие загнивания древесины, коррозии
или деформации металла, снижения прочности железо-
бетона.
Методы организации работ по замене опоры зависят
от целого ряда факторов, таких, как конструкция опоры,
ее масса и высота, наличие соответствующих механиз-
мов, проходимость трассы и близость соседних линий,
находящихся под напряжением.
Использование специальных машин и механизмов
в значительной степени облегчает и ускоряет производ-
19*	291
ство работ. Необходимо перед установкой (демонтажем)
опоры обязательно проверить расчетом возможные уси-
лия, действующие на подъемный или тяговый механизм,
и сравнить их с паспортными данными механизма. Пре-
небрежение этими требованиями может привести к опро-
кидыванию механизмов, обрыву такелажных тросов и
повреждениям опор^
В практике нашли применение следующие методы
установки (демонтажа) опор. Установка (демонтаж)
одностоечных деревянных или железобетонных опор без
ригелей (или с верхним ригелем) массой не более 1,4 т
и высотой до 11 м производится бурильно-крановой ма-
шиной на автомобильном или гусеничном >ходу. В створе
линии на определенном расстоянии от заменяемой опоры
пробуривается котлован. Новую опору цепляют к крюку
кранового устройства выше центра тяжести и опускают
в подготовленный котлован. Следует иметь в виду, что
крановое устройство не рассчитано на боковое подтяги-
вание груза, поэтому во избежание опрокидывания меха-
низма направление подъема груза должно быть верти-
кальным.
Более тяжелые и сложные по конструкции опоры (де-
ревянные П-образпые, анкерно-угловые и промежуточ-
ные железобетонные опоры) без ригелей или с верхними
ригелями (одностоечные металлические) массой 4,0—
6,0 т и высотой до 26,0 м устанавливаются и демонтиру-
ются кранами на автомобильном или гусеничном ходу
типов СМК-7, К-104, К-156, ТК-53 или КЛЭП-7 и др.
При подготовке к установке опора укладывается так,
чтобы центр тяжести опоры совпадал с центром тяжести
пробуренного котлована. Закрепив опору выше центра
тяжести на крюке крана, ее поднимают и осторожно опу-
скают в котлован, направляя нижнюю часть опоры вере-
вочной оттяжкой и следя за тем, чтобы траверсы опоры
были перпендикулярны оси линии. После выверки поло-
жения опоры ее укрепляют деревянными линиями. Для
того чтобы иметь возможность снять стропы без подъема
на опору, используют специальный такелажный строп
с освобождающим устройством^ Наиболее эффективным
механизмом для установки и демонтажа одностоечных
железобетонных опор является кран КЛЭП-7, смонтиро-
ванный на базе трактора С-100М и оборудованный опор-
ной и телескопической стрелами (рис. 3-59). Опустив те-
лескопическую стрелу на подготовленную к установке
292
OrtOpy, ее закрепляют к опоре в двух точках и затем,
ПОДНЯВ стрелу вместе с опорой над пробуренным котло-
ваном, плавно опускают ее в котлован. Захват опоры
в двух точках исключает в момент подъема значитель-
ные изгибающие усилия и появление трещин, а верти-
кальное опускание опоры исключает по-
вреждение стенок котлована. После за-
крепления опоры ее освобождают от
строп аналогичным описанному выше
способом.
Стойки свободных стоящих промежу-
точных портальных железобетонных опор
устанавливаются также при помощи кра-
нов, а соединение полутраверс произво-
дится с помощью телескопической авто-
вышки.
Деревянные АП-образные угловые и
анкерные опоры, железобетонные опоры
с нижними ригелями, опоры портального
типа, устанавливаемые на
шарниры, ме-
1500-1900
а/
O-hOC

Рис. 3-59. Установка одностоечных железобетонных опор или стоек
портальных опор краном КЛЭП-7.
а — подъем опоры; б — креплений опоры к телескопической стреле.
таллические опоры обычно устанавливаются комбиниро-
ванными методами, при которых для предварительного
подъема на 35—45° используется автокран, а затем тя-
говое усилие передается на трактор «напрямую» или на
трактор через падающую стрелу (рис. 3-60).
293
Кран должен устанавливаться так, чтобы он йе по-
падал в зону возможного падения опор, и отцепка крю-
ка крана от опоры производится с помощью освобож-
дающего устройства лишь после того, как трактор пол-
ностью разгрузил автокран и принял на себя тяговые
усилия по головному тросу. После этого кран отъезжает
от опоры на безопасное расстояние, и дальнейший подъ-
ем опоры осуществляется с помощью трактора. На труд-
нодоступных трассах в последние годы нашел примене-
ние метод замены опор с помощью вертолетов.
Рис. 3-60. Комбинированный подъем опоры.
294
Когда описанные выше способы установки опор не
могут быть применены из-за большой массы и высоты
опор, из-за неподходящего рельефа местности или отсут-
ствия необходимых механизмов, применяется метод за-
мены опор с помощью падающей стрелы.
Наиболее распространенным является способ подъе-
ма опор падающей стрелой, когда опора вращается во-
круг своего шарнирно-закрепленного основания.
Рис. 3-61. Подьсм опоры падающей стрелой.
Опора выкладывается с одной стороны котлована или
фундамента. У шарниров между ногами опоры устанав-
ливается деревянная или металлическая стрела А-образ-
ной конструкции с наклоном в сторону поднимаемой опо-
ры в 25 -30° (рис. 3-61). Чер ез вершину стрелы пропу-
скается тяговый трос от подъемного механизма и при-
соединяется к опоре.
К тяговому тросу в месте его прохода через стрелу
со стороны опоры привязывается коротыш (валек) для
захвата стрелы и ее поворота в процессе подъема.
Если опора устанавливается в открытый котлован,
то для того, чтобы иод влиянием усилий в тяговом тросе
опора не двигалась в сторону тягового механизма, к но-
гам опоры привязываются нижние тормозные тросы. Эти
тросы другим концом крепятся к трактору или «якорю»
и во время подъема постепенно отпускаются. Под ноги
295
опоры подкладывается бревно, служащее осью, вокруг
которой опора вращается в первый момент подъема. За
верх опоры крепятся две боковые расчалки для удер-
жания опоры от возможных перемещений и верхние
тормозные тросы, удерживающие опору от падения в про-
тивоположную сторону после окончания подъема.
После начала подъема начинает приподниматься
верх опоры; одновременно рабочие на нижних тормоз-
ных тросах медленно их отпускают, и низ опоры съезжа-
ет в котлован, пока ноги опоры не упрутся в стенку кот-
лована. После этого опора продолжает подниматься,
вращаясь вокруг точки упора ног. Стрела в это время
поворачивается, пока оба участка ходового троса тяго-
вого механизма до стрелы и от стрелы до опоры не ока-
жутся на одной прямой. Этот момент соответствует вы-
воду стрелы из работы. Для того чтобы стрела не упала
на землю, ее верхушка предварительно привязывается
специальным тросом, пропущенным через траверсу и за-
крепленным в нижней части опоры. Дальнейший подъем
опоры производится непосредственно тросом, прикреп-
ленным к тяговому механизму. В этот период подъема
усилие, необходимое для подъема опоры, быстро спада-
ет. Во избежание опрокидывания опоры вводят в дейст-
вие верхние тормозные тросы.
Одним из преимуществ этого способа является то,
что максимальные усилия в такелаже приходятся на
начальный момент подъема. Любая неисправность в та-
келаже или в тяговых механизмах выявляется сразу же
и легко устраняется.
Определение усилий, возникающих при подъеме
в тросах, в стреле и в самой опоре, производится графи-
ческим способом. На рис. 3-62 представлены схемы
подъема опоры падающей стрелой. Вертикальная состав-
ляющая подъемной силы F, действующая вертикально
ввер>х, находится из условия равновесия всех сил, при-
ложенных к опоре:
Fh = Ghi; F = -^-,	(3-3)
где G — масса опоры, кг; h — расстояние от точки при-
ложения силы до оси вращения опоры, м; h\ — расстоя-
ние от центра тяжести до оси вращения опоры, м.
Положение центра тяжести опоры определяется или
по проекту, или расчетом, исходя из массы отдельных
296
297
3-е положение
Диаграмма усилий,
при подъеме опоры
Диаграмма усилий
1-го положения опоры
Рис. 3-62. Схема подъема опоры падающей стрелой.
секций опоры и их расстояния до оси вращения опоры:
+ • • •	(3-4)
1	Д1 + &2 +	+ gn
Если пет данных о массе отдельных секций, то поло-
жение центра тяжести опоры можно определить «выве-
шиванием» опоры с помощью автокрана.
Вычислив величину F, на миллиметровой бумаге
строят многоугольник сил (рис. 3-62). Сила И действу-
ет на саму опору и передается на шарниры или тормоз-
ные тросы. Сила Т действует на подъемный трос («вож-
жи»), сила D действует но тяговому тросу, а сила N
сжимает стрелу.
Поскольку в процессе подъема возможны динамиче-
ские усилия (рывки и т. и.), то все вычисленные величи-
ны умножаются на коэффициент динамичности k, значе-
ние которого принимается:
При подъеме	лебедкой через‘полиспаст.......................1,1
При подъеме	лебедкой_напрямую..............................1,2
При подъеме	трактором или автомашиной	через	полиспаст . . . .1,3
При подъеме	трактором или автомашиной	напрямую,............1,4
Зная значение всех сил, выбирают соответствующие
такелажные J приспособления и проверяют прочность
опоры и стрелы. Усилия, действующие на боковые рас-
чалки, зависят от способа закрепления основания опоры.
В случае надежного закрепления основания опоры, ког-
да поднимаемая опора не сможет разворачиваться во-
круг вертикальной оси, боковые расчалки выбираются
только по условиям давления ветра на опору и такелаж.
Подъем металлических опор лучше всего произво-
дить, закрепив низ опоры на шарнирах. В зависимости
от типа и массы поднимаемых опор применяются шарни-
ры различных конструкций. Следует отдать предпочтение
универсальным шарнирам (рис. 3-63), которыми можно
О'беспечить подъем практически всех типов опор, так как
отверстия в шарнирах выбраны из расчета различных
расстояний между анкерными болтами.
Иногда в качестве неподвижной стрелы можно ис-
пользовать опору, подлежащую замене. В этом случае
эту опору надо обязательно проверить расчетом и в слу-
чае необходимости усилить ее тросовыми оттяжками.
Усилия в опоре и такелаже проверяются графическим
способом, описанным выше. На рис. 3-64 показан подъ-
298
ем деревянной анкерной опоры с помощью промежуточ-
ной опоры.
Подъем деревянных промежуточных опор на свайном
основании можно производить с помощью телескопиче-
ской автовышки, используя при этом в качестве шарни-
ров болты, соединяющие стойки со сваями.
Рис. 3-63. Универсальные шарниры.
Рис. 3-64. П одъем анкерной опоры через промежуточную, подлежа-
щую демонтажу.
299
2300

Иногда в условиях эксплуатации приходится «пере-
мещать» опоры в сторону на несколько метров
(рис. 3-65).
Такая необходимость возникает при «подмыве» фун-
даментов 'переходных опор через реки, при попадании
опор на ось вновь строящихся автомобильных и желез-
нодорожных магистралей.
Перемещение опор производится следующим обра-
зом: производят планировку местности, укладывают путь
из балок или рельсов, перекладывают в ролики провода
и тросы на промежуточных опорах и затем тракторами,
одни из которых выполняют роль тяговых механизмов,
а другие — роль скользящих якорей расчалок, переме-
щают опору на новый фундамент. Для того чтобы умень-
шить колебания опоры при перемещении, через каждые
1,5—2 м движение останавливают.
Установка новых и демонтаж старых опор являются
очень ответственной работой, которой должен предшест-
вовать детальный расчет усилий в такелажных приспособ-
лениях, усилий, действующих на тяговые механизмы, па-
дающие и неподвижные стрелы, а также отдельные эле-
менты опоры. На основании проведенного расчета со-
ставляется проект организации работ, предусматриваю-
щий определенное расположение механизмов, персонала,
последовательность операций и мероприятий по усиле-
нию котлованов и элементов конструкций опор и меро-
приятий по охране труда.
3-9. ПРОВЕРОЧНЫЕ РАСЧЕТЫ ДЕРЕВЯННЫХ ОПОР
В процессе эксплуатации приходится периодически производить
проверочные расчеты деревянных опор с целью уточнения диаметров
деталей. Это связано с тем, что за время эксплуатации могут про-
изойти как изменения расчетных условий, так и изменения самих
конструкций опор (установка крестообразных связей, монтаж или
демонтаж грозозащитных тросов, замена проводов, арматуры и др.).
Величина расчетных диаметров отдельных деталей опор обычно
приводится на чертежах типовых опор, рассчитанных на ряд марок
проводов в тех или иных климатических условиях. Однако конкрет-
ные условия работы опор на линии могут значительно отличаться
от принятых для данной опоры.
Зная расчетные изгибающие моменты и диаметры деталей опор,
можно легко определить действительные запасы прочности загнивших
деталей и принять своевременное и правильное решение об объеме
ремонта опор на данной линии.
Проверочные расчеты целесообразно производить по упрощен-
ному методу, при котором погрешность в величинах расчетных диа-
метров не превышает 2—3% по сравнению с относительно точными
методами расчета [3-8, 3-9].
301
При упрощенном методе расчета в формулы для определения
изгибающих момспто-в вводятся соответствующие числовые коэффи-
циенты, позволяющие отказаться от вспомогательных расчетов.
Кроме того, при проверочных расчетах типовых пли унифицирован-
ных опор в расчетные формулы подставляются конкретные числовые
значения, соответствующие размерам этих опор. При этом расчетные
формулы еще более упрощаются. Все расчеты должны выполняться
в соответствии с действующими директивными материалами и ПУЭ.
Рис. 3-66. Эскизы промежуточных деревянных опор с указанием
опасных сечений (показаны цифрами).
Расчеты промежуточных опор (рис. 3-66) ведутся для следую-
щих опасных сечений:
сечение 1 — для всех опор — пасынки на уровне земли;
сечение 2 — для опор без связей — стойка на уровне верхнего
бандажа, для опор со связями — под нижним концом раскоса;
сечение 3— траверса в месте крепления к стойке;
сечение 4 — стойки на уровне траверсы для опор с тросом;
сечение 5 — стойка над верхним концом раскоса.
В табл. 3-8 приведены формулы для определения расчетных
изгибающих моментов в указанных опасных сечениях.
302
Т а б л и ц а 3-8
Тип опоры (рис. 3-66)	Расчетные сечения	Изгибающие моменты, Н м	
		Нормальный режим	Аварийный режим (только для опор с глухими зажимами)
а	1	Л41Н = 0,58/Zi (6/3 + Ро)	-Л11ав =: 0.97А1
	2	/	Аг \ Л42н = 0,58А2 16^+ А-^“]	Л^гав == О.ЭУАг
	3	-Изн — ^gha	Л4зав = Аз V Т2 -|- (Eg)2
б	1	Л11Н = 0,55/г! (ЗР + Ро)	ЛЬав = 0,9771!
	2	/	hz \ ЛГ2В =0 ,55Аг ( ЗР + Ро }	Л^гав = 0,97’Аг
	3	Л4зн = Zgh3	-Мзав = Аз V Т2 -f- (Eg)2
в	1	d3i Af1H_l,05(l,5P + Po)Aod3i + dJ2	1ав == 0, /Л]
	2	/	d3i	\ АЛ	1 nc;	1	Л^гав 0,1 hz
		Л7гн — 1	(1	f'o) По 1 1	J	
	3	-M3H'= SgA3	Л4зав — Аз V Т2 -|- (Eg)2
	5	Л15Н = 1,7Phi	ЛТзав = 0,77’Аз
г		Af1H = 1,1 \3Phi + (A + O,5Po) (Ai + A*)]	
	2	Мгв = 3,3Pfl2 + 1, 1 (Аг + A4) x	
		v, f D । O,5Po (hz -|-A4) \ X^A 1	(й1 + /ц)	)	
Продолжение табл. 3-8
Тип опоры (рис. 3-66)	Расчетные сечения	Изгибающие моменты Н-м	
		Нормальный режим	Аварийный режим (только для опор с глухими зажимами)
	3 4	Л4зн — Л44н = 1,	.44зав == Лз VТ2 + (S^f)2 hihi ,И4ав - т hi+hi
д	1 2 3 4	Л41Н= 1,1 [1,5/^ + (/% + 0,5/%)] Л4гн = 1 »1 1,5Ph2 + Pi (Аг + А4) + . 0,5Ро (Аг + А4)2 "1 hi + А4	J .44 ЗН = SgAs Л44н =: 1 > 1/%А4	1,5Thi (hi — h2) M^—	hi + hi Л4зав = Аз j/"/’2 + 1,5TAiA4 Л+ав- Л1 + /и
е	1 2 3 4 5	d3i Л11н =1,05 (1,5/-* + Р1 + /%) ho /	d3i \ 1 лк /1 KDJD 1 D \	1 1 		 1	1,577zoA4
		ТИгн — 1, UO (1, ОН + гЛ + Но) По 1 1 -j-	^з2 1 .44 зн = SgAs Л14н = 1, \Pihi /'	Poh$ \ Л+н^!»!/5 (^з — h^ + /г5 \ Р 1 + 0,5 д j	44гав —= Л1 + Й4 -Мзав = Аз ]/~Т2 + (Sg)2 l+TAjAi М«в- hi + hi ),5Thi(hi — h5) .Изав-	hi + hi
В табл. 3-8 прКцяты следующие условные обозначения: Р — вет-
ровая нагрузка на йролет провода; Р[—ветровая нагрузка на про-
лет троса; Ро— то же на ногу опоры; Т — тяжение провода при
обрыве; %g — сумма весорых нагрузок, действующих на консоль тра-
версы; /Д — расстояние от сечения 1 до равнодействующей ветровой
нагрузки на провода; /г2 — то же от сечения 2; /г3 — расстояние от
сечения 3 до точки крепления гирлянды к траверсе; — расстояние
от сечения 4 до уровня крепления троса; h5 — расстояние от сечения 5
до уровня крепления провода или троса.
Тяжение провода при обрыве принимается при глухих зажимах
Г = Тред, при выпускающих зажимах Т = Т0.
При двойных пасынках на каждый пасынок следует принимать
половину вычисленного изгибающего момента.
Для опор с тросом (рис.
3-66,г—е) моменты ЛДав и
Af2aB не определяются, так как
вследствие поддерживающего
влияния тросов эти моменты
незначительны.
Приведенные в табл. 3-8
формулы учитывают как основ-
ные изгибающие моменты от
горизонтальных сил, так и до-
полнительные изгибающие мо-
менты, обусловленные прогиба-
ми опор, а также напряжения
сжатия от весовых нагрузок,
которые учитываются путем
введения коэффициентов па
основные изгибающие моменты.
При определении изгибаю-
щих моментов, направленных
перпендикулярно оси линии, для
опор без связей (рис. 3-66,а, б,
г, д) в сечении 1 принят коэф-
фициент 1,1, а для опор, ука-
Рис. 3-67. Ветровая нагрузка Ро
на столб при скорости ветра
25 м/с.
d0 — диаметр столба в отрубе, см; h --
длина столба, м.
занных на рис. 3-66,в, е, в сечениях 1 и 2 — коэффициенты 1,05. При
определении изгибающих моментов, действующих вдоль оси линии,
для опор, показанных на рис. 3-66,а—в, в сечениях 1—2 принят ко-
эффициент 1,2.
Если в формулы табл. 3-8 вместо величин hif h2, h3, ht, Po, h0
и /г5 подставить цифровые значения для типовых или унифицирован-
ных опор, то расчетные формулы еще более упростятся.
Для облегчения и ускорения вычислений изгибающих моментов
разработаны вспомогательные таблицы, графики и номограммы.
На рис. 3-67 приведены значения ветровой нагрузки на столб
в зависимости от его длины и диаметра в отрубе. На рис. 3-68 дают-
ся нагрузки 5g на консоль траверсы при обрыве провода на линиях
35 и НО кВ. Эти же значения 3g практически можно принимать и
при расчете траверсы в нормальном режиме. При этом следует иметь
в виду, что значения 5g определяются следующим образом:
3 g — 0,5gnp~bgH3~b0,5gTp-|~PM,
(3-5)
где gnp — масса пролета провода с гололедом; gH3 — масса гирлян-
ды изоляторов (принято gH3=400 Н); gTp — масса консоли траверсы
20-548	305
(принято gTp = 400 И); Рм — 1500 Н— масса монтера с инстру-
ментом.
Возможность использования вычисленной величины для расчета
траверсы в нормальном режиме объясняется тем, что величина
0,5gnp, на которую отличается Sg в условиях нормального и ава-
рийного режимов, находится в пределах 400—1600 Н, т. е. не пре-
вышает массу монтера с инструментом.
Значения ветровой нагрузки на провода при скорости ветра
25 м/с приводятся на рис. 3-69.
3300
3100
2900
Н
3700
3500
6)
Рис. 3-68. Расчетные нагрузки Eg на консоль тра-
версы.
а —для толщины стенки гололеда 5 мм; б — для толщины
стенки гололеда 10 мм.
2700
2500
2300
1OQ
На рис? 3-70 приведена номограмма для определения результи-
рующей нагрузки + (Eg)2 на консоль траверсы в аварийном
режиме по известным значениям Т и Eg.
На рис. 3-71 дана номограмма для определения выражения
tPi
d3i + d»2 •
306
Значения тяжений проводов при обрыве приведены в табл. 3-9—
По вычисленному изгибающему моменту для того или иного
элемента опоры определяют его расчетный диаметр по формуле
Мр
О,1«доп
(3-6)
где dp — расчетный диаметр, см; Мр — расчетный изгибающий мо-
мент, Н • см; Одон — величина допускаемого напряжения, зависящая
от расчетного режима работы линии и материала опор, Н/см2.
&)
Рис. 3-69. Ветровая нагрузка на провода.
а — для медных проводов и стальных тросов; б — для
сталеалюминиевых проводов.
307
По формуле (3-6) для удобства расчетов могут быть построены
графики dp — <р(М) (рис. 3-72).
Пример. Произвести проверочный расчет опоры по эскизу
рис. 3-66,в. Исходные данные:
нормативная толщина стенки гололеда 0,5 см:
линия напряжения ПО кВ;
провод АС-185;
длина пролета (расчетного) / = 200 м;
4500 —
ЧООО —
3500 —
3000 —
2500 —
2000 —J
1500 —
у/т2^(2д)2~Н
г^8500
— 8000
— 7500
— 7000
^—6500
— 6000
~—55OO
— 5000
^-4500
~—4000
Ъ-3500
~=~3000
—2500
т, н
7000
—6500
— 6000
— 5500
— 5000
— 4500
~—4000
~—3500
^-3000
Ъ-2500
~—2000
Рис. 3-70. Номограмма для определения результи-
рующей нагрузки на консоль траверсы в аварийном
режиме.
размеры опоры: /11 = 12,6 м; /t2=8,2 м; /г0 = 4,4 м; h5—4,0 м;
А3 = 2,0 м; с/о = 2О см; с/] = 26 см; с/2 = 27 см; d3 — 19,5 см;
провода подвешены на опоре и выпускающих поддерживающих
зажимах.
308
Определяем расчетные нагрузки.
Ветровая нагрузка на пролет провода по рис. 3-69,6 Р—1500 Н.
Сумма нагрузок по массе на консоль траверсы по рис. 3-70
2^=3200 Н.
Ветровая нагрузка на опору по рис. 3-67, если принимать do=
— 20 см, Ро = 800 Н.
Усилие от тяжения провода при обрыве из табл. 3-9 T = Tq =
= 2500 Н.
di, см
1/0 ~
35 —
30 —
25—
2 0 —
15 —
d2,CM
Г~15
С1^11г3
0,3—
0,8 —
О, 7 —
0,6 —
0,5 —
0,0 —
0,3 —
0,2 —
,см
20
—25
—35
—ОО
0,1 —J

Рис. 3-71. Номограмма для определения выра-
жения
d»i + d»2 ’
где di и d2 — диаметры соответственно в сече-
ниях 1 и 2.
Изгибающие моменты в опасных сечениях деталей определяют-
ся в соответствии с табл. 3-8.
309
Га блица 3-11
Величины редуцированных тяжений проводов 7'ред Для линий
35 и ПО кВ на деревянных опорах с глухими зажимами
при нормативной толщине стенки гололеда 1,0 см
Номиналь-г ное напря- жение линии, кВ	Марка провода	Редуцированные тяжения проводов, Н, для линий						
		с опорами с тросом	с опорами без троса					
			Одностоечные			П-образные (без креста и с крестом		
			Диаметр сто			ек в трубе cf^jp, см		
			18	22	26	18	22	26
35 кВ	АС-50	4400	3400	3600	3800	3200	3400	3600
	АС-70	5800	4200	4400	4600	3900	4200	4400
	АС-95	8400	5600	6000	6300	5200	5500	5800
	АС-120	10 000	6100	6600	7000	6000	6300	6600
	АС-150	12 500	7500	8300	8600	7000	7500	8000
	М-35	5000	3600	3700	3800	3400	3600	3800
	М-50	7000	5000	5200	5400	4300	4700	5000
	М-70	9800	6200	6400	6600	5700	6000	6200
НО кВ	АС-70	5000							3700	4000	4200
	АС-95	7200	—	—	—	5000	5400	5700
	АС-120	8800	—	—	—	5800	6300	6600
	АС-150	10 700			—	—	6700	7200	7700
	АС-185	13 500	—	—	—	8500	9000	9300
	М-70	8200	—	—	—	5800	6200	6500
	М-95	12 000	—	—	—	7000	7400	7700
Для	норма.	иного	р е ж	и м а				
Пасынок в сечении Г.								
				0.26з				
Л4щ	= 1,05 (1,5 -1500 + 8001-4,4 Q 26э+0	= 6600 Н-м							
где из рис. 3-71
d\ _	0,26з
d», + dh ~ 0,263 + 0,273
стойка в сечении 2:
Л42н = 1,05(1,5 • 15004-800) - 4,4(1—0,47) =7500 Н-м;
стойка в сечении 5:
М5Н= 1,7 • 1500 • 4= 10 200 Н • м;
траверса в сечении 3:
Л4зн = 3200- 2=6400 Н-м.
Для аварийного режима
Пасынок в сечении Г.
М1ав = 0,7-2500-12,6=22 000 Н-м;
стойка в сечении 2:
М2ав = 0,7-2500-8,2 =14 300 Н-м;
312
стойка в сечении 5:
Л45ав = О,7 • 2500 • 4,0 = 7000 Н - м;
траверса в сечении 3:
Л4зав=2 / 25002 + 32002 = 2-4000 = 8000 Н-м,
где из рис. 3-70
/7'2 + (Sg)2 = /25002 + 32002 = 4000 Н.
По вычисленным изгибающим моментам определяем в соответ-
ствии с формулой (3-6) или рис. 3-72 расчетные диаметры в опасных
сечениях:
Для нормального режима
dm == 17,7 см
+н = 18,4 см
d5H = 20,4 см
d3H 17,5 см
Для аварийного режима
diae = 21,5 см
d2aB = 18,7 см
dsae = 14,7 см
Йзав = 15,5 см
Сравнивая наибольшие величины полученных расчетных диаме-
тров с фактическими, определяем 'пригодность отдельных деталей
для данной опоры:
для пасынка
+ ав = 21,5 см<+ = 26 см;
для стойки
d2aB=18,7 CM<d2=27 см;
^5н = 20,4 CM<d5 = do+0,8/15=20+0,8 • 4 = 23,2 см;
для траверсы
d3H=17,5 CM<d3=19,6 см.
Таким образом, расчетные диаметры оказались меньше фактиче-
ских, и все детали по данной опоре (при отсутствии загнивания)
удовлетворяют требованиям ПУЭ.
При замене отдельных деталей следует следить, чтобы диаметры
применяемых столбов в опасных сечениях были не менее расчетных.
Расчеты анкерных опор (рис. 3-73) производятся в основном
также путем определения изгибающих моментов в опасных сечениях
деталей опор по упрощенным формулам.
Расчетными опасными сечениями являются пасынки на уровне
земли 1, стойки на уровне верхнего бандажа припасовки 2, на уров-
не верхней распорки в плоскости П (5) и на уровне крепления тра-
версы (4), траверса в месте крепления ее со стойкой 3. Раскосы
угловых опор в плоскости П рассчитываются по сжимающим уси-
лиям. На рис. 3-73 обозначены расчетные сечения опор с указанием
расчетного режима работы линии, при котором данное сечение долж-
но быть рассчитано (ав—аварийный, н — нормальный). В табл. 3-12
и 3-13 приведены общие расчетные формулы для определения изги-
бающих моментов и сжимающих усилий.
313
оэ
о
Рис. 3-72. Зависимость величины расчетного диаметра элементов опор от изгибающего момента.
1 — для всех элементов опор в нормальном режиме; 2 — для всех элементов опор анкерного типа в аварийном режиме; 3
траверс и пасынков промежуточных опор в аварийном режиме; 4 — для стоек промежуточных опор в аварийном режиме.
— для
Т а б л и ц а 3-9
Тяжения Тред при обрыве провода» смонтированного
в выпускающих зажимах на линиях 35 и 110 кВ
Норматив- ная толщи- на стенки гололеда.см	1Тред для проводов, Н									
	сталеалюминиевых						медных			
	АС-50	АС-70	АС-95	АС-120	АС-150	АС-185	М-35	М-50	М-70	М-95
0,5	1600	1700	1900	2000	2200	2500	1700	1900	2100	2400
1,0	1900	2100	2300	2500	2700	3000	2000	2200	2500	2900
Таблица 3-10
Редуцированные тяжения проводов Тред для линий ,35 и ПО кВ
на деревянных опорах с глухими зажимами при нормативной
толщине стенки гололеда 0,5 см
Номиналь- ное напряжение линии	Марка провода	Редуцированные тяжения проводов, Н, для линий						
		: с опорами с тросом	с опорами без троса					
			Одностоечные			П-образные (без креста и с крестом)		
			Диаметр сто			ек в отрубе rfOTp, см		
			18	22	26	18	22	26
35 кВ	АС-50	3300	2600	2700	2800	2400	2600	2700
	АС-70	4400	3200	3400	3500	3000	3200	3400
	АС-95	6600	4300	4700	4900	4000	4400	4800
	АС-120	7600	4800	5200	5500	4400	4900	5200
	АС-150	9400	5700	6200	6500	5200	5700	6000
	М-35	4000	2800	2900	3000	2500	2600	2700
	М-50	5800	4000	4100	4200	3500	3800	4000
	М-70	8000	5000	5300	5500	4500	4800	5000
ПО кВ	АС-70	3900							3000	3200	3400
	АС-95	5700						4100	4400	4600
	АС-120	6500					—	4400	4700	5000
	АС-150	8000			—	—	5100	5500	5800
	АС-185	10 500	—	—	—	6500	7000	7500
	М-70	7000	—	—	—	4500	4800	5000
	М-95	10 000	—	—	—	6000	6300	6500
311
Рис. 3-73. Эскизы анкерных деревянных опор с указанием расчетных опасных сечений (пока-
заны цифрами).
а — без троса; б — усиленная опора без троса; а — угловая без троса; г —с тросом; д — усиленная с тро-
сом; е — угловая с тросом.
Таблица 3-12
Расчетные формулы для анкерных деревянных опор
в нормальном режиме
Номер Расчетное
рисунка сечение
Расчетные формулы для нормального режима
3-73,а
При уравновешенном тяжении провода
/ 3	\
Mt= ( — Рй14-0,5РоЛ1 м,3
или
(P + 0,65Po)
Дополнительный момент от разности тяжений
проводов Д7’ (только при одиночных пасынка*)
О.55ДГЙ1
М1Д0П = д
При уравновешенном тяжении проводов
^2=^4 Ph* + 2fh J-1,2
или
Ма = 0,6АЯ	,5Р +
При разности тяжений проводов ДГ Л42 нуж1 о
увеличить на 10%
3-73, б 1
При уравновешенном тяжении проводов
Afi =	Ро) l’4A1
Дополнительный момент от разности тяжений
проводов Д7’ (только при одиночных пасынках)
0,55Д77и
34 1 ДОП =	~Б
3
ЛЬ = —P/h-1,1
или
№ = 0,83РЛ«
315
11 р о д о л ж е н ие т а б л. 3-12
Номер Расчетное
рисунка сечение
3-73,в /
Расчетные формулы для нормального режима
/3-2	8 ,	\
Ml = l,lh Г sin-^-+ 1,5Р+2Р0 1-0,75
или
Mi= 0.83ЛГ 37 sin ~-I- 1,ЪР + 2Р0
2
Верхний
раскос
Нижний
раскос
(hi — /г) -f- Рohi
,5 ^27sin-у + р) + 0,5Р<
sin 9
1,5
27 sin -g- + P^ + l,5Po
sin 92
N =
3-73,г
При уравновешенном тяжении проводов и тросов
Г 3
Mi = т Phi+0,5Pi (Лх+Ло) 0,57*0 X
Х(Л1 + ч]-1.з
Ml = Phi + 0,65 (hl + h2)(Pi + Po)
Дополнительный момент от разности тяжений
проводов Д7 (только при одиночных пасынках)
0,55Д7/гж
-Ml доп —	ft
Дополнительный момент от одностороннего тяже-
ния троса
0,3671 (Л1+М
Л41доп —	о
316
Продолжение табл. 3-12
Номер рисунка	Расчетное сечение	Расчетные формулы для нормального режима
3-73,2	2	При уравновешенном тяжении проводов и тросов М2 - 1,1 [Ц-	+ °> 5Л (А2 + Ао) + 0 , ЪР0 (Йг + Ло)2 1 hi -|- ho J или ЛЬ = 0,83++ + 0,55 (/га + /г0) X
	2	При разности тяжений проводов Д7 или тросов ДГ1 от каждого фактора Л42 увеличить на 5°/о При одностороннем тяжении проводов или тросов от каждого фактора Л42 нужно увеличить на 10%
	4	ЛЬ вычисляется только для концевой опоры: 1, W?ol ,5Г - 2 (hr + ho) или 0,83M<+ 	 /Л	I	f \ (h\ -|- Ло)
3-73,5	1	При уравновешенном тяжении проводов и тросов ЛЬ = 1,4/г ( — Р + Ро + 0,5+1 1 Дополнительный момент от разности тяжений про- водов ДГ (только при одиночных пасынках) 0,55Д77Ь Л41ДОП—	Q Дополнительный момент от разности тяжений троса Д71 0,36ДЛ(/п + М ЛПдоп-	в
317
Продолжение табл. 3-12
Номер Расчетное
рисунка сечение
Расчетные формулы для нормального режима
3 73, д
3-73,в
4 Mi, определяется только для концевой опоры
Для опоры без раскосов в плоскости А
О, 83hihoT
4	h0
Для опоры с раскосами в плоскости А
О,83/ийо7'
= /и + Ло
5 Мв = 1,5^-^-Рйв 4-0,5Pi (Лв 4-М 4“
. 0,5Ро (/i6 + Йо)81
hi 4- h0 ]
или
Ms = 0.8РЙ5 + 0,53 (Лв 4- h0) [Pi-f-
Ро (йв + ho) 1
+ hi-[-h0 J
При одностороннем тяжении тросов Ms нужно
увеличить на 10%
/3-2 В	В .
1	MI = l,lft(-2-7’sin-£-+27’1sin-2- +
4-1,5^4-Р, 4-2Р0Уо,75
или
(8	8
ЗТ sin -^-+27’1sln-y-+
+ 1,5Р 4- Pi 4- 2Л?)
318
Продолжение табл. 3-12
Номер
рисунка
Равчетное
сечение
Расчетные формулы для нормального режима
3-7 Зе, 2
4~ Ло — Л)
---------------|_
3-73,е
Верхний
раскос
Средний
раскос
Нижний
раскос
2Т sin	+ р) (Л, — h) + 0, bPJri
р
27\ sin — 4- Р
N sin 9
2Тt sin -у" 4- Pi
/V -=	h
1,5 ( 2rsin -j- 4- Pj4-0,5Pe
sin 9i
В
274 sin-y-4“ Pi
N sinOz "J"
1,5 ( 2rsin -^-4-P I4-1,5PO
sin 02
Примечания: 1. Сечение 2 опор по "рис. 3-73, в и с проверяется только в
случае установки стоек комлем вверх.
2. Определение сжимающих усилий N в сечении 2 стоек опор по рис. 3-73,в и е
следует производить только при одиночных пасынках. Для определения напряжний
при этом расчетную длину сжатого стержня надо принимать равной расстоянию между
поперечными саязями в плоскости П.
Таблица 3-13
Расчетные формулы для анкерных деревянных опор
в аварийной режиме
Расчетное сечение	Расчетные формулы для аварийного режима по рис. 3-73	Условияприменяемосги формул
1	0,33 (йг4-1,50) Thi Мг -	BD	Определяется только для опор с одиночными па- сынками
2	1,6 (6,4-1,50) 77г0(/ц-М Ms ~	2D (hi 4- Ло)	Определяется только при отсутствии раскосов в плоскости А
319
Продолжение табл. 3-13
Расчетное сечение	Расчетные формулы для аварийного режима по рис. 3-73		Условия применяемости формул
			Для опор без раскосов в плоскости А
2		М3 = h3 V П + (eg)2	
4	Л44	\,3(h3-}-\,5D)Thiho —	2D (hi h0)	Для опор с раскосами в плоскости А
4	Mi	1,3 (/гз + 1,5Д) Thiho —	2D (hi -ф- ho)	
Примечания: 1. В выражении Мц Ма и ЛЬ для облегченных опор вместо
множителя в аварийном режиме (/г3 -|- 1,5.0) следует принимать (ha -фО).
2. Для тросовых опор формулы таб i. 3-13 справедливы при уравновешенном
тяжении троса. При одностороннем тяжении троса изгибающие моменты следует
„ О.ЗЗГ, (/ц + /г0)	,
увеличивать на следующие величины: момент ЛЬ — на----г—2---- (для опор с
D
одиночными пасынками), а моменты ЛЬ и ЛЬ — на 10%.
В формулах приняты следующие обозначения, помимо имею-
щихся на рис. 3-73 и указанных выше:
Т — максимальное тяжение по проводу;
— максимальное тяжение по тросу;
ЛТ — разность тяжении по проводам в смежных пролетах;
ATi—разность тяжении по тросам в смежных пролетах;
Р — угол поворота трансы линии.
Более подробное описание формул, приведенных в таблице, дано
в [3-9].
Если в формулы табл. 3-12 и 3-13 вместо обозначений размеров
конструктивных элементов опор подставить значения этих величин
для типовых или унифицированных опор, применяемых в данной
энергосистеме, то громоздкие на вид формулы значительно упростят-
ся и будут включать в себя лишь числовые коэффициенты и одну
или две расчетные нагрузки. Так же как и при расчетах промежу-
точных опор, для облегчения и ускорения вычислений следует поль-
зоваться таблицами, графиками [2-13].
Для определения ветровой нагрузки на столб и на провода Ро,
Р и Pt следует пользоваться кривыми (рис. 3-67 и 3-69). ______
Для определения результирующей нагрузки на траверсу Kr24-(Sg)2
следует пользоваться номограммой (рис. 3-74).
На рис. 3-75 даны нагрузки по массе 2 g на консоль траверсы
при обрыве провода.
Величины 2g определены следующим образом:
2£=0,5£пр+2£из + 0,5£тр+2000,	(3-7)
где ^пр — масса провода с гололедом в одном пролете; — вес
гирлянды изоляторов (равен 500 Н); gTp—масса консоли траверсы
(равен 400 Н); 2000 Н — масса монтера с монтажными приспособле-
ниями.
320
В табл. 3-14 приведены значения максимальных тяжений прово-
дов Т и разности максимальных тяжений проводов АТ при переходе
с нормального тяжения (7(н = 2) на ослабленное (Лн = 3 или 2,5).
Тяжения проводов после обрыва принимаются равными макси-
мальным тяжениям Т. На рис. 3-76 дана зависимость
sin4‘==tf’
где Р — угол поворота трассы линии.
По вычисленному изгибающему моменту для того или иного
элемента анкерной опоры определяют его расчетный диаметр по фор-
£д,н	
8000 —	
7500 -	
7000 —	
6500 —	
6000 — 5500 —	
	
5000 —	
	
	
4500—_	
	
4ооо	
3500 —	
1/ 25000 —1	Т, Н Г—24000
24000 —	— 23000
23000 —	—22000
22000 —	— 21000
21000 —	— 20000
20000 —	—19000
юооо —	— 18000
—	
18000 —	— 17000
17000 —	—16000
16000 —	— 15000
15000 —	— 14000
	— 13000
	
	—12000
-	— 11000
	— 10000
юооо —	
—	
5000 -J	t- 5000
Рис. 3-74. Номограмма для определения результирующей на-
грузки Кт2 -ф (Sg)2 •
321
Ветровая нагрузка на опору Ро=1ООО 14 (по рис. 3-67).
По формулам, приведенным в табл. 3-12 и 3-13, определяем
изгибающие моменты.
Нормальный режим
Л1]Н= 1050-10,5+ 0,65 (10,5+ 2,75) (1050 +1000) +
0,36-13 000 (0,5 + 2,75)
---------Щ65----------=34 300 Н  м.
Л/
ггЖ/
—150
38
=-35'
^39
~зг
5-зо s:
~2Б £
L
m2 О
— 19
— 18
— 17
_ 18
—15
-15
— 13
— 12
— 11
— 10
— 9
— 8
— 7
Длина ст алии,
— 12
— 10
“ 5
у <9
— 7
— 11
— 10
—

Рис. 3-77. Номограмма для выбора расчетного диа-
метра столба d0 в зависимости от усилия по оси
столба и длины столба (принято, что оба конца стол-
ба шарнирно закреплены и аДОп=1200 Н/см2).
324
0,36-13 000 (10,5 + 2,75)
Где-------------------------— дополнительный момент от односто-
роннего тяжения троса;
ЛГ2н=0,83 • 1050 • 6,5+0,55(6,5+2,75) X
1000 (6,5 + 2,75)
X 620 +----fo5^T75“ = 12 350 Н-м,
а с учетом одностороннего тяжения тросов
М2н = 1,1  12 350 = 13 630 II• м.
Аварийный режим
0,33 (1,25+1,5-3,5).14 150-10,5 ,
Л41ав==	6,65-3,5	+
, 0,33-13 000 (10,5 + 2,75)
Ч— --------’ -	 = 14 150 + 8650 = 22800 Н-м,
Ъ,65
где 8650 Н-м дополнительный момент от одностороннего тяжения
троса;
1,6 (1,25+ 1,5-3,5)-14 150-2,75 (10,5 — 6,5) _
уИ2ав"=1’1	2-3,5(10,5 + 2,75)	“
= 18 600 Н-м,
где 1,1 учитывает одностороннее тяжение троса;
Л!зав= 1,25 К14 1502 + 53002 = 1,25-15 000 ^18 800 Н-м;
1,3 (1,25+ 1,5-3,5)-14 150-10,5-2,75)
Л44аб= 1,1	2-3,5 (10,5 + 2,75)	= 40500 Н-м,
где коэффициент 1,1 учитывает одностороннее тяжение троса.
Зная изгибающие моменты, определяем величины расчетных
диаметров в опасных сечениях:
по нормальному режиму
3/ 34 300-100
Г 0,1-1200 =30 см;
У 18 600-100
d2H = у 0,1-1200 ~=22>3 см;
по аварийному режиму
3/' 22 800-100
0,1-1920
'/г 18 800-100
0,1-1920 = 2!,Зсм;
п3/ 18 800-100'
^зав= У 0,1-1920 ==21,6см;
+ав —
с!2ав =
= 23 см;
У 40 500-100
d 1 ав I/ 0 1*1920 z== см»
325
Где 1200 П/см2 — допустимое напряжение в деталях опор из сосны
в нормальном режиме; 1920 Н/см2 — то же в аварийном режиме.
Таким образом, для пасынков (одинарных) наиболее тяжелым
будет нормальный режим, и выбор столбов для них производится по
«Дш = 30 см.
Для стоек определяющим будет аварийный режим, и выбор
столбов для стоек производится по ^4ав —27,6 см с проверкой диа-
метра </2н = 22,3 см.
Траверсы выбираются по диаметру <Дав = 21,6 см.
3-10. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫХ
ДИАМЕТРОВ ЗАГНИВШИХ ДЕТАЛЕЙ ОПОР
Минимально допустимые диаметры для загнивших
детален деревянных опор устанавливаются в зависимо-
сти от принятых нормативных и минимальных эксплуа-
тационных коэффициентов запаса прочности. Величины
эксплуатационных коэффициентов запаса прочности /<□
приведены в табл. 3-15. Нормативный коэффициент за-
Та блица 3-15
Значения эксплуатационных коэффициентов запаса
прочности и коэффициентов износа
Детали	Сосна, дуб и лиственница			ЕлЫ		
	К-Э	с		А'э	С	
		для нор- мального режима	S £ g 03 О _ X ~ 5 S s ф а. сх		g о § 5 == К 1 м	о о « S 5 2 к р. = Р га Ж
Одностоечные опоры (стой-	1 ,4	0,75	0,9	2,0	0,85	1,0
ки и пасынки) П- и А-образные опоры	1,2	0,7	0,85	1,4	0,75	0,9
(стойки и пасынки) Сложные опоры (стойки, па-	1,0	0,65	0,8	1,3	0,72	0,85
сынки и раскосы) Траверсы всех типов опор	1,4	0,75	0,9						
Прочие детали	1,0	0,65	0,8	1,2	0,7	0,85
1 Ель допускается тотько дня
траверсы на ели не выполняются.
линий
напряжением 35 кВ и ниже. Пасынки и
паса прочности зависит от временного сопротивления
древесины оВр и допустимого нормативного напряжения
в древесине (ГДОп. Последняя величина определяется в за-
висимости от режима работы линии, при котором ведет-
ся расчет, и наименования детали опоры.
326
Нормативный коэффициент запаса прочности /Ср де-
талей деревянных опор равен:
Кр= Т5-,	(3-8)
о доп
где (уВр — временное сопротивление древесины; <гДОп—
допустимое нормативное значение напряжения.
Величина сгвр для сосны принята равной 4200 Н/см2.
Величина адоп в нормальном режиме работы линии для
всех деталей всех типов опор равна 1200 Н/см’2; следо-
вательно, /Ср для этцх случаев равен 3,5.
В аварийном режиме работы линии для стоек про-
межуточных опор принимается о'ДОп = 2400 Н/см2 и соот-
ветственно /Ср=1,75, для траверс и пасынков промежу-
точных опор оДоп = 2160 Н/см2 и /Ср=1,95 и для всех
деталей анкерных опор оД(Ш=:1920 Н/см’2 и соответствен-
но /Ср = 2,2.
Для определения минимально допустимых диаметров
деталей опор пользуются следующей формулой:
d,= V/’-^!-dp = Cdp,	(3-9)
Г Л Р
где d0 — минимально допустимый диаметр в расчетном
сечении детали, см; dp —диаметр детали в расчетном се-
чении, см; С = /^Кэ/Кр — коэффициент износа, величина
которого для разных деталей опор в разных режимах
работы линии приведена в табл. 3-15.
Так как линии, проходящие по просекам или ущель-
ям, защищены от поперечных ветров, допускается вели-
чину /Сэ для всех деталей промежуточных опор, кроме
траверс, принимать равной 1 п соответственно величину
коэффициента износа при нормальном режиме С = 0,65.
Для промежуточных опор с выпускающими поддер-
живающими зажимами, а также для опор с глухими за-
жимами, за исключением установленных на пересече-
ниях и в населенной местности, d0 определяется только
по нормальному режиму. Отказ от расчета этих опор
по аварийному режиму объясняется исключительно ма-
лой вероятностью совпадения места обрыва проводов
с наличием на ближайших опорах деталей, имеющих
максимально допустимое загнивание, и наличием при
этом расчетных сочетаний метеорологических условий
(гололед, ветер и т. п.). Длительный опыт эксплуатации
327
ГлЭ
а)
б)
Рис. 3-75. Расчетные нагрузки на консоль траверсы анкерной опоры.
а— для толщины стенки гололеда 5 мм; б—для толщины стенки гололеда 10 мм.
Таблица 3-14
Значения максимальных тяжений и разницы
тяжений по проводам
Марка провода	Максимальное тяжение, Н			Марка провода	Максимальное тяжение, Н		
	Т	дт			Т	дг	
		при Л'н=3	при			при	при Кн=2,5
АС-50	5500	1950		.	АС-185	21 900	7800		.
АС-70	7600	2700	.—.	М-35	6700	2250	1350
АС-95	11 500	4100	—	М-50	9650	3200	2000
АС-120	14 150	5000	—	М-70	13 400	4500	2700
АС-150	17 400	6200	—	М-95	18 200	6100	3600
муле (3-6) или по графикам <Ур = ср(Л1) (рис. 3-71). Определение
расчетных диаметров раскосов производится по номограмме, приве-
денной на рис. 3-77. При этом расчетное сечение будет в середине
раскоса.
Пример. Произвести провероч-
ный расчет анкерной опоры по
эскизу, указанному на рис. 3-73,г.
Исходные данные:
нормативная толщина стенки
гололеда 1,0 см;
линия 35 кВ, провод АС-120,
трос С-50;
смежные пролеты имеют дли-
ну Zi = 150 м и /2=190 м;
на опоре кончается трос;
максимальное тяжение по тро-
су — 260 Н/мм2;
тяжение проводов в обе сто-
роны нормальное;
конструктивные размеры
споры:
Рис. 3-76. Завис мость sin
от угла поворота трассы.
hi = 10,5 м; /^2 = 6,5 м; h$ —1,25 м;
Ло —2,75 м; £> = 3,5 м; В —6,65 м.
Определяем расчетные нагрузки. Ветровая нагрузка па пролет
провода Р = 1050 Н (по рис. 3-69), если принимать
,	/1 + /2	150 4-190
/ =----2—-------2---~ 170 Мф
Ветровая нагрузка на пролет троса Pi = 620 Н (по рис. 3-69).
Максимальное тяжение по тросу Л =260-50=13000 Н.
Максимальное тяжение по проводу Г=14 150 Н (из табл. 3-14).
Нагрузка по массе на консоль траверсы 2£г = 5300 Н (по
рис. 3-75).
323
Где — результирующая сосредоточенна# СиЛа, Создаю-
щая изгибающий момент Л4“б.
Величина минимально, допустимого диаметра в этом
случае найдется но формуле
3 / ллиб 3 ряб к
do = V (Г^-= V (ГГГ- =	Vh*>	(з-12)
у V’, 1 Зо у U, I а о	'
гДе По — максимально допустимое напряжение в загнив-
шей древесине, определяемое по формуле:
авр	4200
Оо = —, ДЛЯ СОСНЫ О0 = —— ,
Лэ	Лэ
где /<э берется из табл. 3-15;
До — расчетный коэффициент, определяемый Для
удобства расчетов в зависимости от типа опоры, типа
подвесного зажима, марки провода и района гололедно-
ст и.
Величина hx представляет собой расстояние до места
загнивания, и его отсчитывают следующим образом:
для стоек — от оси траверсы вниз;
для консольного конца траверсы — от точки крепле-
ния гирлянды к стойке;
для средней части траверсы — от противоположной
стойки, относя загнивание к ближайшей стойке.
Эксплуатационный персонал при пользовании этим
методом должен заранее для каждой линии определить
расчетные коэффициенты До для стоек и траверс веере
типов опор, имеющихся на данной линии. Производя за-
меры загнивания древесины, необходимо измерять и за-
писывать, помимо глубины загнивания, также и расстоя-
ние hx.
Вычисляя по формуле (3-12) величину минимально
допустимого диаметра в данном сечении d0 и сравнивая
ее с величиной эквивалентного диаметра незагнившего
сечения древесины, делают вывод о необходимости за-
мены той или иной детали.
Описанный метод требует несколько больших расче-
тов у опоры па трассе, но зато позволяет более точно
решить вопрос о допустимости дальнейшей эксплуатации
детали с измеренной величиной загнивания в любом се-
чении.
330
3-11. РАСЧЕТ УСИЛИЙ, ДЕЙСТВУЮЩИХ НА ДЕТАЛИ ОПОР
ПРИ МОНТАЖЕ ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
Правильное определение усилий, действующих на де-
тали опор при монтаже проводов и тросов, играет ре-
шающую роль в выборе того или иного метода монтажа
и позволяет отчетливо представить себе степень опасно-
сти приложения нагрузок в различных точках опоры.
Из-за недостаточного внимания к правильному рас-
чету усилий на траверсы промежуточных и анкерных
опор при подъеме проводов неоднократно наблюдались
случаи поломки консолей траверс. При неудовлетвори-
тельном закреплении анкерных опор при наличии одно-
стороннего тяжения проводов и тросов также наблюда-
лись поломки таких опор.
Следует помнить, что траверсы опор рассчитаны на
монтажные условия, учитывающие только дополнительно
массу монтера с инструментом, который прикладывает-
ся к концу консоли траверсы.
Анкерные опоры проверяются также на условия, ког-
да смонтированы провода одной цепи в одну сторону
при любом числе цепей на опоре, а тросы не смонтиро-
ваны или смонтированы только в одну сторону. В прак-
тике эксплуатации при восстановительны^ работах ча-
сто возникают более тяжелые монтажные режимы, на-
пример подъем поддерживающей гирлянды с проводом
на консоль траверсы через однороликовый блок, укреп-
ленный на траверсе, одностороннее тяжение всех шести
проводов на двухцепных опорах и др. При этом для
оценки безопасности работ и выбора того или иного ме-
тода работ при данных метеорологических условиях не-
обходимо быстро проделать ориентировочные расчеты
возможных усилий на элементы опор.
Определение усилий, действующих на траверсы про-
межуточных опор Р при подъеме на них про-
водов и изоляторов с применением однороликового бло-
ка (рис. 3-78,а), может быть произведено по следующей
формуле:
/>-2Л/вес-1,1-2,2р1/ссс,	(3-13)
где pi — погонная нагрузка от массы провода, Н/м; /Вес—
величина весового пролета для данной опоры, м; 1,1 —
коэффициент, учитывающий трение в блоках и рывки
тягового механизма.
331
деревянных опор в Мосэнерго без учета при определении
dQ аварийных режимов показывает, что за период более
30 лет было лишь несколько случаев поломки загнивших
деталей при обрыве провода.
Для промежуточных опор с глухими поддерживаю-
щими зажимами, установленными на переходах или
в населенной местности, а также для опор анкерного
типа d0 определяется для условий как нормального, так
и аварийного режима работы; из двух полученных вели-
чин берется большая. Для одного из режимов можно не
вычислять d0 в случае, если оно заведомо меньше.
Независимо от результатов расчета величина d0 дол-
жна приниматься по менее, см:
Линия 110 кВ Линия 35 кВ
и выше	п ниже
Для стоек и пасынков ............. 16	12
Для траверс....................... 14	10
Это требование вызвано тем, что опоры, находящие-
ся в эксплуатации, могут иметь некоторые отклонения
от конструктивных размеров, а также некоторые допу-
стимые отклонения от нормального положения (накло-
ны). Кроме того, сама древесина может иметь различ-
ные местные дефекты, что также в значительной степе-
ни будет влиять на ее прочность. В зависимости от всед
перечисленных факторов для каждой линии администра-
цией устанавливаются минимальные значения d0.
От правильного определения величин минимально до-
пустимых диаметров деталей опор в значительной степе-
ни зависит надежность работы ВЛ на деревянных опо-
рах и оптимальные затраты на капитальный ремонт этих
ВЛ.
При необходимости подсчета d0 не в расчетных сече-
ниях следует пользоваться формулой
dox = do±ax,	(3-10)
где dox — минимально допустимый диаметр в заданном
сечении хх, см; х — расстояние между расчетным сече-
нием и сечением хх, м; а = 0,8 см/м — естественный сбег
(конусность) столба.
Для участков стоек между раскосами и для участков
траверс между стойками dOx принимается постоянным
и равным dQ ближайшего расчетного сечения данной де-
тали.
328
Пример. Определить минимально допустимее Дйаметры Деталей
опор, проверочный расчет которых выполнен в предыдущих при-
мерах.
Промежуточная опора
Так как провода подвешены в выпускающих зажимах, опреде-
ляем d0 только при нормальном режиме. Принимая значения С по
табл. 3-15, по формуле находим:
d01 = 0,7dm = 0,7 • 17,7= 12,4 см для пасынков;
dJ2 ~= 0,7d2H = 0,7-18,4 - 12,9 см 1
; для стоек;
dos = 0,7d5H = 0,7-20,4 = 14,3 см /
d03 = 0,75d3u = 0,75 • 17,5= 13,1 см для траверсы.
Так как все величины оказались меньше минимальных значений
для минимально допустимых диаметров, то величины doi, d02 и dos
следует принять равными 16 см, а величину d03 = 14 см.
Анкерная опора
Принимая значения С по табл. 3-15, по формуле (3-9) находим:
при нормальном режиме d0m = 0,65-30=19,5 см; d02H =0,65-22,3 =
=44,5 см;
при аварийном режиме cZo i а в = 0,8 - 23 = 18,4 см; <7огав = 0,8-21,3 =
= 17 см; йозав =0,9-21,6= 19,5 см; d04aB = 0,8-27,6 = 22,1 см.
Таким образом, для опоры по рис. 3-73,е для сечения 1 пасын-
ков do —19,5 см, для сечения 2 стоек do = 17 см, для сечения 4 стоек
do=®2,l см и для сечения 3 траверсы d0 = 49,5 см
Помимо описанной методики расчета минимально до-
пустимых диаметров, для простых промежуточных опор
(одностоечные, П-образиые без связей) может быть ре-
комендован метод, описанный в [3-11].
Исходя из того, что все усилия, действующие на
стойку опоры, приводятся к сосредоточенной результи-
рующей силе, приложенной к месту сочленения стойки
с траверсой, а для консольного конца траверсы — к ме-
сту подвески провода, легко определяют зависимости
изгибающего момента от этих сил в любом сечении Мх
по длине детали hx:
Mx=F(hx).
При определении минимально допустимых диаметров
нас, очевидно, будет интересовать наибольший возмож-
ный изгибающий момент в данном сечении детали М'* ,
который должен быть определен из сопоставления за-
висимости Mx=F(hx') при нормальном и аварийном ре-
жимах работы линии. В общем случае
(з-п)
329
Если величина 1,2(РН+1500 Н) для металлических
опор и (Рв+ 1500 Н) для деревянных опор, то при-
нятый метод монтажа непригоден и необходимо приме-
нение полиспаста или дополнительного отводного блока
(рис. 3-78,6 и в). Рв=рч1ъсс — нормативная нагрузка по
массе на опору, где р7 — погонная суммарная нагрузка
от массы провода с гололедом и ветра.
Рис. 3-78. Схемы подъема провода на траверсу промежуточной
опоры.
а - с применением однороликового блока на траверсе; б — с примененном
отводного блока у стойки; в — с применением полиспаста.
Пример. Определить усилие, действующее на консоль траверсы
промежуточной металлической опоры при подъеме провода АС-400
по схеме на рис. 3-78,а, если величина весового пролета для данной
опоры /вес =480 м. Нормативная толщина стенки гололеда 1,0 см.
Определяем погонные нагрузки:
p1=y1S = 35,7-103-458,3= 16,4 Н/м;
p7=Y7S = 60,3-10 -3 -458,3 = 27,7 Н/м,
где значения Y1 и у7 взяты из приложения 4, a S — из приложения 1.
По формуле (3-13) определяем усилие на консоль траверсы:
Р = 2,2-16,4-480 = 17,300 Н.
Для выяснения возможности приложения такой нагрузки опре-
деляем:
/+ = р7/вес = 27,7-480=13300 Н.
Из условия Psg; 1,2(Рр +1500 Н) определяем:
1,2(13 300+1500) = 17 750 Н.
Следовательно, 17 300 Н<17 750 Н, и схема монтажа через
однороликовый блок (рис. 3-78,а) может быть применена, по так как
величины Р и Рр отличаются всего на 450 Н, т. е. почти одинаковы,
при монтаже требуется большая осторожность.
Определение усилий, действующих на траверсы опор
анкерного типа при монтаже проводов, производится
в зависимости от принятой схемы монтажа, величины ве-
сового пролета и применяемых механизмов.
Наибольшие усилия траверса воспринимает при натя-
гивании провода в одну сторону через отводной одно-
332
роликовый блок (рис. 3-79). При этом следует рассмо-
треть два случая: провод в другую сторону смонтирован
(рис. 3-79,а) и провод в другую сторону не смонтирован
(рис. 3-79,6). В первом случае при угле а, близком к 90°,
траверса будет воспринимать, помимо массы проводов
и изоляторов на длине весового пролета, дополнитель-
ную нагрузку, близкую по величине к тяжепию по про-
воду. Чем угол а будет меньше, тем величина дополни-
тельной нагрузки будет меньше. Во втором случае при
угле а, близком к 90°, траверса будет испытывать, кроме
Рис. 3-79. Схемы натяжки проводов на анкерную опору.
а —провод в смежном пролете натянут; б — провод в смежном пролете
отсутствует.
одностороннего тяжения по горизонтали, вертикальную
нагрузку, равную половине массы провода и изоляторов
на длине эквивалентного пролета, а также дополнитель-
ную вертикальную нагрузку, близкую по величине к тя-
жению по проводу. Если в этом случае угол а будет
больше 90°, то одностороннее тяжение по траверсе будет
возрастать по мере увеличения угла айв случае, когда
натягивание производят в сторону монтируемого прово-
да (а~180°), одностороннее тяжение на траверсу почти
удвоится.
Для описанной схемы монтажа определение усилий,
действующих па траверсу, можно производить по сле-
дующим формулам.
Для схемы на рис. 3-79,а:
горизонтальная результирующая сила
/?г=7’м—Т = КПМТ—7'=1,27’—7’ = 0,2Т,	(3-14)
где Т — тяжение по смонтированному проводу; Тм — тя-
жепие по проводу при монтаже; /Cn.M=l,2— коэффици-
ент перегрузки при монтаже;
333
вертикальная результирующая сила
RB = TM sin a + yiS/Bec+2Pr)	(3-15)
где Тм = Кп.мТ — тяжение по проводу при монтаже; а—
угол наклона тягового троса к горизонтали в момент за-
цепления гирлянды за траверсу; yi — удельная нагрузка
от массы провода; S — общее сечение провода ; Дес
весовой пролет для данной опоры; Рг — масса натяжной
гирлянды с арматурой.
Для схемы на рис. 3-79,6:
горизонтальная результирующая сила
Rr = TM—7Mcos а = Гм(1—cosa);	(3-16)
вертикальная результирующая сила
^.=T„sina + T,s4-+^.	(3-17)(
где /э — эквивалентный пролет.
Зная величины результирующих горизонтальных и
вертикальных усилий, сравнивают их с расчетными на-
грузками на траверсу для данной опоры. Если величины-
Rr и RB оказываются больше расчетных нагрузок, то»
должна быть изменена принятая схема монтажа.
Величины расчетные нагрузок обычно берутся из:
расчетной схемы для данного типа опор из проекта..
В случае отсутствия необходимых данных в проекте-
величины расчетных нагрузок определяются расчетом..
Для уменьшения значений результирующих усилий
может быть рекомендовано либо уменьшение угла av
либо включение между натяжной гирляндой и траверсой
полиспаста, ходовой конец которого подается от непо-
движного блока, закрепленного на траверсе, прямо к тя-
говому механизму. В отдельных случаях приходится
предусматривать па время монтажа проводов временное
усиление траверсы путем подпоров, накладок пли оття-
жек.
Пример. Определить усилия, действующие на траверсу анкерной
опоры линии 110 кВ при монтаже провода АС-150, по схеме на
рис. 3-79,а и б, если а = 60°, весовой пролет /вес =250 м, масса
натяжной гирлянды Рг = 700 Н и температура воздуха при монтаже
t = — 15°С (нормативная толщина стенки гололеда 0,5 см).
По монтажным таблицам определяем напряжение в проводе при
t= — 15°С; ст_15 = 67 Н/мм2.
Из приложении 1 и 4 находим:
Y1 =35,5-10 “3 П/(м-мм2); 5=177 мм2.
Тяжение по смонтированному проводу
7 = 67-177=11 870 Н.
334
Принимая величину коэффициента перегрузки при монга>ке рав-
ной 1,2, определяем тяжение при монтаже:
Гм = 1,2-11 870 = 14 240 Н.
По формуле (3-14) определяем горизонтальную результирующую
силу по схеме на рис. 3-79,а:
Яг = 0,2-11 870 = 2380 Н;
то же по формуле (3-16) и по схеме на рис. 3-79,6:
Яг = 14 240(1—cos 60°) = 14 240-0,5 = 7120 Н:
По формуле (3-15) определяем вертикальную результирующую
силу по схеме на рис. 3-79,а:
Ru = 14 240 sin 60°+35,5-10;|-177-250+2 • 700 =
₽ 12 220+1580+1400 = 15 200 Н;
то же по формуле (3-17) по схеме на рис. 3-79,6:
/?в = 12 220+790+700=13 710 И.
Таким образом, для схемы па рис. 3-79,а
Яг = 2380 Н и Яв = 15 200 Н,
а для схемы на рис. 3-79,6
Яг = 7120 Н и Яв = 13 710 II.
Глава четвертая
ЛИНЕЙНАЯ ИЗОЛЯЦИЯ И АРМАТУРА
4-1. НАЗНАЧЕНИЕ И УСЛОВИЯ РАБОТЫ
ЛИНЕЙНЫХ ИЗОЛЯТОРОВ
Линейные изоляторы предназначены для изоляции
проводов и грозозащитных тросов от земли. Они рабо-
тают в основном при постоянном воздействии на них
рабочего напряжения, подвергаясь одновременно значи-
тельным механическим усилиям, обусловленным массой
и тяжением проводов, колебаниям температуры и влия-
ниям атмосферных осадков в виде снега, дождя, тума-
на, росы и пр.
Периодически они испытывают также значительные
воздействия коммутационных и грозовых перенапряже-
ний и действие высокой температуры силовой электри-
ческой дуги при перекрытиях.
Часто линейные изоляторы работают в условиях
атмосферных загрязнений, вызванных наличием в атмо-
сфере растворов солей, кислот, пыли и пр.
Диэлектрические свойства линейных изоляторов ха-
рактеризуются величинами мокроразрядного, влагораз-
335
рядного, сухоразрядного и пробивного напряжений,
а также величинами импульсной прочности изоляторов
и гирлянд изоляторов.
Величина напряжения, при котором происходит пе-
рекрытие изолятора с сухой и чистой поверхностью, но-
сит название су х о р а з р я д н о г о напряжения.
Если чистую поверхность изолятора смачивать искус-
ственным дождем силой 5 мм/мин, то перекрытие про-
изойдет при более низком напряжении, чем при сухой
поверхности изолятора,— мокроразрядпом на-
пряжении.
Влагоразрядным напряжением называется
величина напряжения перекрытия изолятора или гир-
лянды изоляторов (чистых или загрязненных) при воз-
действии переменного напряжения в период увлажнения
поверхности изоляторов туманом, росой, моросящим
дождем, мокрым снегом.
Разрядные характеристики изоляторов в большой
степени зависят от размеров и формы поверхности изо-
ляторов. Увеличивая диаметр или количество и размер
ребер в изоляторе, можно увеличить поверхность или
длину пути утечки по изолятору и таким образом мож-
но добиться увеличения разрядного напряжения изоля-
тора. Каждый тип изолятора характеризуется своей дли-
ной пути утечки по поверхности изолятора и коэффици-
ентом эффективности (формы).
Коэффициент эффективности изолятора /Сэ
зависит от конструкции, формы и развитости поверхно-
сти изолятора и отражает уменьшение длины пути утеч-
ки изолятора в связи с тем, что часть ее (например, на
перегибах между ребрами) оказывается зашунтирован-
ной при перекрытии изолятора.
Величина получается экспериментальным путем
при испытаниях тех или иных изоляторов в лаборато-
рии. При этом следует иметь в виду, что коэффициент
эффективности, помимо конструкции изолятора, зависит
также и от характера загрязнений изолирующей поверх-
ности. Поэтому наиболее достоверные величины коэф-
фициентов эффективности для данных условий могут
быть получены при испытаниях изоляторов, снятых
с действующих ВЛ или со специальных стендов.
Кроме разрядных напряжений по поверхности, каж-
дый изолятор характеризуется величиной пробивного
напряжения.
336
Пробивным Напряжением называется такое
напряжение, при.котором происходит электрический про-
бой изолятора в масле через толщу изолирующей дета-
ли. Пробивное напряжение, как правило, не должно
быть менее полуторакратного значения сухоразрядного
напряжения. Изолятор, не имеющий внутренних повреж-
дений, не должен испытать явления электрического про-
боя в воздушной среде, так как раньше происходит пе-
рекрытие изолятора.
4-2. ЛИНЕЙНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Изоляторы, применяемые па воздушных линиях, по
конструктивному выполнению подразделяются па под-
весные, штыревые и стержневые.
На рис. 4-1 изображен подвесной фарфоровый изо-
лятор, состоящий из шапки из
ностью оцинкованной, тарелки
из фарфора и стального оцин-
кованного стержня, скреплен-
ных между собой цементной
связкой. Поверхность фарфора
покрыта глазурью. На фарфо-
ровую головку наносится слой
битума или клея ИКФ-130,
а между стержнем и внутрен-
ней полостью фарфоровой го-
ловки имеется амортизирую-
щая прокладка из пробки или
кирзы СК для предотвращения
образования трещин в фар-
форовой головке изолятора.
Слой битума или клея
ковкого чугуна, пол-
Рис. 4-1. Конструкция под-
весного фарфорового изоля-
тора.
/ — шапка (ковкий чугун); 2 —
тарелка (фарфор); 3 — головка
изолятора; 4—стержень (сталь);
5 — цементная заделка шапки;
I) цементная заделка стержня.
ИКФ-130, нанесенный на фарфоровую головку, компен-
сирует различные температурные коэффициенты линей-
ного расширения фарфора п цемента и защищает фар-
фор от возникновения дополнительных механических на-
пряжений при изменении температуры воздуха.
Цементная связка представляет собой цементно-пес-
чаный раствор на основе портландцемента не ниже мар-
ки 500 и кварцевого песка с размером зерен 0,2 —
0,5 мм.
Фарфор обладает высокими механическими и диэлек-
трическими свойствами, высокой стойкостью к атмо-
22—548
337
сфериым воздействиям, отсутствие^ водопоглощаемо-
сти. Фарфоровые изоляторы нолуХпли самое широкое
распространение в нашей страну и в других странах
мира.
В последние годы все болре широкое применение на-
водят подвесные и штыревыФ стеклянные изоляторы из
закаленного щелочного стёкла, а также закаленного
малощелочного стекла (4-13]. Конструкция стеклянных
изоляторов аналогична конструкции фарфоровых.
Стекло как материал для изоляторов имеет по срав-
нению с фарфором следующие преимущества:
процесс производства стеклянных изоляторов может
быть полностью механизирован, в результате чего их
стоимость должна быть ниже фарфоровых;
механические свойства стеклянных изоляторов, в осо-
бенности закаленных, выше, чем фарфоровых;
масса стеклянных подвесные изоляторов значительно
ниже массы фарфоровых изоляторов;
эксплуатация закаленных стеклянных изоляторов
проще и экономичнее, чем фарфоровых, так как они нс
требуют контроля штангой, поскольку при появлении
дефекта стеклянная тарелка разрушается, что легко об-
наруживается при осмотрах;
прозрачность стекла позволяет быстро выявлять де-
фекты при изготовлении изоляторов;
температурный коэффициент линейного расширения
стекла близок к температурным коэффициентам расши-
рения чугуна, стали и цементных связок, что положи-
тельно сказывается при колебаниях температуры.
Исследования показывают, что стеклянные изолято-
ры обладают не меньшими, чем фарфоровые изоляторы,
дугостойкостью и сопротивлением механическим уда-
рам.
Для установки на линиях в местностях, подвержен-
ных усиленным загрязнениям атмосферы, выпускаются
грязестойкие изоляторы; они, как правило, обладают
увеличенной длиной пути утечки вследствие того, что
поверхность у них за счет увеличения размеров диаме-
тра тарелки и ребер более развита, и имеют конструк-
тивные отличия, облегчающие условия обмывки поверх-
ности изолятора, или имеют больший процент смачивае-
мой поверхности [4-8].
На рис. 4-2 приведены некоторые типы подвесных
изоляторов.
338
Рис. 4-2. Изоляторы линейные подвесные,
22*
339
На действующих ВЛ эксплуатируются в основном
старые типы нормальных фарфоровых изоляторов П и
ПМ и новые изоляторы типа ПФ; старые типы нормаль-
ны^ стеклянных изоляторов ЛС и новые изоляторы типа
ПС; старые типы фарфоровых грязестойких изоляторов
ПР, НС, НЗ и ПФЕ и новые грязестойкие изоляторы из
фарфора типа ПФГ и стеклянные — типа ПСГ.
В обозначениях старых изоляторов цифры обознача-
ли величину электромеханической испытательной на-
грузки в тоннах (кроме изолятора НС-2), а в обозначе-
ниях новых изоляторов цифры обозначают величину
разрушающей нагрузки в тоннах или ньютонах.
В обозначениях новых типов изоляторов в конце по-
сле цифры, обозначающей величину разрушающей на-
грузки, добавляется еще одна буква или римская цифра,
которые обозначают модификации изоляторов, имеющие
различные электрические разрядные характеристики и
размеры (например: ПФ6-А, ПФ6-Б, ПФ6-1; ПС6-А и
ПС6-Б; ПС16-А и ПС16-Б, ПС16-1 и т. п.).
Новые типы изоляторов отличаются от старых мень-
шей строительной высотой и массой, а также имеют
более высокие разрядные характеристики.
Для новых конструкций изоляторов, особенно грязе-
стойких, характерны формы гладкой конической по-
верхности, которые обладают высокой аэродинамично-
стью и имеют хорошие влагоразрядные характеристики.
На таких изоляторах затрудняется осаждение загрязне-
ний, а имеющиеся загрязнения легко очищаются ветром
и дождем.
Например: ПС6-Б, ПСГ-6 и др.
В настоящее время разрабатываются и испытывают-
ся опытные партии изоляторов с цилиндрической фор-
мой головки изолирующей детали. Исполнение силового
узла изоляторов в виде цилиндра вместо обратного ко-
нуса при неизменных электромеханических характери-
стиках дает возможность сократить размеры и массу
как изолирующего элемента, так и всего изолятора. Осо-
бенно это целесообразно в изоляторах на разрушающие
нагрузки 160 кН и более.
В последние годы отечественная промышленность
освоила производство подвесных изоляторов для тропи-
ческого климата.
В табл. 4-1 и на рис. 4-2 приведены характеристики
подвесных изоляторов.
340
Т аблица 4-1
Характеристики подвесных линейных изоляторов
Тип
ГОСТ или ТУ	Рис. 4-2	Основные размеры, мм			Длина пути утечки, мм, не менее	Гарантироваииая электро- механическая нагрузка не менее, кН	Пробивное напряжение в масле, кВ, не менее	Испытательное одноминутное напряжение при 50 Гц, кВ, не менее		Импульсное 50 %-ное раз- рядное напряже- ние при волне 1,5/40 мкс, кВ, не менее		Масса изолятора, кг, не более
		Конструктивная высота Н	Диаметр изолятора D	Диаметр стержня d								
								2 0.0 й S к о —	мокрораз- рядное	+	—	
Подвесные изоляторы из закаленного стекла (ГОСТ 14197-69)
ПС6-А (ПС-4.5) ПС6-Б	ГОСТ 16418-70 ТУ 245-72	а а	130 130	255 255	16 16	255 295	60 60	90 90	58	37	90	95	4,1 4,1
ПС-11 (ПС-8,5) лс и	МРТУ 34-437-63 (МРТУ 34-449-64)	а	170	290	22	320 (300)	НО	90	65 (68)	40	—	—	6,6 (6,8)
ПС12-А	ГОСТ 16419-70	б	140	260	16	325	120	90	70	40	—	—	5,7
ПС16 А	МРТУ 34-018-68 (приложение 2)	б	180	320	20	360	160	100	66	42	95	99	9,0
ЛС16-Б	ГОСТ 51417-72	б	170	280	20	300	160	100	65	40	95	98	8,0
ПС22-А	ГОСТ 16421-70	б	200	320	20	390	220	110	80	50	НО	120	10,8
ПСЗО-А (ЛС-30)	МРТУ 34-018-68 (приложение 5)	б	217	320	24	350	300	НО	65	40	95	97	14,2
ПСЗО-Б	То же, приложение 6	б	210	320	24	460	300	НО	—	—	—-	—	
ПС40-А	То же, приложение 7	б	220	350	28	450	400	НО	82	50	120	125	15,0
У	Продолжение табл. 4-1 to														
Тил	ТОСТ или ТУ	Рис. 4-2	Основные размеры, мм			Длина пути утечки, мм, не менее	Гарантированная электро- механическая нагрузка не менее, кН	П|юбишюе напряжение в масле, кВ, не менее	Испытательное одноминутное напряжение при 50 Гц, кВ, не менее		Импульсное 50 %-ное раз- рядное напряже- ние при волне 1,5/40 мкс, кВ, не менее		Масса изолятора, кг, | не более
			Конструктивная высота Н	Диаметр изолятора D	Диаметр стержня d								
									сухораз- рядное	мокро раз- рядите	+	—	
Подвесные фарфоровые изоляторы (ГОСТ 6490-67)
ПФ6-А (П-4,5)	['ОСТ	12649-67	в	167	270	16	285	60	НО	60	32	125	130	6,5
ПФ6-Р (ПМ-4,5)	гост	12650-67	в	140	270	16	280	60	100	60	32	125	130	6,0
ПФ6-В (ПФЕ-4,5)	гост	12651-67	г	140	270	16	324	60	100	60	32	125	130	5,3
ПФЕ-11	МВТУ	34-801-66	г	183	320	20	385	145	125	68	40	—	—	9,0
ПФ16-А	гост	15472-70	г	173	280	20	385	160	110	68	40	130	135	9,0
ПФ20-А (ПФЕ-16)	гост	12648-67	д	194	350	20	420	200	125	68	44	130	135	1Д.8
Подвесные изоляторы для районов с повышенным уровнем загрязнения (ГОСТ 17190-71)
ПФГ-5 (ПР-3,5)	МРТУ 34-4801-69	е	196	250	16	450	50	НО	95	41	—	—	10,4
ПФГ-6(НС-2)	МРТУ 34-4801-69	ж	198	270	16	470	60	НО	100	45	—‘	—	8,1
ПФГ-8(НЗ-6)	МРТУ 34-4801-69	ж	214	300	20	470	80	120	105	51	—	—	13,5
ПСГ-16-А	ВТУ 233-69	3	160	320	20	480	160	100	НО	60	—	—	9,3
ПСГ-16-Б	ВТУ 233-69	3	185	350	20	555	160	100	92	50	—	—	12,0
ПСГ-22-А	—	3	185	370	20	570	220	ПО	—	—	—	—	12,0
Из подвесных изоляторов составляются гирлянды
изоляторов необходимой длины в зависимости от номи-
нального напряжения линии, назначения гирлянды и
условий загрязнения.
Стержневой фарфоровый изолятор отечественного
производства СП-110 (рис. 4-3,а) широкого распростра-
нения не получил (вследствие появления в процессе
эксплуатации продольных и поперечных трещин из-за
несовершенства технологии изготовления этцх изолято-
ров) .
а)
Рис. 4-3. Стержневые изоляторы.
а- СП-ПО; б - VKLS.
В последние годы на отечественных линиях 110 —
500 кВ нашли применение импортные стержневые фар-
форовые изоляторы из ГДР (рис. 4-3,6). Немецкие изо-
ляторы типа VKLS работают на линиях 110 и 220 кВ.
Они выпускаются в нормальном и грязестойком испол-
нении, отличающемся количеством ребер. Грязестойкие
изоляторы типа VKLS 75/21 и VKLS 85/21 имеют соот-
ветственно длину пути утечки — 348 и 340 см, высоту —
1240 и 1270 мм, массу— 39 и 47 кг и разрушающую на-
грузку— 120 и 160 кН. Эти изоляторы на ВЛ НО кВ
устанавливаются по 1 шт. на фазу, а на ВЛ 220 кВ по
2 шт. на фазу. На каждом изоляторе с двух сторон уста-
навливаются защитные кольца (рис. 4-3,6).
На каждом подвесном изоляторе должны быть нане-
сены па фарфоре или стекле — товарный знак завода-
изготовителя и год изготовления, на шапке — обозначе-
ние типа изолятора и год выпуска шапки.
343
Воздушные линии 6 и 10 кВ монтируются, как Пра-
вило, на штыревых изоляторах. Линии 20 и 35 кВ мон-
тируются на штыревых и на подвесных изоляторах.
В табл. 4-2 и на рис. 4-4 приведены характеристики
линейны^ штыревых изоляторов высокого напряжения.
В табл. 4-1 и 4-2 в скобках указаны старые обозна-
чения изоляторов; в графе «Диаметр стержня» для шты-
ревых изоляторов указаны дробью размеры отверстия
в изоляторе для крюка пли штыря.
д)
Рис. 4-4. Штыревые изоляторы.
Штыревые изоляторы для ВЛ 6—10 кВ изготавлива-
ются сплошными: ШФ6-А (ШС-6), ШФ10-А (ШС-10),
ШФ10-Б (ШЖБ-10), ШФ10-В; а для ВЛ 20—35 кВ—
составными, состоящими из двух частей, соединенных
между собой цементной связкой и покрытых в местах
сопряжения влагостойким лаком: ШФ20-А (ШФ-20),
ШФ35-А (ШД-35) и др.
Штыревые изоляторы предназначены в основном для
работы в чистой атмосфере с обычными полевыми за-
грязнениями. Изоляторы ШФ20-А и ШФ35-А рекомен-
344
Характеристики штыревых линейных изоляторов
Таблица 4-2
Тип	ГОСТ или ТУ	Рис. 4-4	Основные размеры, мм			Длина пути утечри, мм	Гаранти ро ван на я э л ектро- механическая нагрузка, кН, не менее	Пробивное напряжение в масле, кВ, не менее	Испытательное одноминутное напряжение при 50 Гц, кВ, не менее		Импульсное 50 %-ное разрядное напряжение При волне 1,5/40 мкс, кВ, не менее		Масса изолятора, кг, не более
			Конструктивная высота Н	Диаметр изоля- тора D	Диаметр стержня d								
									сухораз- рядное	мокрораз- рядное	+	—	
Штыревые фарфоровые изоляторы (ГОСТ 1232-67)
ШФб-А(ШС-б)	ГОСТ 12662-67	а	94	126	30/28	250	14	65	50	28	63	81	0,97
ШФЮ-А(ШС-Ю)	ГОСТ 12663-67	б	НО	147	27,5/26	215	14	78	60	34	90	112	1,4
ШФЮ-Б(ШЖБ-Ю)	ГОСТ 12664-67	б	120	212	34/32,5	315	14	100	75	40	90	112	2,8
ШФ10-В	ГОСТ 14885-69	б	122	225	27,5/26	320	14	100	80	45	90	112	3,2
ШФ20-А(ШД-20)	ГОСТ 12665-67	в	190	185	38/36	410	20	110	86	57	—	—	3,4
ШФ20-Б(ШЖБ-20)	ГОСТ 12666-67	в	196	230	37/35	460	20	130	100	70	125	158	4,85
ШФ35-АкШД-35)	ГОСТ 12667-67	в	287	267	50/48	402	30	1э6	120	80	—	—	10,1
ШФ35-Б	ГОСТ 18372-73	г	285	310	47/44	700	30	200	135	90	200	230	12,7
ШФ35-В(ШМ-35)	ГОСТ 12669-67	г	275	280	46/44	610	30	175	140	95	—	—	9,6
	Штыревые	стеклянные изоляторы (высокого напряжения)											
ШСС-10	МРТУ 431-63	д	110	150	32/26	210	14	78	60	34	90	—	1,4
ШСС-10 сл	МРТУ 831-Э-67	д	109	150	32/26	210	14	78	60	34	90	—	1,35
дуется применять на деревянных опорах с незаземлен-
ными штырями.
Как показал опыт эксплуатации ВЛ 6—10 кВ на же-
лезобетонных опорах, основной причиной повреждений
штыревых изоляторов являлось несовершенство конст-
рукции этих изоляторов, низкое качество их изготовле-
ния, неправильная транспортировка и дефекты монтажа.
Количество аварийных отключений на ВЛ 10 кВ дости-
гало 50—60 на 100 км ВЛ в год, а количество повреж-
дений штыревых изоляторов составляло в среднем 1 %
от числа установленных на железобетонных опорах.
При этом анализ повреждений изоляторов выявил,
что более 7з всех поврежденных изоляторов составляли
старые изоляторы ШЖБ-10. Основным видом повреж-
дения этих изоляторов являлся пробой изолятора в шей-
ке, происходящий в основном из-за того, что фактиче-
ское отношение пробивного напряжения к сухоразрядно-
му для этих изоляторов составляло 1 : 1,1. Особенно
неблагополучно дело обстоит в районах с загрязненной
атмосферой, где происходили неоднократные перекрытия
изоляторов ШС-10 и ШЖБ-10 на железобетонных опо-
рах. При этом из-за длительного прохождения тока
однофазного короткого замыкания на землю в фарфоре
возникают микротрещины и пробой изоляторов. В слу-
чаях, когда ток замыкания на землю оказывается боль-
ше 10 А и проходит через железобетонную опору в те-
чение нескольких часов, возникает большая опасность
поражения людей, а также разрушения самой опоры.
В связи с высыханием и оплавлением земли вокруг
стойки опоры она оказывается почти под фазным напря-
жением ВЛ 6—10 кВ. Кроме того, при прохождении
тока замыкания на землю со штыря и траверсы на арма-
туру стойки и с арматуры подземной части опоры в зем-
лю происходит разрушение железобетона в самых от-
ветственных (несущих) частях опоры.
Во избежание повреждений изоляторов па ВЛ 6 —
10 кВ с железобетонными опорами рекомендуется
в районах с загрязненной атмосферой на ВЛ 6—10 кВ
применять штыревые изоляторы на напряжение 20 кВ
(ШФ20), а также разработку и выполнение ряда техни-
ческих мероприятий для снижения токов замыкания на
землю. Рекомендуется все штыревые фарфоровые изо-
ляторы перед их установкой на ВЛ 6—10 кВ проверять
под напряжением 40—50 кВ промышленной частоты.
§46
При осмотрах ВЛ 6—10 кВ на железобетонные опорах
после однофазных замыканий на землю следует тща-
тельно проверить состояние бетона на тех опорах, где
были обнаружены пробитые изоляторы (включая под-
земную часть опоры на глубину до 0,6 м).
Крепление штыревых изоляторов к крюкам или шты-
рям производится с применением пакли, пропитанной
суриком.
Крепление проводов к штыревым изоляторам па ВЛ
6 10 кВ может быть выполнено с помощью «вязки»
мягкой проволокой как в шейке изолятора, так и сверху
к головке. Крепление проводов к изоляторам ШФ-20 и
ШФ-35 предусматривается только сбоку на шейке изо-
ляторов.
Для повышения надежности работы штыревых изо-
ляторов монтаж их следует вести также с применением
монтажных эластичных колпачков, одеваемы,х па штыри
или крюки.
В последние годы наряду с традиционными электро-
изоляционными материалами, применяемыми для изго-
товления линейных изоляторов, начали использовать
органические полимерные материалы. Это в первую оче-
редь стеклопластики (электрически и механически высо-
копрочные материалы), пластмассы, полимербетоны,
изоляционные бетоны, эпоксидные компаунды и др.
На их базе разработаны и находятся в опытной экс-
плуатации изоляционные конструкции, которые по сво-
ей форме и размерам существенно отличаются от гир-
лянд подвесных изоляторов из фарфора и стекла. При-
менение таких конструкций позволяет отказаться от
подвесных гирлянд и тем самым увеличить полезную
высоту опор. Кроме того, применение изолирующих кон-
струкций в ряде случаев приводит к снижению массы и
соответственно экономии материала опор. Все это при
соответствующей стоимости изолирующих конструкций
позволяет улучшить терснико-экономические показатели
ВЛ и особенно линий высокого напряжения.
Разработанные изоляционные конструкции применя-
ются как самостоятельно (т. е. без фарфоровых и стек-
лянных изоляторов), так и в комбинации с подвесными
изоляторами.
В качестве конструктивных элементов изолирующих
устройств для ВЛ 10—ПО кВ используются стеклопла-
стиковые стержни диаметром 10—22 мм с фторопласто-
347
Выми и другими покрытиями. Из таких стержней раз-
работаны изоляторы для ВЛ 110 кВ длиной 1,3—1,5 м
с длиной пути утечки 1,0—1,25 м. Десять таких изолято-
ров находятся в опытной эксплуатации с 1968 г.
Разработаны также конструкции изолирующих тра-
верс для ВЛ 6—10 кВ; траверсы для ВЛ 35—110 кВ,
Рис. 4-5. Изолирующая траверса ПО кВ.
/ — опора; 2 — стержневой изолятор; 3 — изолирующая тяга;
4 — изолятор подвесной; 5 — провод.
состоящие из двух стеклопластиковых растянутых
стержней и сжатого стержневого фарфорового элемента
(рис. 4-5); дистанционные изолирующие распорки для
проводов расщепленной фазы ВЛ 330—500 кВ; между-
фазовые изолирующие распорки для ВЛ 35—ПО кВ для
348
борьбы с «пляской» проПодоВ; изолирующие стержни
для крепления штыревые изоляторов ШСС-10 на ВЛ
6—10 кВ вместо изоляторов ШЖБ-10.
Наиболее перспективным является комплексное при-
менение в одной конструкции как обычных подвесных
или стержневых изоляторов из фарфора и стекла, так
и стеклопластиковых. В таких конструкция могут быть
использованы, с одной стороны, высокая механическая
прочность ориентированного стеклопластика, а с дру-
гой— высокая электрическая прочность фарфора и стек-
ла. Кроме того, применение комбинированных изоляци-
онных конструкций позволяет в ряде случаев осущест-
вить перевод ВЛ на более высокое напряжение без за-
мены опор.
Для проверки работоспособности изолирующих рас-
порок из стеклопластика па эпоксинолпэфирпом связую-
щем в условиях эксплуатации па ВЛ 330 п 500 кВ
в 1971 г. было установлено более 8000 распорок типа
РГИ-4. При этом за 2 года по было ни одного случая
повреждения распорок или ухудшения их характеристик
4-3. ТРЕБОВАНИЯ И ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ ДЛЯ ВЫБОРА
ЛИНЕЙНОЙ изоляции
В эксплуатации часто приходится решать вопросы
выбора линейной изоляции, так как изоляторы вследст-
вие их старения могут заменяться па новые. Воздушные
линии могут подвергаться реконструкции в связи с за-
меной проводов и повышением номинального напряже-
ния. Могут также существенно меняться внешние усло-
вия работы изоляторов.
Правила устройства электроустановок требуют, что-
бы при выборе штыревых изоляторов мокроразрядные
напряжения этих изоляторов были не ниже следующих
величин:
Напряжение линии, кВ............................. 6	10 20 35
Мокроразрядные напряжения, кВ................... 28	34 57 80
В случаях применения для ВЛ 6—35 кВ подвесных
изоляторов их количество рекомендуется принимать сле-
дующим: ВЛ 6—10 кВ — один изолятор; ВЛ 20 кВ—два
изолятора; ВЛ 35 кВ — три изолятора, кроме деревян-
ных промежуточных опор, где также рекомендуется
принимать два изолятора.
349
Многолетний опыт эксплуатации ВЛ с подвесными
изоляторами, трассы которые проходят в сельскохозяй-
ственных и лесных районах, где отсутствуют интенсив-
ные промышленные и другие загрязнения, показал, что
так называемые «полевые» загрязнения при увлажнении
гирлянд могут приводить к значительному снижению
электрической прочности гирлянд изоляторов и отклю-
чению ВЛ при рабочем напряжении. Особенно часто
такие отключения наблюдаются весной и осенью, т. е.
тогда, когда пет интенсивных дождей, способных смыть
с поверхности изоляторов «полевые» загрязнения. По-
этому количество подвесных изоляторов п для ВЛ НО —
500 кВ выбирается по условиям обеспечения надежной
работы при наибольшем рабочем напряжении ВЛ. При
этом удельная длина нуги утечки гирлянды изоляторов
в районах с чистой атмосферой и обычными «полевыми»
загрязнениями должна быть не менее 1,3 см/кВ с уче-
том коэффициента эффективности формы изоляторов:
где п — количество подвесных изоляторов в поддержи-
вающей гирлянде, шт.; /<:)— коэффициент эффективно-
сти изолятора; С7н.р— наибольшее линейное рабочее на-
пряжение; Х=1,3 см/кВ — удельная длина пути утечки;
/ут — длина пути утечки изолятора.
Количество изоляторов, полученное по формуле для
компенсации возможного появления дефектных изоля-
торов, должно быть увеличено для ВЛ ПО—220 кВ на
один изолятор, а для ВЛ 330—500 кВ на два изолятора.
В случае применения грязестойких изоляторов с от-
ношением длины пути утечки к строительной высоте бо-
лее 2,3 гирлянда, выбранная по рабочему напряжению,
проверяется по воздействию коммутационные перена-
пряжений с расчетной кратностью.
Практически для районов с чистой атмосферой и
с обычными «нолевыми» загрязнениями количество изо-
ляторов наиболее распространенных типов можно при-
нимать согласно табл. 4-3.
Для ВЛ 110—220 кВ с деревянными опорами в райо-
нах, где не наблюдаются возгорания деревянных опор,
количество изоляторов в гирляндах принимается на один
меньше, чем указано в табл. 4-3.
Указанное количество изоляторов в гирляндах дает
для этих гирлянд величины влагоразрядных напряже-
350
Таблица 4-3
Количество изоляторов в поддерживающих гирляндах
ВЛ на металлических и железобетонных опорах
Тип изоляторов		Количество изоляторов, шт., при номинальном напряжении ВЛ, кВ				
По ГОСТ	Старое наименование	ПО	1 ,0 |	220		330	500
ПФ6-А	П-4,5	7	9	13	19	—
ПФ6-Б	ПМ-4,5	7	10	11	20	27
ПФ6-В	ПФЕ-4,5	7	9	13	19	26
	ПФЕ-11	6	8	11	16	21
ПФ12	—	7	9	12	17	23
ПФ16-А	—-	6	8	11	17	23
ПФ20-А	ПФЕ-16	—	—	10	1 1	20
—	П-4,5	6	8	11	16	22
	П-11	6	8	11	15	21
Г1С6-А и ПС6-Б	ПС-4,5	8	10	14	21	2)
ПС-11	ПС-8,5	7	8	12	17	24
ПС12-А	ПС-8,5	7	9	13	19	26
ПС16-А	—-	G	8	11	16	22
ПС16-Б	—	6	8	12	17	24
ПС22-А	—	—	—	10	15	21
ПСЗО-А	—	—	—	1 1	16	22
ний, несколько превышающие величину наибольшего
рабочего напряжения (фазного). Это превышение опре-
деляется статистическим коэффициентом запаса, величи-
на которого выбирается с учетом условий загрязнения
и номинального напряжения линии и обеспечивает не-
обходимый уровень надежности работы ВЛ.
В натяжных гирлянда^ воздушных линий напряже-
нием ПО кВ включительно следует добавлять один изо-
лятор по сравнению с требуемым для поддерживающих
гирлянд.
Для линий 150 кВ и выше количество изоляторов
в поддерживающих и натяжных гирляндах следует при-
нимать одинаковым.
На переходных опорах высотой более 40 м количест-
во изоляторов в гирлянде должно быть увеличено при
одновременном уменьшении сопротивления заземлений
опор в 2 раза по сравнению с требуемым для обычных
опор. Если переход защищается трубчатыми разрядни-
ками, то следует добавить один изолятор в гирлянду.
Если переход защищается грозозащитными тросами, то
на каждые 10 м высоты опоры сверрс 40 м должен до-
бавляться ОДИН изолятор.
351
Количество и тип изоляторов для линий, проходящих
в местах, где изоляция может подвергаться загрязнению
(вблизи промышленных предприятий, морских побере-
жий и соленых озер), должны выбираться в соответст-
вии с [4-9] и обязательно с учетом опыта эксплуатации
ВЛ в данном районе. При этом целесообразно прово-
дить лабораторные испытания снятых с действующих
ВЛ изоляторов для определения минимальной величины
разрядных напряжений изоляторов разных типов.
В большинстве случаев необходимо применять грязе-
стойкие изоляторы.
Изоляция воздушных линий, расположенных на вы-
соте выше 1000 м над уровнем моря, должна быть соот-
ветствующим образом усилена.
Особый интерес для районов с частными и интенсив-
ными гололедообразованиями имеет работа гирлянд изо-
ляторов в условиях обледенения. Исследования, прове-
денные в США и Канаде [4-5], показали следующее:
стеклянные изоляторы имеют более высокие напря-
жения перекрытия, чем фарфоровые;
напряжение перекрытия стержневых изоляторов го-
раздо меньше, а ток утечки больше, чем эти величины
для гирлянд фарфоровых подвесных изоляторов, несмо-
тря на более высокую длину пути утечки у стержневых
изоляторов;
на двойных гирляндах подвесных изоляторов обра-
зуется более чем в 2 раза больше льда, чем на одинар-
ной гирлянде с тем же числом изоляторов; ток утечки
по двойной гирлянде гораздо больше, а напряжение
перекрытия меньше, чем для одинарной гирлянды;
гидрофобные покрытия не оказывают влияния на
повышение разрядных напряжений обледеневших гир-
лянд.
одним из способов удаления льда с изоляторов и по-
вышения разрядных характеристик обледеневших гир-
лянд может быть последовательное включение с каждой
гирляндой высокоомного сопротивления; в этом случае
при образовании льда он в первую очередь тает на со-
противлении, оно высыхает и ограничивает ток утечки
по гирлянде; при этом к сопротивлению будет приложе-
на большая часть напряжения до тех пор, пока изоля-
торы не освободятся ото льда; однако практически труд-
но подобрать такой материал для высокоомного сопро-
тивления, который обладал бы одновременно высокой
35?
механической прочностью и стабильностью характери-
стик в широком диапазоне температур.
Учитывая меньшие величины разрядных напряжений
для двойных гирлянд, количество изоляторов в таких
гирляндах принимают на 5% больше, чем в одинарных.
Выбранная по электрическим характеристикам гир-
лянда изоляторов или штыревые изоляторы должны
быть проверены па механическую прочность. Коэффи-
циенты запаса прочности изоляторов, т. е. отношение
механической нагрузки, разрушающей штыревые изоля-
торы, или гарантированной электромеханической или
разрушающей нагрузки подвесных изоляторов к наи-
большей нормативной нагрузке, действующей на изоля-
торы, должны быть при работе липни в нормальном ре-
жиме не менее 2,7, а при среднегодовой температуре и
отсутствии гололеда и ветра — не менее 5,0; в аварий-
ном режиме для подвесных изоляторов этот коэффи-
циент должен быть не менее 2,0 для линий 500 кВ и для
всех остальных линий — не менее 1,8.
Если один из коэффициентов запаса прочности изо-
лятора оказывается меньше указанных выше величии,
следует применять более тяжелый тип изолятора или
пойти па сдвоенные или строенные гирлянды изолято-
ров.
4-4. ПОВРЕЖДЕНИЯ ИЗОЛЯТОРОВ
Анализ повреждений воздушных линий показывает
что количество случаев, связанных с повреждением изо
ляции воздушных линий, сравнительно велико (до 25 —
30% всех случаев и более).
Само по себе перекрытие чистой поверхности линей-
ных изоляторов во время грозы часто не вызывает боль
ших повреждений изоля-
торов. Чаще всего наблю-
даются легкие следы пе-
рекрытия с небольшим
изменением цвета глазу-
ри; иногда действие элек-
трического импульса и си-
ловой электрической дуги
приводит к разрушению
фарфора или стеклянной
детали изолятора и силь-
23-548
Рис. 4-6. Гирлянда изоляторов,
дважды перекрытая во время
грозы.
353
ным оплавлениям на шапке и стержне изолятора,
а иногда наблюдаются следы электрических пробоев.
Наблюдались случаи, когда одна и та же гирлянда
подвергалась повторному перекрытию, причем силовая
дуга проходила по другому (целому) месту поверхности
изолятора, что свидетельствует о восстановлении ди-
электрических свойств ранее перекрытой гирлянды. На
рис. 4-6 показана гирлянда изоляторов, дважды пере-
крытая во время грозы.
Рис. 4-7. Гирлянда изоляторов с разрывом шапки у одного из них.
Если при ^перекрытиях , изоляторов* несколько изме-
нился цвет глазури, но глазурь не повреждена, изоля-
торы могут оставаться в эксплуатации длительное время.
В этом случае достаточно произвести внеочередные за-
меры перекрытых изоляторов. При перекрытиях, связан-
ных с оплавлением и растрескиванием глазури, как пра-
вило, производится замена перекрытых изоляторов.
При грозовых перекрытиях бывают случаи, когда
фарфоровые изоляторы разрушаются с разрывом шапки
изолятора и расцеплением гирлянды. Это свидетельст-
вует о том, что в гирлянде до перекрытия имел место
дефектный («нулевой») изолятор. Ток короткого замы-
кания, проходя по узкому каналу (трещине) в головке
фарфора изолятора, образует пары воды, металла и пр.,
под давлением которых происходит разрыв шапки изо-
лятора. На рис. 4-7 показана гирлянда изоляторов с раз-
рывом шапки одного из них.
Причиной перекрытия изоляторов может послужить
также потеря электрической прочности несколькими эле-
ментами подвесных изоляторов в условиях тумана, мо-
росящих дождей, росы и пр.
На рис. 4-8 изображена разрушенная силовой дугой
гирлянда фарфоровых изоляторов типа П-4,5, в которой
у части изоляторов имело место разрушение шапок,
а остальные изоляторы были перекрыты с разрушением
354
фарфора. Такие повреждения бывают следствием плохо-
го контроля за состоянием изоляции или плохого каче-
ства изготовления изоляторов.
Отбраковка фарфоровых изоляторов при измерениях
изменяется в широких пределах в зависимости от их ка-
чества и в ряде случаев доходит до 5—6% от замерен-
ных и более. Следует отметить, что процент отбраковки
Рис. 4-8. Гирлянда фарфоровых изоляторов, разрушенная силовой
дутой при потере некоторыми из них электрической прочности.
в некоторой степени зависит также от запаса механиче-
ской прочности в изоляторах при среднсэксплуатацион-
иом режиме. Чем выше этот запас прочности, тем мень-
ше процент б^браковки фарфоровых изоляторов. В связи
с этим ПУЭ установлен коэффициент
запаса прочности при среднеэксплуа- г
тационном режиме не менее 5.	I
Изоляторы из закаленного стекла
имеют более низкий процент отбраков-
ки и, как правило, не превышают ве- ;
личины 0,2—0,5%. Так, на одной из
ВЛ 500 кВ отбраковка стеклянных
изоляторов ПС-8,5 и ЛС-30 составила
около 0,2% и не более двух элементов
Рис. 4-9. Подвес-
ной изолятор с от-
колотой тарелкой
фарфора.
в водной гирлянде [4-21]. При этом от-
браковка происходила в первые 5—
6 мес после установки изоляторов на
линии. Это происходит вследствие того,
что стеклянные изоляторы следует
до отгрузки с завода выдерживать на складе готовой
продукции в течение нескольких месяцев, где дефектные
изоляторы в течение этого времени саморазрушаются и
не попадают к потребителю.
В эксплуатации часто наблюдаются случаи, когда
между нижним краем шапки и тарелкой фарфора или
стекла нет необходимого зазора. Это приводит при тем-
пературных колебаниях к появлению кольцевых трещин
23*
355
в фарфоре, и тарелка откалывается в виде кольца
(рис. 4-9), а в стеклянных изоляторам это приводит
к разрушению стеклянной детали.
Кольцевые трещины, могут явиться также следствием
неправильной заделки стержня изолятора и неправиль-
ной формы головки фарфора при изготовлении изолято-
ров. При перепадах температуры из-за неодинакового
Рис. 4-10. Граница обратного конуса в полости головки
фарфорового изолятора при армировке стержня.
а — правильно; б — неправильно.
коэффициента объемного расширения фарфора и це-
ментной связи в шейке головки фарфора возникают ска-
лывающие усилия, приводящие к кольцевой трещине
в головке фарфора.
Во избежание подобных случаев в изоляторах с кли-
новидной головкой обратный конус цементной заделки
в полости целесообразно оканчивать при армировкеизо-
лятора па 1—2 см выше края шапки (рис. 4-10). Поло-
сти головки фарфора в нижней ее части желательно
придавать цилиндрическую или расходящуюся внизу
форму.
Отступления от технологического процесса при изго-
товлении изоляторов приводят к появлению внутренних
напряжений в головке изолирующей детали и образова-
нию в дальнейшем (при ударах, температурных колеба-
ниям, увлажнении и т. д.) трещин в фарфоре, разруше-
нию стеклянной тарелки и потере изолятором электри-
ческой прочности.
Плохие условия упаковки и трапснортировкщ могут
послужить причиной повреждения изоляторов, в ре-
зультате чего появляются наружные отколы фарфора
и внутренние трещины в нем.
Причиной перекрытия изоляторов могут служить
загрязнение поверхности изоляторов упосами химиче-
356
ских и металлургических заводов, солевые отложения
в местах морских побережий, соленых озер и солончаков
в условиях тумана, моросящего дождя, росы и т. п.
Поверхностные перекрытия дугой электрического то-
ка могут быть вызваны загрязнением поверхности пти-
цами или набросами вблизи гирлянды изоляторов.
Неоднородность диэлектрика, структурные изменения
применяющихся промазок и другие отступления от нор-
мальной технологии изготовления изоляторов приводят
к быстрому «старению» изоляторов не только па воз-
душных линиях, находящихся под напряжением, по и
во время хранения изоляторов па складе.
Наблюдались случаи разрушения изоляторов вслед-
ствие механических перегрузок, вызванных стихийными
явлениями (гололед, «пляска» проводов и пр.).
Нередки случаи механических повреждений изолято-
ров охотниками и другими лицами.
Существует мнение [4-20], что повышение надежности
работы гирлянд поддерживающих изоляторов па ВЛ
500 кВ и выше может быть достигнуто путем замены
одиоцеппыд гирлянд на двухцепные. При этом увеличе-
ние надежности достигается за счет уменьшения случаев
расцепления гирлянд и падения проводов фазы па зем-
лю. Прежде всего следует иметь в виду, что применение
двухцеппых гирлянд приводит к существенному увеличе-
нию расхода изоляторов, длины гирлянды и стоимости
линии, а также к увеличению эксплуатационных рас-
ходов.
Однако число случаев расцепления гирлянд изолято-
ров при перекрытиях главным образом зависит от каче-
ства изготовления изоляторов. В случае низкого качест-
ва изоляторов замена одноцепных гирлянд на двухцеп-
пые не приводит к увеличению надежности работы ВЛ,
так как вероятность перекрытия гирлянд изоляторов при
этом возрастает по крайней мере в 2 раза.
Если же обеспечить применение изоляторов высоко-
го качества с отбраковкой 0,1 —0,4 % в год, то на
основании технико-экономических обоснований, выпол-
ненных с учетом затрат в эксплуатации, применение
двухцепных гирлянд оказывается невыгодным, так как
необходимый уровень надежности работы изоляции мо-
жет быть обеспечен при применении одноцепных под-
держивающих гирлянд. Таким образом, наиболее целе-
сообразным методом повышения надежности работы ВЛ
357
500 кВ и выше является применение для этих линий
изоляторов высокого качества с отбраковкой в эксплуа-
тации 0,1—0,4% в год.
Такой вывод подтверждается также опытом эксплуа-
тации ВЛ 500 кВ [4-12].
4-5. КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ ИЗОЛЯТОРОВ
За состоянием изоляторов ведутся наблюдения при
осмотрах линий, при верховых осмотрах линий под на-
пряжением, при верховые ревизиях отключенных линий;
производятся периодические замеры распределения по-
тенциала по гирлянде для фарфоровых изоляторов с по-
мощью измерительной штанги с целью выявления «ну-
левых» и дефектных изоляторов.
При осмотрах линии можно обнаружить разрушение
фарфора и стекла изоляторов, сколы фарфора, следы
перекрытия изоляторов, когда глазурь оплавлена, стекло
закопчено или видны белые пятна фарфора. При ноч-
ных осмотрах можно выявить степень загрязнения изо-
ляторов но интенсивности коронированпя.
При верховых осмотрах линии выявляются более
мелкие повреждения фарфора, легкие следы перекры-
тия, оплавления на металлически^ частях изолятора и
арматуры.
При верховых ревизиях выявляются трещины на
шапках изоляторов, кольцевые трещины на фарфоре,
особенно около шапки; проверяется состояние скрепляю-
щих частей, наличие замков, выползание стержней
и т. п.
В процессе эксплуатации необходимо осуществлять
контроль изолирующих свойств фарфоровых изолято-
ров.
Характер распределения потенциала по гирлянде
с хорошими изоляторами может быть представлен в ви-
де графика (рис. 4-11), где по оси абсцисс отложено
количество изоляторов в гирлянде, начиная от траверсы
и кончая изолятором у провода, а но оси ординат — на-
пряжения, приходящиеся на каждый элемент. Из гра-
фиков видно, что распределение потенциала по гирлянде
неравномерное: под наибольшим напряжением находит-
ся изолятор у провода; к середине гирлянды напряже-
ние, приводящееся на каждый элемент, падает, а к тра-
версе вновь начинает возрастать.
358
В приложении 5 приводятся распределения потен-
циала по элементам гирлянд изоляторов для линий
35—500 кВ.
Для выравнивания потенциала по гирлянде на ли-
ниях высокого и сверхвысокого напряжения, особенно
при воздействии на гирлянду импульсов, применяются
1 2 3 4 5 6 7 8
У траверсы	У провода
Нс изоляторов
Рис. 4-11. График распределе-
ния напряжения по гирлянде
110 кВ, состоящей из восьми
изоляторов.
защитные кольца, в задачу
которых входит также предо-
хранение 'изоляторов и про-
водов от действия силовой
дуги при перекрытии гир-
лянды. В настоящее время от
установки защитных колец
на воздушных линиях до
220 кВ включительно отка-
зались, так как время отклю-
чения для большинства ли-
ний, оборудованных быстро-
действующей релейной за-
щитой, очень мало и дейст-
вие дуги на изоляторы ока-
зывается незначительным.
В связи с разработкой
новой конструкции поддер-
живающих зажимов для ВЛ
330 и 500 кВ в которых про-
вода расщепленной фазы находятся на уровне изоли-
рующей детали первого от проводов изолятора, на вновь
сооружаемых ВЛ 330—500 кВ защитные кольца на под-
держивающих гирляндах также не устанавливаются.
Это связано с тем, что распределение напряжения по
таким гирляндам оказывается так же, как при наличии
защитных колец, вполне удовлетворительным.
Производя замер напряжения, приходящегося на
каждый элемент испытуемой гирлянды, и сравнивая его
с данными, приведенными в приложении 5, можно су-
дить о качестве изоляторов. При этом бракуются те изо-
ляторы, которые выдерживают менее 50% значения на-
пряжения, указанного в таблице.
Принципиальная электрическая схема для замера
величины напряжения, приходящегося на изолятор, мо-
жет быть представлена в следующем виде (рис. 4-12).
При постепенном уменьшении расстояния между
электродами разрядника с переменным искровым про-
359
Рис. 4-12. ПринцппиалЬ'
пая электрическая схема
измерения величины на-
пряжения, приходящего-
ся па изолятор в гир-
лянде.
С испытуемый изолятор;
Р — разрядник с перемен-
ным или постоянным искро-
вым промежутком; Е - - по-
тенциал, приходящийся па
данный элемент.
межутком в определенный момент между электродами
проскакивает искра с характерным треском. Замечая
положение на шкале, градуированной в киловольта^,
при котором был слышен треск, определяем величину
напряжения, приходящегося на указанный элемент гир-
лянды изоляторов. Если при
сближении электродов разрядни-
ка разряда не происходит (не
слышно треска), значит, измеряе-
мый изолятор «нулевой» — элек-
трически пробит. Конструкция из-
мерительной головки штанги с пе-
ременным искровым промежут-
ком представлена па рис. 4-13.
Головка штанги навинчивает-
ся на изолирующую часть уни-
версальной измерительной штан-
ги, с помощью которой произво-
дится наложение электродов на
шапку и стержень изолятора.
Простым поворотом вокруг своей
осп изменяется расстояние между
электродами разрядника. По
окончании замера
и снятии головки с изолятора пружи-
на возвращает головку в исходное положение.
Головки штанг для замеров изоляторов на линиях
35 кВ, где имеется небольшое количество элементов
в гирлянде (2—3 шт.), снабжаются дополнительно кон-
Рис. 4-13. Головка штанги для контроля изоляторов с переменным
искровым промежутком (без конденсатора).
1 — коромысло; 2 — шунтирующая пластина; 3 — неподвижный электрод; 4 —
контргайка; 5 — шкала; 6 — подвижный электрод; 7 — контактные щупы,
360
депсатором, в задачу которого входит предотвращение
появления «земли» в линии 35 кВ при наложении штан-
ги на исправный изолятор, когда второй элемент «нуле-
вой».
При использовании штанги с переменным искровым
промежутком следует регулировать расстояние между
электродами так, чтобы при замерах изоляторов сумма
напряжений по изоляторам гирлянды не отличалась от
величины фазного напряжения более чем па ±10% при
металлических и железобетонных опорах и ±20% па
деревянных опорах.
Пользуясь штангой с переменным искровым проме-
жутком, необходимо' вести полную запись распределе-
ния потенциала по гирлянде пли пользоваться соответ-
ствующими кривыми распределения, построенными для
подобных гирлянд с таким же количеством изоляторов,
что и испытуемая гирлянда [4-3].
При наличии защитных колец у провода не всегда
имеется возможность проконтролировать последний изо-
лятор. О его качестве судят по напряжению, которое
приняли на себя предпоследний изолятор и соседние
с ним. Значительное повышение напряжения (более чем
на 25%) на предпоследнем изоляторе свидетельствует
о дефектности последнего изолятора, и он подлежит за-
мене.
Более простым методом замера изоляторов является
отбраковка только «нулевых» изоляторов или близких по
своему состоянию к «нулевым» при помощи штанги
с постоянным искровым промежутком («жужжащей»
штанги). Величина искрового промежутка в этом случае
устанавливается по напряжению, равному 2 кВ, а по-
этому отбраковываются изоляторы, которые выдержи-
вают напряжение 2 кВ и ниже. Наличие искры между
электродами разрядника в этом случае свидетельствует
о годности изолятора. Если же искры и треска нет, сле-
довательно, изолятор бракуется и подлежит замене.
Таким образом, применяя головку штанги с посто-
янным искровым промежутком, мы не выявим те не-
полноценные изоляторы, которые выдерживают менее
50% положенного для этого элемента напряжения, по-
скольку напряжение на нем выше 2 кВ и «жужжащая»
штанга этот неполноценный изолятор не выявит.
Преимуществами штанги с постоянным искровым
промежутком являются ее простота и более высокая
361
Производительность труда при контроле изоляторов.
Форма ведомости по контролю изоляторов штангой
приводится ниже. Контроль состояния изоляторов
штангами можно производить с опоры, с автовышки и
лестниц.
Упра вление------------------------------------------------------
----------------------------------------------------электросетей
- РМС
ВЕДОМОСТЬ
контроля изоляторов штангой на линии
Штангой №---------------------------- Дата контроля
Проверил: мастер РМС——----------
Для контроля изоляторов в натяжных гирляндах
анкерных опор линий 500 кВ разработана и применяется
ползунковая штанга (рис. 4-14), состоящая из бакели-
товой штанги, составленной из нескольких звеньев, и
измерительной головки от универсальной измерительной
штанги, навинченной на первое изолирующее звено
штанги.
К измерительной головке шарнирно прикреплен на-
конечник из диэлектрика с двумя щупами, соединенны-
ми с электродами измерительной головки проводниками,
один из которых проходит внутри наконечника. Нако-
нечник крепится к головке штанги шарнирно, что позво-
ляет, не меняя его положения, свободно перемещать
конец штанги, находящийся в рукарс монтера.
362
Штанга опирается на гирлянду ползунком, к которо-
му шарнирно прикреплен наконечник со щупами. Сам
ползунок выполнен из стеклотекстолита или из другого
листового диэлектрика и для уменьшения массы со-
ставлен из отдельных элементов — поперечин и продоль-
ных планок, соединяющих поперечины между собой.
Штангу поднимают на опору в разобранном виде.
На траверсе опоры к изолирующей части привинчивают
измерительную головку с на-
конечником и ползунком и
устанавливают штангу пол-
зунком на две верхние вет-
ви гирлянды изоляторов.
Поворотом изолирующей
части по часовой стрелке
прижимают пластины щу-
пов к металлическим частям
соседних изоляторов по обе
стороны от замеряемого
изолятора. Дальнейшее вра-
щение происходит уже с на-
тяжением возвратной пру-
жины и уменьшением искро-
вого промежутка, пока не
электродами измерительной
Рис. 4-14. Ползунковая штанга
для контроля изоляторов на-
тяжных гирлянд линии элек-
тропередачи 500 кВ.
произойдет разряд между
головки, в момент которого
по шкале отмечается величина приходящегося на эле-
мент напряжения. Затем штанга за счет возвратной пру-
жины и дополнительного поворота рукой возвращается
в исходное положение и продвигается к следующему эле-
менту гицдянды.
По мере удаления от траверсы изолирующая часть
штанги удлиняется навинчиванием новых звеньев.
После измерения напряжения на последнем изоля-
торе правой ветви поворотом изолирующей части щупы
перекидываются в исходное положение для измерения
напряжения на изоляторах левой ветви гирлянды
при движении ползунка к траверсе. Можно также за
один проход штанги измерять напряжение одновремен-
но на двух ветвях изоляторов. Измерение на третьей
ветви гирлянды производится после перестановки пол-
зунка.
Эксплуатация ползунковых штанг в сетях 500 кВ по-
казала, что они легки, удобны, надежны в работе и
в несколько раз повышают производительность труда.
363
Их можно применять также п на линиях электропере-
дачи 220 и 330 кВ [4-6].
В тех случаях, когда по условиям техники безопас-
ности нельзя произвести контроль изоляторов штангами,
могут применяться схемы для контроля изоляторов по-
вышенным напряжением 50 кВ от постороннего источ-
ника питания на отключенных и заземленных линиях.
Эти схемы ввиду сложности и громоздкости не нашли
широкого распространения.
Чаще в этих случаях применяют мегаомметр на
2,5 кВ, которым измеряют сопротивления изоляции при
сухой поверхности изолятора на отключенной и зазем-
ленной линии. Изоляторы, имеющие сопротивление ме-
но<,300 МОм, подлежат замене.
( Контроль линейной изоляции штангами производит-
ся в первый год эксплуатации и в дальнейшем не реже
1 раза в 6 лет. В отдельных случаях из-за плохого ка-
чества изготовления изоляторов указанные сроки при-
ходится сокращать в зависимости от результатов пре-
дыдущих измерений.
Чтобы по пропустить часть «пулевых» изоляторов при
пользовании дефектоскопом, «прослушивание» линии
следует производить чаще, чем замеры штангой.
4-6. ВЫБОР И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИЗОЛЯТОРОВ
В ЗАГРЯЗНЕННЫХ РАЙОНАХ
Вопросы надежности работы изоляции воздушных
линий, расположенных в зоне с загрязненной атмосфе-
рой, требуют самого серьезного внимания.
Если уносы химических, металлургических, цемент-
ных заводов, а также солончаковых почв могут накапли-
ваться па поверхности изолятора постепенно и в сухом
состоянии нс вызывают никаких повреждений длитель-
ное время, то солевые отложения вблизи соленых озер
и морских побережий, заносимые ветром, могут сразу
вызвать серьезные повреждения.
• Как правило, «опасной зоной» загрязнений считается
местность на расстоянии до 9 км в зависимости от
источника загрязнений. При увлажнении загрязненная
поверхность изолятора, смачиваясь влагой, становится
проводником электрического тока, сильно снижает ди-
электрические свойства изолятора и вызывает перекры-
тие. При промышленных загрязнениях средней интен-
364
сивности перекрытие зачастую наступает через 1—2 ч
после начала моросящего дождя.
Ток утечки по поверхности загрязненных изоляторов
может достигнуть величины, при которой возможны воз-
горания древесины опор.
Перекрытие загрязненных изоляторов мало вероятно
в сухую погоду. Оно также не происходит во время
сильного дождя, когда дождем смываются отложения на
изоляторах. Большая вероятность перекрытия загряз-
ненных изоляторов наступает при моросящих дождях,
туманах и мокром снеге.
Для участков воздушных линий, проходящих в ме-
стах с интенсивным загрязнением атмосферы, как пра-
вило, применяют специальные грязестойкие изоляторы.
Следует отмстить, что стекло в условиях загрязнения
ведет себя не хуже фарфора.
Простое усиление изоляции (увеличение количества
элементов в гирлянде) в местах загрязнений, хотя и по-
зволяет уменьшить число перекрытий и увеличить пери-
од между чистками, все же не решает полностью вопро-
са надежности воздушных линий.
На одной из линий 220 кВ в районе большого хим-
комбината в натяжных гирляндах количество изолято-
ров постепенно было увеличено до 20—22 элементов
типа П-7. Однако после нескольких месяцев работы
в сырую погоду снова произошло несколько случаев пе-
рекрытия изоляции. Только после замены изоляторов
П-7 на грязестойкие изоляторы типа НЗ-6 по 16 эле-
ментов в гирлянде перекрытия полностью прекрати-
лись.
Выбор необходимого уровня изоляции и оптимальных
типов изоляторов целесообразно в первую очередь про-
изводить на базе опыта эксплуатации ВЛ или специ-
альных исследований работы изоляторов на трассах ВЛ
в районах с загрязненной атмосферой. Пр'и этом следует
определять величины влагоразрядных напряжений за-
грязненных изоляторов и по ним с некоторым «коэффи-
циентом запаса» определять необходимое количество
изоляторов в гирлянде. Необходимые для надежной ра-
боты «коэффициенты запаса» (отношение среднего
влагоразрядного напряжения к рабочему) должны быть
не менее 2,5. При этом необходим индивидуальный под-
ход к выбору изоляции каждой ВЛ. Правильный выбор
уровня, количества и типов изоляторов в каждом от-
365
дельном случае является основным методом по обеспе-
чению надежной работы ВЛ в районах с загрязненной
атмосферой. Поэтому в тех случаях, когда на действую-
щих ВЛ имеют место перекрытия гирлянд изоляторов
при загрязнении, необходимо правильно решить вопрос
усиления или замены изоляции. При этом следует руко-
водствоваться также рекомендациями [4-9].
Периодическая очистка изоляторов до настоящего
времени остается основным способом борьбы с загряз-
нениями, если другие методы не дали нужных резуль-
татов.
Обычным средством очистки изоляторов от загряз-
нения в настоящее время остается протирка их вручную
ветошью, тряпками и т. п. Такой способ очистки, помимо
его большой трудоемкости, требует отключения ВЛ. Для
облегчения удаления загрязнений с поверхности изоля-
торов ветошь или тряпки смачиваются [4-1]:
слабой соляной кислотой (10%-ный раствор при тем-
пературе 50—60°С) для удаления цементной пыли;
бензином или тринатрийфосфатом для смолистых и
жирных загрязнений;
водой с присадкой моющих средств пли паст, исполь-
зуемых в быту;
в некоторых случаях изопропиловым спиртом, четы-
реххлористым углеродом и др.
Не следует применять для очистки изоляторов пасты
и моющие средства, в состав которых входят пемза, пе-
сок и т. п., которые могут повредить поверхность изо-
ляторов.
После очистки изоляторов электропроводными со-
ставами тщательно удаляют остатки их водой и проти-
рают поверхность изоляторов чистой ветошью:
Для облегчения процесса очистки изоляторов они
покрываются слоем воска, парафина, вазелина, раствора
церезина в бензине, толуоле и других растворителях.
Для предотвращения возникновения корки цемента при-
меняется протирка чистой поверхности изолятора тряп-
кой, смоченной в трансформаторном масле [4-8].
Обмывка изоляторов струей воды из брандспойта
применяется в редких случаях. Сама по себе обмывка
изоляторов водой — полезное дело, так как, несмотря на
то, что вода не растворяет большинства отложений, все
же она вымывает растворимые соли.
366
Обмыв изоляторов струей воды под напряжением
связан с повышенной опасностью, а поэтому работа
организовывается с соблюдением всех требований пра-
вил техники безопасности по специальной инструкции.
Для обмыва изоляторов в линейных условиях при-
меняются автоцистерны с насосом (например, типа
АЦ-40) и со специальной установкой. В ряде случаев
используются также телескопические автовышки. Обмыв
производится непрерывной или прерывистой струей воды
с удельным сопротивлением не менее 1000 Ом среднего
или высокого давления (150— 250 Н/см2) [4-22]. Обмывку
изоляторов разрешается производить при температуре
выше 0°С и скорости ветра не более 5 м/с. В целях пред-
отвращения перекрытия гирлянд при обмывке обмывку
необходимо проводить от изоляторов, расположенных
у провода к опоре. При этом струя медленно и равно-
мерно перемещается последовательно от одного изоля-
тора к другому. При обмывке следят, чтобы струя воды
не попадала на расположенные рядом ближайшие гир-
лянды других фаз ВЛ.
Для своевременной организации работы по обмывке
или очистке изоляции наиболее целесообразно организо-
вать дистанционный контроль степени загрязнения изо-
ляции с помощью специальных приборов (например,
оптико-электронным или акустическим методом). Такие
приборы разрабатываются в Узбекском научно-исследо-
вательском институте энергетики и автоматики [4-2].
В числе других способов определения состояния за-
грязненных изоляторов можно назвать:
определение в лаборатории состояния проводимости
контрольных изоляторов, подвешенных на тех же опо-
рах ВЛ;
определение уровня радиопомех, вызываемых по-
верхностными разрядами, интенсивность которых зави-
сит от степени загрязнения;
регистрацию предельной величины толчков токов
утечки с помощью прибора ВЭИ.
Наиболее распространенным в настоящее время спо-
собом определения степени загрязнения изоляторов
остаются специальные ночные осмотры, при которых
визуально наблюдаются характер и степень распростра-
нения разрядов по поверхности изоляторов (см. § 10-3,г).
В последнее время много внимания уделяется при-
менению гидрофобных (водоотталкивающих) покрытий
367
поверхности изоляторов. Преимущественно применяются
так называемые жирные покрытия типа вазелина
(КВ-3). Эти покрытия препятствуют образованию
сплошной влажной пленки на поверхности изолятора во
время росы, тумана, дождя. На поверхности 'изолятора
образуются только отдельные капли, которые хорошо
скатываются с поверхности вместе с загрязнениями.
Изоляторы с гидрофобным покрытием легче поддаются
очистке.
Следует отметить, что применение гидрофобных по-
крытий неодинаково эффективно Для различных усло-
вий загрязнения. В частности, покрытие кремнпйорга-
пическпм вазелином КВ оказывается эффективным
в условиях загрязнений цементных заводов и неэффек-
тивно в зоне уносов алюминиевых заводов.
Недостатком гидрофобных покрытий является их от-
носительная недолговечность. Через 3—8 мес покрытия
необходимо возобновлять.
Чистка изоляторов производится с опор пли с теле-
скопических вышек. В отдельных случаях при прочной
корке загрязнения протирка изоляторов становится на-
столько трудоемкой работой, что приходится идти на
замену изоляторов новыми, а очистку производить
в условиях мастерской.
В ряде случаев, связанных с ошибками при проекти-
ровании или с сооружением вблизи линии предприятий,
являющихся источниками загрязнения, в эксплуатации
возникает необходимость наряду с работами по перио-
дической очистке или обмывке изоляторов производить
работы по усилению изоляции [4-2]. Усиление изоляции
наиболее целесообразно производить путем замены
обычных изоляторов на грязестойкие с повышенной дли-
ной пути утечки и наиболее рациональной формой изо-
лирующей детали. В отдельных случаях усиление изо-
ляции можно выполнить увеличением числа элементов
в гирляндах изоляторов, применением полуанкерного
или V-образного крепления поддерживающих гирлянд
с увеличенным количеством изоляторов в каждой цепи,
а также путем применения Х-образных поддерживаю-
щих гирлянд.
4-7. ЗАМЕНА ДЕФЕКТНЫХ ИЗОЛЯТОРОВ
Большое разнообразие причин, приводящих к По-
вреждению линейных изоляторов и сокращению срока
368
их службы, иногда делает работу по замене дефектной
изоляции одной из массовых повседневных работ. Хотя
процент дефектности изоляторов от общего количества
замеряемых на линиях, как правило, не превышает 0,1 —
0,3%, на отдельных линиях процент дефектности дости-
гает 3—6 и даже более. Это уже составляет большой
объем работ.
1
Рис. 4-15. Схема работ ио смене дефектных изоляторов натяжных
гирлянд с применением стяжных устройств без поддерживающей
лестницы.
1 — приспособление; 2 — траверса; 3 — стяжной болт; 4 — дефектный изолятор;
5 — скоба монтажная.
Работа по замене дефектных изоляторов .на линиях
35 и НО кВ не представляет большой трудности для
линейного персонала и может выполняться с примене-
нием обычного монтерского инструмента, автомашин и
такелажа. Работа выполняется как с опоры, так и с по-
мощью автовышек.
При замене дефектных изоляторов на воздушных ли-
ниях 220—750 кВ ввиду значительной массы гирлянд,
а также вследствие больших нагрузок от массы и тяже-
ния проводов приходится применять специальные при-
способления— лестницы или ваймы, обеспечивающие
крепление в нужном положении гирлянд, на которых
производится замена дефектных изоляторов после сня-
тия с них механической нагрузки. Лестницы подводятся
под натяжную гирлянду, с тем чтобы гирлянда при сня-
тии с нее тяжения могла свободно ложиться на конст-
рукцию и не провисала.
Для восприятия больших тяжений проводов часто
используются стяжные болты с комплектом инвентарных
тяг и захватов, так как применение тракторов для та-
ких работ бывает не всегда возможно.
24—548	369
На рис. 4-15 приводится схема работ по замене изо-
ляторов натяжной гирлянды без поддерживающей лест-
ницы. На рис. 4-16 приведены приспособления для сме-
ны изоляторов на линии 500 кВ.
При замене дефектных изоляторов в поддерживаю-
щих гирляндах могут применяться специальные ваймы
Рис. 4-16. Приспособле-
ние для замены дефект-
ных изоляторов на ли-
нии 500 кВ.
по схеме, изображенной
на рис. 4-17. Преимуще-
ством указанной ваймы
является то, что она по-
зволяет производить
подъем и опускание гир-
лянды с проводом без ис-
кривления пестиков изо-
ляторов и избежать таким
образом очень распро-
страненного дефекта мон-
тажа.
Рис. 4-17. Схема работ
по замене дефектных
изоляторов поддержи-
вающих гирляпд с ис-
пользованием специаль-
ной ваймы.
1 — найма; 2 —талреп; 3 —
крюк для захвата провода;
4 — ходовой трос; 5 — про-
вод.
Работы по смене дефектных изоляторов, особенно
в натяжных гирляндах, производят, как правило, не
опуская гирлянд на землю.
При выполнении указанных работ целесообразно
использовать телескопические автовышки, но в случае
отсутствия их или невозможности подъезда можно ра-
370
ботать и с опор; монтер, производящий замену изолято-
ров, располагается на гирлянде, предварительно укре-
пившись за траверсу страховочной веревкой.
В случае необходимости работы по замене дефект-
ных изоляторов и целиком гирлянд можно организовать
на линиях без снятия с них напряжения [3-24]. При этом
должны использоваться изолирующие лестницы, теле-
скопические вышки с изолирующим звеном, тяги, штан-
ги и приспособления из дельта-древесины.
Порядок работ принимается обычно следующий.
С помощью изолирующих лестниц, вышек с изолирую-
щим звеном и изолирующих тяг воспринимается тяже-
ние или масса провода; производят отсоединение гир-
лянды от провода, предварительно зафиксировав поло-
жение натяжной гирлянды; освобожденная гирлянда
поднимается вверх с помощью изоляторной стрелы
(в случае смены поддерживающей гирлянды провод от-
водится от нее вниз), дефектную гирлянду снимают,
а на ее место ставят новую гирлянду. Следует отметить,
что указанная работа связана с повышенной опасно-
стью, а поэтому организация ее должна быть тщательно
продумана, персонал должен иметь допуск к выполне-
нию указанных работ без снятия напряжения; инстру-
мент и приспособления должны быть испытаны механи-
ческой нагрузкой и электрическим напряжением. Работы
могут производиться только в сухую погоду.
4-8. ЛИНЕЙНАЯ АРМАТУРА
К линейной арматуре относятся серьги, скобы, ушки,
узлы крепления гирлянд изоляторов, звенья промежу-
точные, коромысла, зажимы поддерживающие, зажимы
натяжные, зажимы петлевые, зажимы заземляющие, за-
щитные кольца, балласты, зажимы соединительные, рас-
порки дистанционные и гасители вибрации.
В настоящее время строго стандартизированы все
размеры сопряжений отдельных деталей арматуры и
изоляторов; четко установлен нагрузочный ряд армату-
ры от 60 до 3600 кН, что позволило разработать систе-
му взаимосвязанных и унифицированных деталей и уз-
лов. Материалы, применяемые для изготовления линей-
ной арматуры, обеспечивают работоспособность ее от
северных районов страны до тропиков.
Сцепная арматура: серьги, скобы, узлы креп-
ления гирлянд, ушки, промежуточные звенья — выпуска-
24*	371
ются на нагрузки от 60 до 1100 кН, а коромысла — до
1800 кН.
Все детали сцепной арматуры по механической проч-
ности и размерам сопрягаются только с определенным
типом изоляторов и сцепной арматурой, соответствую-
щими по нагрузке. В обозначениях каждой детали сцеп-
ной арматуры п
Рис. 4-18. Серьга.
изоляторов цифрой обозначается вели-
чина гарантированной разрушающей
нагрузки стандартного ряда нагрузок.
Серьги, изготовляемые из стали
(рис. 4-18), предназначаются для со-
ставления гирлянд из подвесных изо-
ляторов и крепления к траверсам опор.
Обозначения серег: СР-6,	СР-12,
СР-15, СР-16 и т. д.
Скобы служат для крепления гир-
лянды и грозозащитных тросов к опо-
рам, а также для крепления зажимов к гирляндам изо-
ляторов (рис. 4-19). Скобы сопрягаются с другими эле-
ментами гирлянды при условии равенства или соответ-
ствия разрушающих нагрузок.
Приняты следующие обозначения скоб: СК-8, СК-9,
СК-12 и т. д. (обычные скобы); СКД-9, СКД-12 и т. д.
372
(скобы удлиненные); 2СК-6; 2СК-12 и т. д. (скобы
двойные); СКТ-6, СКТ-9 и т. д. (скобы трехлапчатые).
Ушки предназначаются для крепления поддерживаю-
щих и натяжных зажимов к гирляндам изоляторов.
Ушки выполняются следующих типов: однолапчатые,
специальные, двурслапчатые и укороченные (рис. 4-20).
Материал — ковкий чугун (литье) или сталь.
Рис. 4-20. Ушки.
а — однолапчатое; б — двухлапча-
тое; в — специальное; г — укоро-
ченное.
Обозначения: У1-6-1—ушко однолапчатое (рис.
4-20,а); У2-6(рис. 4-20,6); УС-6 — ушко специальное для
сопряжения цепного типа со скобами (рис. 4-20,в);
У-6— ушко укороченное (рис. 4-20,г).
Ушки сопрягаются с определенным типом изолято-
ров, имеющих соответствующую разрушающую на-
грузку.
Звенья промежуточные служат для составления гир-
лянд из подвесных изоляторов, а также в качестве
удлиняющих и переходных элементов (рис. 4-21). Они
выпускаются различных типов и конструкций. Имеются
звенья промежуточные прямые одинарные (ПР) и двой-
ные (2ПР), прямые специальные для сопряжения с од-
ной стороны цепного типа (ПРС), вывернутые (ПРВ),
трехлапчатые (ПРТ), регулирующие (ПРР), регулирую-
щие винтовые — талрепы (ПТР), монтажные для облег-
чения монтажа гирлянд изоляторов (ПТМ).
373
Узлы крепления гирлянд изоляторов к опорам вы-
полняются различной конструкции для поддерживаю-
щих и натяжных гирлянд, для стальных и деревянных
траверс. Эти узлы обозначаются: КГП— узлы крепления
поддерживающих гирлянд со скобой или с серьгой
(рис. 4-23,а и б); КГТ-9/12 и КГ — узлы крепления на-
тяжных гирлянд типа «вертлюг» (рис. 4-23,6 и е); 2КГН
и КГТ-6—узлы крепления натяжных гирлянд и крепле-
ний троса на анкерных деревянных опорах (рис.
4-23,ж и з).
Конструкция таких узлов обеспечивает шарнирность
крепления гирлянд как в горизонтальной, так и в верти-
кальной плоскости и не допускает появления изгибаю-
щие усилий в деталях сцепной арматуры.
К п о д д е р ж и в а ю щ е й арматуре относятся
поддерживающие выпускающие и глухие зажимы, под-
держивающие зажимы с ограниченной прочностью за-
делки и многороликовые подвесные устройства (рис.
4-24).
Поддерживающие зажимы применяются для крепле-
ния проводов и тросов па промежуточных опорах. Мно-
гороликовые подвесы применяются на специальных пе-
реходных промежуточных опорах.
В поддерживающем выпускающем зажиме провод
закреплен болтами к лодочке, которая шарнирно за-
креплена на цапфах подвески.
При отклонении гирлянды от вертикального положе-
ния вдоль линии на угол около 40—45° лодочка соскаки-
вает с цапф подвески и вместе с проводом падает па
землю.
В глухих поддерживающие зажимах провод при об-
рыве не должен свободно перемещаться в лодочке.
В поддерживающих зажимах с ограниченной проч-
ностью заделки провод удерживается от проскальзыва-
ния при небольших усилиях вдоль провода. При обрыве
провода и появлении в нем одностороннего тяжения ве-
личиной 7—9 кН и более происходит проскальзывание
провода в лодочке.
Обозначения поддерживающих зажимов приняты
глухие для одного провода в фазе (ПГ и ПГН); глухие
для расщепленных проводов (2ПГ, 2ПГН, ЗПГ, ЗПГН
и т. д.); ограниченной прочности (ПО, ПОН, 2ПО,
2ПОН, ЗПО, ЗПОН и т. д.); глухие для промежуточно-
угловых опор (ПГУ, 2ПГУ, ЗПГУ, ЗПОУ); многороли-
376
ъп
ковые подвесы для специальных переходов, четырехро-
ликовые (4ПР) и шестироликовые (П6Р).
Поддерживающие-зажимы для двух проводов в фазе
выпускаются также для вертикального расположения
проводов (2ПГВ и 2ПОВ), а также с изолятором между
проводами для изоляции проводов расщепленной фазы
друг от друга при организации высокочастотной связи
по изолированным проводам (2ПГИ и 2ПОИ).
Рис. 4-25. Зажимы натяжные.
а — болтовой старый; б — болтовой новый; в--клиновой; г — прессуемый (для
стального троса); д — клин-коуш.
К натяжной арматуре относятся натяжные за-
жимы, служащие для крепления проводов и грозозащит-
ных тросов па анкерных опорах.
Применяется несколько типов натяжных зажимов:
болтовые, клиновые, прессуемые и типа «клип-коуш»
(рис. 4-25).
По конструктивному выполнению и условиям мон-
тажа натяжные зажимы делятся на две основные
группы:
а)	зажимы, не требующие разрезания провода при
монтаже. К ним относятся болтовые, клиновые и неко-
торые прессуемые для стальных канатов. Указанные
зажимы воспринимают только механическую нагрузку
378
От тяжейия проводой илП тросой II нс йвлйютсЯ провод-
никами электрического тока. Они изготавливаются из
ковкого чугуна или стали;
б)	зажимы, требующие при монтаже разрезания
провода и раздельного прессования провода в сторону
шлейфа и в сторону пролета. Подобные зажимы явля-
ются проводниками электрического тока и изготовля-
ются из алюминия или меди.
Рис. 4-26. Зажимы заземляющие.
а — прессуемый; б — петлевой плашечный.

Прочность заделки провода для всех типов зажимов
не должна быть менее 90% предела прочности соответ-
ствующей марки провода.
На новых ВЛ принята конструкция натяжного за-
жима (рис. 4-25,6), в котором крепежные болты распо-
ложены в петлевой части зажима.
На основании результатов испытаний расширена
область применения зажимов типа клин-коуш; они рас-
пространены на сталеалюминиевые провода марок от
АС-10 до АС-50.
Зажимы заземляющие применяются двух типов:
прессуемые и плашечные (рис. 4-26). Они служат для
соединения тросов с опорой или с заземляющим конту-
ром опоры.
К защитной арматуре относятся кольца за-
щитные, служащие для выравнивания неравномерности
распределения напряжения по первым от провода эле-
ментам гирлянды изоляторов.
Для ВЛ 500 кВ и выше защитные кольца устанав-
ливаются также для ликвидации коронирования элемен-
тов сцепной арматуры и натяжных зажимов между про-
водами и гирляндами изоляторов (рис. 4-27).
Балласты представляют собой набор грузов, кре-
пящихся к поддерживающим гирляндам изоляторов
379
В тех случаях, когда по условиям рельефа местности
возникают усилия на поддерживающую гирлянду, на-
правленные вверх. Задача балластов — уравновесить
эти усилия.
Конструкция балластов на .новых ВЛ более совер-
шенна (рис. 4-28), так как грузы подвешиваются не под
Рис. 4-27. Защитная арматура.
а — кольцо для поддерживающей гирлянды; б —кольцо для натяжной гир-
лянды; в — рог разрядный.
Рис. 4-28. Балласты.
о — для одиночных проводов; б — для двух проводов в фазе; в — для трех
проводов в фазе.
гирляндой, как это имело место раньше на старых ВЛ,
а на горизонтальной конструкции над проводом. Эта
конструкция укрепляется на сцепной арматуре над под-
держивающим зажимом.
На линиях с расщепленными проводами в фазе для
удержания двух или трех проводов на заданном рас-
стоянии друг от друга применяется так называемая
фиксирующая арматура в виде дистанционных
распорок (рис. 4-29). Распорки могут иметь различную
конструкцию: глухие, выпадающие, шарнирные и т. п.
Применяются также изолирующие распорки.
Приняты следующие обозначения дистанционных
распорок. Распорки глухие немагнитные в нормальном
380
исполнении—РГН и утяжеленная для ограничения рас-
качивания проводов в шлейфах — РУН; распорки выпу-
скающие немагнитные — РВН; распорки глухие изоли-
рующие для изоляции проводов расщепленной фазы
друг от друга — РГН; распорки глухие и выпускающие
шарнирные, позволяющие проводам поворачиваться
в зажимах распорки вокруг своей оси, — РГШ и РВШ;
трехлучевые глухие, немагнитные распорки для уста-
новки в шлейфах анкерных и транспозиционных опор —
ЗРГН.
Цифры в обозначениях распорок (например,
РВН-4-400), стоящие после букв, обозначают: первая —
условное обозначение группы проводов, вторая—рас-
стояние между проводами в миллиметрах.
Нагрузка, предшествующая смещению закреплен-
ных на проводе плашек зажима распорки, должна быть
не менее 2 кН вдоль оси провода. Распорки должны
выдерживать усилия сжатия пли растяжения не менее
2 кН. Распорки типов РВН и РВШ обеспечивают рас-
цепление тяги распорки с зажимами при отклонении ее
от перпендикуляра к оси провода на угол 75°±5° в обе
стороны.
381
За последние годы для деталей линейной арматуры
находят применение более совершенные материалы.
Механические характеристики модифицированного ков-
кого чугуна возросли на 20—30%, что позволило снизить
массу изделий из него соответственно на 15—20%. Для
арматуры и шапок изоляторов на нагрузки 300 и 400кН
применяются высокопрочный магниевый чугун марки
ВЧ-45-5 и высокопрочные стали. Начиная с конца 60-х
годов широкое распространение нашли немагнитные
сплавы алюминия с кремнием и магнием для таких де-
талей, как лодочка, плашки, корпуса натяжных зажи-
мов.
Применение алюминиевых сплавов позволило создать
немагнитные детали линейной арматуры и снизить по-
тери электроэнергии.
Все детали арматуры, изготовленные из черных ме-
таллов, для защиты от коррозии оцинковываются горя-
чим способом. Болты, гайки, шайбы, замки и шплинты
оцинковываются гальваническим способом. Резьба бол-
тов и гаек покрывается антикоррозионной смазкой.
В шарнирных соединениях детали арматуры должны
иметь необходимую подвижность. Поверхность армату-
ры не должна иметь раковин, трещин и пр.
Каждое изделие имеет маркировку, указывающую
марку завода, помер чертежа изделия, год изготовления.
4-9. ПОВРЕЖДЕНИЯ АРМАТУРЫ
Анализ аварий и браков на воздушных линиях пока-
зывает, что количество отключений линий, вызываемых
повреждениями арматуры, составляет небольшой про-
цент по сравнению с повреждением проводов и изоля-
торов.
Однако неправильная работа и повреждения армату-
ры приводили к тяжелым авариям во время гололеда и
«пляски» проводов, а также от ветра и вибрации. По-
этому недооценивать вопрос повреждения арматуры
нельзя.
В эксплуатации часто наблюдаются случаи, когда
из-за отсутствия шплинтов или замков имели место авто-
матические отключения воздушных линий, вызываемые
расцеплением гирлянд изоляторов.
Коррозия является одной из основных причин повре-
ждения деталей арматуры. Наличие в атмосфере агрес-
382
сивной среды (отходящих газов промышленных пред-
приятий, продуктов сгорания топлива, морских тума-
нов) ускоряет процесс коррозии и способствуют быст-
рейшему разрушению металла.
Коррозию арматуры можно отнести к виду электро-
литической коррозии, которая возникает при наличии
в воздухе атмосферной влаги, а также при выпадении
ее в виде росы, дождя или снега.
Наибольшую опасность представляет сернистый газ.
Его считают главной причиной агрессивного действия
атмосферы. Проведенные опыты показали, что доста-
точно в чистый воздух ввести 0,01 % сернистого газа,
чтобы коррозия арматуры (стали) возросла примерно
в 100 раз.
Засорение атмосферы дымом также способствует
ускорению коррозии арматуры, так как частицы угля
обладают способностью адсорбировать разрушительно
действующие газы.
Такие металлы, как алюминий и цинк, довольно хо-
рошо противостоят коррозии в обычных условиях. Это
объясняется тем, что алюминий и цинк при соединении
с кислородом образуют пленки окислов, которые обла-
дают высокой коррозийной устойчивостью.
Сталь, из которой выполняется большинство деталей
липецкой арматуры, во многих коррозионных средах
оказывается неустойчивой. Одной из причин этого явля-
ется слабое защитное действие продуктов коррозии же-
леза. Поэтому детали арматуры (ковкий чугун и сталь)
обычно защищают от коррозии цинковым покрытием.»
Лучшим способом цинкового покрытия является го-
рячее покрытие — метод погружения в горячий цинк,
при котором толщина покрытия составляет 200—300 мк.
Этим методом защищается почти вся арматура, изго-
товляемая из стали и ковкого чугуна, за исключением
метизов, замков для изоляторов, шплинтов, которые
подвергаются гальваническому цинковому покрытию.
При гальваническом способе образуется топкое, нерав-
номерное покрытие толщиной до 30 мк с большим ко-
личеством пор, а поэтому такие детали арматуры кор-
родируют весьма интенсивно. Этим можно объяснить
массовый выход из строя шплинтов и замков из-за кор-
розии.
Следует отметить, что интенсивное разрушение ста-
ли и чугуна оцинкованных деталей арматуры начинает-
383
Коромысла предназначены для составления двух и
более цепей гирлянд из подвесных изоляторов
(рис. 4-22). Различают однореберные (2К), двухребер-
ные (2КД), тре^лучевые (ЗКДТ) и специальные балан-
сирные.
ж)
Рис. 4-21. Звенья промежуточные.
а — прямое; б — вывернутое; в — трехлапчатое; г — регулирующее; д — спе-
циальное; е — двойное; ж — талреп; з — монтажное.
Рис. 4-22. Коромысла.
а — однореберное; б — двухреберное; в — трехлучевое.
374
Рис. 4-23. Узлы крепления гирлянд изоляторов к опорам.
а — КГП с серьгой; б — КГП со скобой; в — КГ; г и д — КГН типа «вертлюг»; е, ж, з — узлы для
деревянных опор.
ся после окончательного растворения (,в растворе кис-
лоты) и окисления цинка, который до последнего мо-
мента, выполняя роль анода по отношению к железу,
подавляет процесс коррозии железа.
Сроки службы цинкового покрытия арматуры не пре-
вышают 18—20 лет, а в зоне загрязнений и уносов —
5—8 лет.
Это обстоятельство сильно сокращает срок службы
арматуры и приводит к значительному несоответствию
между сроком службы арматуры и сроком службы ли-
нии электропередачи в целом.
Поэтому в качестве меры защиты арматуры от кор-
розии, особенно в зонах с загрязненной атмосферой,
может применяться покрытие арматуры защитной смаз-
кой типа ЗЭС или ХБГ-3.
ДляТ ув^ЖПТетггтя срока службы арматуры целесооб-
разно применять шплинты из латуни, замки для изоля-
торов из фосфористой бронзы, а гальваническое цинко-
вое покрытие стальных деталей заменять горячим цин-
кованием с последующим центрифугированием.
За последние годы получили применение покрытия,
обладающие высокой коррозионной стойкостью в осо-
бых условиях эксплуатации. Например, кадмиевое по-
крытие по уступает по стойкости цинку во влажной
атмосфере н значительно превосходит его в приморских
районах. Кадмированию подвергают мелкие изделия,
имеющие резьбу.
Изделия из алюминия и его сплавов для защиты от
коррозии подвергают оксидированию в электролите из
раствора серной или щавелевой кислоты.
Предполагается в перспективе для улучшения защи-
ты металла от коррозии применить покрытия из алю-
миния, стойкость которого в 3—5 раз выше цинка.
В первую очередь предполагается освоить алюминиро-
вание шапок и стержней изоляторов.
При перекрытиях гирлянд изоляторов па деталях
арматуры, как правило, наблюдаются оплавления, ко-
торые часто не приводят к значительному снижению
прочности, но могут вызвать в дальнейшем усиленную
коррозию. Поэтому сильно оплавленные детали арма-
туры подлежат замене.
При вертикальной установке скрепляющих болтов и
валиков необходимо располагать их таким образом,
чтобы головка их находилась сверху, это предотвратит
384
самопроизвольное расцепление гирлянд в случае выпа-
дения шплинтов или отвертывания гаек.
В местности с сильными порывистыми ветрами на-
блюдались случаи, когда арматура в местах сопряже-
ний с другими деталями настолько истиралась, что это
вызывало недопустимое снижение механической проч-
ности.
Рис. 4-30. Поврежденная скоба
АЦ-67а.
Подобное явление в цапфах выпускающих поддер-
живающих зажимов может привести к неправильной их
работе, в нужный момент при обрыве провода лодочка
не соскользнет с цапф, зажим будет работать как глу-
хой, что может привести к поломке промежуточных опор
линий, нс рассчитанных
на глухое крепление про-
водов.
При верховых ревизи-
ях следует тщательно
осматривать детали арма-
туры и принимать меры
к замене дефектной.
Большие повреждения
могут вызвать неправиль-
ное применение и монтаж
деталей арматуры.
На рис. 4-30 показана
поврежденная скоба АЦ-67а во время «пляски» прово-
дов на одной из линий 500 кВ.
Указанная скоба служила для закрепления трехцеп-
ной натяжной гирлянды к горизонтальной проушине па
траверсе анкерной опоры. При раскачивании провода
в вертикальной плоскости наряду со значительными
растягивающими усилиями скоба получила переменные
изгибающие усилия, что и привело к разрыву скоб
в опасном сечении вблизи «яблока» скобы. При этом
натяжная гирлянда и провода во всем анкерном проле-
те (на промежуточных опорах провода крепились в об-
щих выпускающих устройствах) упали на землю.
Явление усталости металла и разрушения деталей
арматуры в данном случае и в других аналогичных слу-
чаях возникает вследствие отсутствия шарнирности
в соединениях арматуры.
Бывают случаи некачественного изготовления арма-
туры, которые обнаруживаются при верховых ревизиях
в процессе эксплуатации. К таким дефектам арматуры
25—548
385
относятся раковины, неоднородность металла, отслое-
ния, плохая оцинковка и пр.
Методы замены дефектных деталей арматуры ана-
логичны методам замены изоляторов.
Глава пятая
КОНТАКТНЫЕ ЗАЖИМЫ И СОЕДИНИТЕЛИ
5-1. КОНТАКТНЫЕ ЗАЖИМЫ И ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ
К НИМ ТРЕБОВАНИЯ
К контактным зажимам относятся соединители для
соединения проводов и тросов в пролетах пли петлях
анкерных опор (рис. 5-1), а также натяжные прессуе-
/7-/7
Рис. 5-1. Соединители для проводов и тросов.
а—овальные; б — прессуемые.
мые зажимы, предусматривающие разрезание провода
при монтаже (рис. 5-2,а и б).
Натяжные прессуемые зажимы проходного типа
(рис. 5-2,в), д также болтовые цатя/кные зажимы не
38*
являются контактными, так как они не требуют разре-
зания провода при монтаже. Иногда на линии применя-
ются также и аппаратные болтовые зажимы для соеди-
нения проводов в петдях анкерных опор и присоедине-
ния отпаек. При соединении проводов разных марок
в петлях применяются прессуемые или болтовые пере-
ходные зажимы (рис. 5-3). Прессуемые переходные
соединители представляют собой опрессованное соеди-
нение медной и алюминиевой круглых деталей с отвер-
стиями соответствующих диаметров для соединяемых
концов проводов [5-2]. Для соединения сталеалюминие-
вых и алюминиевых проводов с медным аппаратным
зажимом медная часть переходного зажима оканчивает-
ся не отверстием для провода, а «лапой» с отверстиями,
соответствующими расположению болтов на аппарат-
ном зажиме.
Для соединения концов грозозащитных тросов в про-
лете применяются овальные и прессуемые соединители.
Присоединение тросов к опорам и присоединение тро-
совых спусков (заземляющих проводников) к тросам и
заземлителям обычно производятся плашечными болто-
выми зажимами.
На линиях, сооруженных в 1925—1940 гг., применя-
лись также цилиндрические соединители, монтируемые
методом волочения (типа «Софраль»), различные соеди-
нители для медных проводов (заклепочные и конусные
типа «Гофман») и др.
Контактные зажимы должны иметь малую величину
и стабильность электрического переходного сопротивле-
ния; соединение должно иметь достаточную механиче-
скую прочность. Электрическое сопротивление участка
провода с контактным зажимом должно быть не более
чем в 1,2 раза выше величины сопротивления целого
участка провода той же длины.
Механическая прочность соединения проводов в про-
лете должна быть не менее 90% прочности целого про-
вода, а прочность соединения проводов в петле — не
менее 30—40%.
Контактные зажимы в процессе эксплуатации посто-
янно подвергаются воздействию электрического тока,
величина которого изменяется в широких пределах, и
воздействию переменных механических нагрузок, а так-
же вибрации. Особенно тяжелые условия для работы
контактного зажима наступают при прохождении токов
25*	387
388
короткого замыкания, достигающих в отдельных случаях
нескольких десятков тысяч ампер. Контактные соедине-
ния, выполненные с помощью указанных выше контакт-
ных зажимов методом обжатия, прессования и скручи-
вания, представляют собой сумму точечных контактов
в местах обжатия или опрессовки, между которыми
остаются пустоты, заполненные воздухом или той сре-
дой, в которой эксплуатируется контактный зажим
(смазка).
Особенно опасно попадание в эти промежутки агрес-
сивной среды: кислоты или щелочи.
Многолроволочные провода, кроме того, имеют пу-
стоты между отдельными проволоками и повивами.
натяжные зажимы.
4 — болты; в—проходные: / — корпус; 2 —крышка; 3 — полукольцо;
5 — болт.
389
В эти Пустоты с течением времени проникает плата, воз-
никает электролитическая коррозия, и переходное элек-
трическое сопротивление в контактном зажиме начинает
расти. С этой точки зрения в наиболее неблагоприятных
условиях находятся болтовые контактные зажимы, в ко-
Рнс. 5-3. Переходные контактные зажимы.
а — прессуемые; б — болтовые плашечные; 1 — корпус; 2- плашки; 3—кон-
тактный вкладыш; 4— болты.
торых ухудшению переходного электрического сопро-
тивления способствует также уменьшение с течением
времени усилия затяжки болтов, вызванное механиче-
скими воздействиями и вибрацией.
Как показал опыт эксплуатации, контактные зажи-
мы постепенно изменяют свое электрическое сопротив-
ление. Так, за 10 лет в одной из энергосистем бракова-
лось следующее количество контакных зажимов от числа
замеренных:
Болтовых в петлях (в том числе и поверхностных) . . . . До 12’/о
Овальных в петлях.......................................До	3,3°/о
Овальных в пролете......................................До	1°/0
Прессуемых в пролете ...................................До	0,8°/о
Типа „Мофраль" .	 До	4%
Как видно из приведенных данных, наиболее ста-
бильным электрическим контактом обладают прессуе-
мые контактные зажимы.
Все указанные выше конструкции контактных зажи-
мов надлежит периодически контролировать путем за-
390
меров, за исключением прессуемых, и при обнаружении
дефектных производить их замену или вырезку.
Стремление добиться абсолютно стабильного элек-
трического контакта соединяемых проводов и отказать-
ся от периодических замеров контактов привело к раз-
работке сварных цельнометаллических соединений про-
водов.
В Советском Союзе для соединения проводов широ-
кое применение нашла термитная сварка алюминиевых,
сталеалюминиевых и медных проводов всех сечений при
помощи специальных термитных патронов. При соеди-
нении проводов в пролете термитная сварка применяет-
ся в сочетании с овальными или прессуемыми соедини-
телями, а в петлях анкерных опор провода соединяются
только сваркой без специальных соединителей, так как
в этом случае механическая прочность сварного соеди-
нения оказывается вполне достаточной для соединения
концов проводов. Применение термитной сварки для
проводов воздушных линий имеет ряд преимуществ
перед другими видами сварки (электрическая, газовая,
аргонодуговая), так как она не требует громоздкой
аппаратуры и источников электроэнергии большой мощ-
ности.
5-2. ПОВРЕЖДЕНИЯ КОНТАКТНЫХ ЗАЖИМОВ
Если увеличение переходного сопротивления в-кон-
тактном зажиме своевременно не выявлено, то с тече-
нием времени контакт ухудшается, с увеличением со-
противления контакт начинает нагреваться, а по мере
нагревания еще более увеличивается переходное сопро-
тивление контакта п т. д. Температура контактного
зажима и концов проводов внутри него возрастает на-
столько, что происходит разрушение контактного зажи-
ма или обрыв провода в месте выхода из зажима.
В отдельных случаях происходили вырывание кон-
цов проводов (тросов) из контактного зажима пли их
обрыв в месте выхода из зажима при резком увеличении
тяжения по проводу (тросу) при гололеде или пониже-
нии температуры воздуха. Кроме того, имели место
случаи разрушения самих соединителей от коррозии
(стальные и латунные соединители соответственно на
медных проводах и стальных тросах).
Основной причиной повреждения контактных- зажи-
мов является неправильный их монтаж. Наиболее рас-
391
пространенными ошибками монтажа контактных зажи-
мов являются:
плохая очистка и смазка контактных поверхностей
зажима и концов проводов;
неправильная установка зажима перед началом об-
жатия или (Опрессовки;
небрежная подготовка соединяемых концов проводов
(нарушение положения отдельных повивов, обрыв или
деформация отдельных проволок, наличие коррозии
и т. п.);
несоответствие типа зажима марке соединяемых про-
водов, недостаточная глубина или неправильный поря-
док обжатия или опрессовки, а также недостаточная
затяжка болтов;
применение контактных зажимов, имеющих дефор-
мации или повреждения.
Плохая очистка концов проводов от слоя старой окалины пли
ржавчины не позволяет добиться хорошего контакта. Для надежной
очистки контактных поверхностей от ржавчины такую очистку сле-
дует производить под вазелином.
Для прессуемых контактных зажимов, а также для цилиндри-
ческих зажимов типа «Мофраль» исключительное значение имеет
правильная установка зажима перед началом монтажа.
Наблюдались случаи, когда алюминиевая трубка зажима при
монтаже сталеалюмипиевых проводов оказывалась значительно
Рис. 5-4. Ошибки в монтаже
прессуемых контактных зажи-
мов.
а — правильно; б — неправильно;
I — алюминиевый корпус; 2 —
стальной соединитель; 3 — концы
провода.
из линий 220 кВ имел место
сдвинутой в сторону одного из
проводов (рис. 5-4). Тогда из-за
недостаточного контакта между
алюминиевой трубкой и алюми-
ниевыми повивами провода про-
исходит перераспределение элек-
трического тока (переход тока ча-
стично с алюминиевых повивов
на стальные). Прохождение тока
значительной величины по сталь-
ному сердечнику провода ведет
к отжигу стальных проволок, на-
греванию всего контакта и в ко-
нечном счете к обрыву. Аналогич-
ное положение имеет место и при
неправильном расположении алю-
миниевой части натяжного прес-
суемого зажима по отношению
к стальному анкеру. На одной
случай обрыва провода АСУ-400
в натяжном прессуемом контактном зажиме из-за недостаточ-
ной длины опрессовки алюминиевой части зажима. Произведенное
после этого обследование натяжных зажимов на этой линии выяви-
ло более 200 зажимов, где длина опрессованной контактной поверх-
ности между алюминиевым корпусом и алюминиевыми повивами
392
Пройода была всего 25—60 мм вместо 110 мм, tke эти загкимь! ripil-
шлось вырезать.
Наблюдаются по тем же причинам случаи перегорания проводов
в соединителях типа «Мофраль». Неоднократно имели место случаи
перегорания проводов в овальных соединителях из-за несоответствия
их размеров диаметру соединяемых проводов.
При применении, например, соединителей СОМ-95 для соедине-
ния проводов марки М-70 или соединителей СОАС-150 для проводов
АС-120 переходное электрическое сопротивление очень быстро ухуд-
шается из-за недостаточного усилия нажатия контактных поверхно-
стей проводов и зажима. Механическая прочность такого соединения
Рис. 5-5. Располо-
жение вжимов на
овальном соедини-
теле.
а — правильное; б —
неправильное.
оказывается недостаточной, и имели место случаи выползания кон-
цов проводов из соединителей. Аналогичная картина имеет место
при небрежном обжиме или опрессовке правильно подобранных кон-
тактных зажимов. При применении вкладышей или матриц, предна-
значенных для монтажа зажимов больших диаметров, глубина вжи-
мов или опрессовки оказывается недостаточной, и в связи с этим
электрическое сопротивление и механическая прочность такого кон-
такта оказываются неудовлетворительными.
Имели место случаи обрыва проводов в месте выхода из оваль-
ных соединителей из-за неправильного обжатия этих соединителей,
т. е. когда первый вжим выполняется в месте выхода провода
в пролет (рис. 5-5) или если имеет место чрезмерная глубина
обжатия.
Ненадежными являются болтовые плашечные контактные зажи-
мы (особенно алюминиевые). Значительное ослабление болтовых
соединений при прохождении токов короткого замыкания и от вибра-
ции, а также большая подверженность этих зажимов коррозии часто
приводят к повреждениям и перегоранию проводов в болтовых
зажимах.
Опыты показывают, что после прохождения больших токов ко-
роткого замыкания затяжка болтов в алюминиевом болтовом зажи-
ме ослабляется на 40—50%. Провода перегорают или в самих зажи-
мах, или на некотором расстоянии от них как в момент прохождения
сквозного тока короткого замыкания, так и через некоторое время
при прохождении рабочего тока. Последнее объясняется нестабиль-
ностью болтового контакта с течением времени, что ведет к увели-
чению сопротивления контакта, перегреву и механическому ослабле-
нию провода.
Следует отметить, что периодическая ревизия и подтяжка болто-
вых алюминиевых зажимов не повышают надежности работы таких
контактов. При подтягивании болтов удельное давление па алюми-
ний возрастает и он начинает постепенно «вытекать» из-под шайб
болтов. При этом происходит деформация зажима, и усилие нажатия
контактных поверхностей снова снижается.
393
Давление между контактными поверхностями болтовых соеди-
нений изменяется как из-за текучести металла, из которого изготов-
лены провода и зажимы, так и из-за различия температурных коэф-
фициентов лилейного расширения материала болтов, проводов и де-
талей зажима. При нагревании алюминий проводов и зажима расши-
ряется в 2 раза больше, чем стальные болты. В результате этого
в соединении увеличивается давление, и алюминий начинает течь;
при этом провода и плашки зажима несколько деформируются. В тех
случаях, когда напряжение в стальных болтах возрастает до преде-
ла текучести, происходит также и неупругое растяжение болтов. Затем
при понижении температуры неупругие деформации остаются, а на-
жатие контактных поверхностей зажима уменьшается. Это открывает
доступ к ним влаги и воздуха, способствующих окислению контакт-
ных поверхностей и увеличению переходного 'сопротивления.
Все сказанное о болтовых плашечных зажимах в полной мере
относится и к болтовой части разъемных натяжных прессуемых за-
жимов для крупных марок сталеалюмипиевых проводов, установлен-
ных на линиях, сооруженных до 1955 г. Ненадежными являются
плашечные болтовые переходные зажимы (типа ПП, рис. 5-3,6) для
соединения медных и алюминиевых проводов, а также для соедине-
ния проводов из одного материала разных сечений. В таких переход-
ных зажимах, помимо недостатков, свойственных всем болтовым
зажимам, при недостаточно плотном соединении меди с алюминием
образуется гальванический элемент, в котором алюминий разрушает-
ся и переходное сопротивление постепенно возрастает.
Переходные прессуемые соединители (рис. 5-3,а) не имеют бол-
товых соединений и значительно надежнее в эксплуатации, чем пла-
шечные болтовые переходные зажимы.
В ряде случаев причиной повреждения овальных контактных
зажимов является их интенсивная коррозия. Наиболее подвержены
коррозии стальные неоцинковаппые или плохо оцинкованные соеди-
нители, а также стальные соединители, установленные на медных
проводах, где при наличии влаги образуется гальванический элемент
(железо — медь) и сталь быстро разрушается, а переходное электри-
ческое сопротивление быстро возрастает.
При анализе повреждаемости и надежности работы
контактных зажимов следует иметь в виду, что непра-
вильно смонтированные контактные зажимы могут дли-
тельное время работать нормально в тех случаях, когда
токовые нагрузки не превышают определенной величины
для данных марок проводов и особенно когда в энерго-
системе величины токов короткого замыкания относи-
тельно малы (до 6—8 кА). При повышении токовых на-
грузок па линии и росте величин токов коротких замы-
каний в электросетях переходное сопротивление
в неправильно смонтированных контактных зажимах
будет быстро расти и будут происходить повреждения
таких зажимов. Поэтому следует в случаях роста токо-
вых нагрузок пли при увеличении токов коротких замы-
каний (объединение электросетей, включение новых
394
мощных электростанций и т. п.) производить внеочеред-
ные замеры переходного сопротивления контактных
зажимов.
5-3. контроль состояния контактных зажимов
а)	Методы контроля
Для своевременного выявления увеличения переход-
ного сопротивления контактных зажимов на проводах
линий периодически производятся замеры величины па-
дения напряжения на участке провода с контактным
зажимом и полученные значения сравниваются с паде-
нием напряжения на целом участке провода той же
длины. Периодичность контроля устанавливается в за-
висимости от конструкции и эксплуатационных качеств
зажима. Все прессуемые и обжимные зажимы (в том
числе н прессуемые ремонтные муфты) на алюминие-
вых, сталеалюминиевых и медных проводах должны
проверяться 1 раз в 6 лет.
Исключение составляют прессуемые зажимы для
сталеалюминиевых проводов с раздельным прессовани-
ем алюминия и стали, для которых действующими нор-
мами (ПТЭ) периодический контроль не требуется. На
медных проводах целесообразно произвести замеры не
менее 10% всех установленных зажимов на данной
линии, и если не будет обнаружено дефектных, осталь-
ные зажимы можно не измерять. Если же будут обна-
ружены дефектные зажимы, то следует замерить все
зажимы на данной линии. Все прессуемые переходные
зажимы, а также прессуемые разъемные (натяжные и
в петлях) следует проверять 1 раз в 3 года, все болто-
вые плашечные (в том числе и переходные) рекоменду-
ется проверять 1 раз в год. Замеры сварных контактов
производятся 1 раз после монтажа.
/Можно пользоваться также и методом измерения
температуры контактного зажима, сравнивая ее с тем-
пературой целого провода. Однако этот метод менее
эффективен, так как позволяет выявить лишь те зажи-
мы, в которых уже начался процесс разрушения и кото-
рые необходимо в срочном порядке ремонтировать или
вырезать. Следует помнить, что зажимы, которые начали
греться при неблагоприятных условиях (большие токи,
высокая температура воздуха), могут привести к по-
вреждению проводов в течение нескольких суток.
ЗУ5
Контроль за состоянием контактных зажимов произ-
водится также при очередных осмотрах и ревизиях ли-
нии, когда дефектные контактные зажимы могут быть
обнаружены по наличию потемнений от нагрева, по на-
личию трещин, отсутствию снега или инея на отдельных
зажимах и т. п. В некоторых случаях на сильно нагру-
женных линиях целесообразно производить специальные
ночные осмотры линии, когда дефектные зажимы могут
быть обнаружены по свечению от перегрева или искре-
нию плохого контакта. Однако таким образом могут
быть обнаружены лишь дефекты, требующие срочного
устранения.
Состояние контактных зажимов проверяется также
и при верховых осмотрах и ревизиях, когда может быть
обнаружено наличие волосяных трещин, отклонение гео-
метрических размеров или кривизна контактных зажи-
MoiB. Если кривизна зажима превышает 3% от сто
длины, то такие зажимы подлежат замене.
Суммарное количество соединителей и ремонтных
муфт в одном пролете на новых линиях не должно пре-
вышать двух, в том числе не более одного соединителя.
Измерение падения напряжения па контактном за-
жиме можно производить либо под напряжением при
прохождении по проводам тока нагрузки, либо на от-
ключенных линиях путем подключения к участку прово-
да с контактным зажимом источника электрического
тока (батарея аккумуляторов, двигатель-генератор
и т. д.). В первом случае измерения производятся при
помощи универсальной измерительной штанги, па конце
которой укреплена специальная измерительная головка
с милливольтметром. Во втором случае измерения про-
изводятся путем непосредственного подключения милли-
вольтметра к проводу по обе стороны от замеряемого
зажима.
Если сопротивление контакта отличается от сопро-
тивления целого провода в 2 раза и более, контактный
зажим должен быть отремонтирован или вырезан.
Коэффициентом дефектности контактного зажима
называется отношение омического сопротивления кон-
такта к омическому сопротивлению целого провода,
а так как падение напряжения прямо пропорционально
сопротивлению, то
v  /?КОНТ bUКОНТ
(5-1)
396
где /?копт и At/копт — сопротивление и падение напряже-
ния контакта; Дпр и At/np — сопротивление и падение
напряжения провода.
При Кдеф>2 контактный зажим считается дефект-
ным. Если Лдеф= 1,2ч-2, то это означает, что переходное
сопротивление в контакте имеет повышенную величину,
и в зависимости от ответственности линии и величины
токов нагрузки и коротких замыканий для таких кон-
тактных зажимов устанавливаются учащенные сроки
замеров: 1 раз в 3—12 мес. При обнаружении увеличе-
ния коэффициента дефектности контактный зажим дол-
жен быть отремонтирован или вырезан при очередном
ремонте линии.
Замеры контактных зажимов с помощью универсаль-
ной штанги под напряжением организуются специаль-
ными бригадами в комплексе с другими замерами и
верховыми осмотрами линии. Такие бригады целесооб-
разно оснастить телескопическими вышками.
б)	Штанги для замеров контактов
Штанга для замеров контактов состоит из универ-
сальной измерительной штанги и измерительной головки
(рис. 5-6).
Универсальная измерительная штанга в соответствии
с требованиями правил техники безопасности [1-4] для
данного напряжения липни собирается соответствующей
длины из необходимого количества изолирующих звеньев.
Так, например, для линий 35 кВ берутся два метровых
звена, для линий 110 кВ — три таких звена и т. д. Для
облегчения массы штанги и удобства транспортировки
звенья имеют постепенно уменьшающиеся от захвата
к концу штанги диаметры трубок.
Соединение отдельных звеньев и захвата произво-
дится при помощи закрепленных в них на клее или за-
клепках металлических втулок, соединяемых между собой
на резьбе с крупным шагом.
Внутренняя полость трубок надежно закрывается от
попадания влаги. Для увеличения общей длины штанги
к захвату прикрепляется дополнительный деревянный
удлинитель или добавляются лишние изолирующие
звенья. Для изготовления изолирующих звеньев нашли
широкое применение бакелитовые трубки разных диа-
метров.
397
<012
И	П)
Рис. 5-6. Измерительная штанга для контроля
контактов.
398
Верхнее звено штанги оканчивается ТйкЖе металли-
ческой втулкой с резьбой, в которую навертывается из-
мерительная головка.
Изолирующая часть штанги периодически испытыва-
ется повышенным напряжением, равным: для линий
500 кВ — 218 кВ па 1 м длины изолирующей части; для
линии ПО—330 кВ — 3 U$ на всю длину изолирующей
Части или 1,2 U$ на 7з длины изолирующей части; для
линий до НО кВ — 3 иЛин, но не менее 40 кВ на всю
длину изолирующей части штанги. Повышенное напря-
жение прикладывается во всех случаях в течение 5 мин.
Рис. 5-7. Головка для замера контактов.
Штанга признается выдержавшей испытание, если за
время испытания не произошло перекрытия или местных
нагревов изолирующих звеньев штанги.
Измерительная головка для контроля контактов со-
стоит из набора коромысел разной длины: 1000, 500 и
300 мм, снабженных ножевыми наконечниками для на-
ложения на провод (рис. 5-7), и прибора для измерения
падения напряжения.
Прибор при таких замерах измеряет величину полно-
го падения напряжения на участке провода, равном дли-
не коромысла:
(7ПР = /„„/«= + №,
где /Пр — ток в проводе, A; R— омическое сопротивление
участка провода между ножевыми наконечниками коро-
399
мысла, Ом; X— индуктивное сопротивление на том же
участке провода, Ом.
Так как величина X совершенно не зависит от со-
стояния переходного омического сопротивления внутри
контактного зажима, то для более четкого выявления
состояния этого контакта необходимо свести величину X
при замерах до минимума. Влияние индуктивного сопро-
тивления участка провода будет тем больше, чем больше
будет площадь между проводом, с одной стороны, и про-
водниками, подключенными к прибору, — с другой
(рис. 5-7, площадь ABCD), пронизываемая электромаг-
нитным потоком вокруг провода.
Для уменьшения этой площади бакелитовая трубка
коромысла с проводниками максимально приближается
к проводу за счет уменьшения длины ножевых наконеч-
ников, накладываемых на провод.
Для обеспечения правильности замеров такими из-
мерительными головками основное значение имеет на-
дежность электрического контакта между ножевыми
наконечниками и проводом, т. е. доведение до минимума
переходного сопротивления этих контактов. Однако при
производстве замеров на старых линиях, где провода
покрыты относительно толстым и достаточно прочным
плохо проводящим слоем коррозии (окись алюминия,
окись меди и т. д.), необходимо при наложении головки
на провод разрушить этот слой. Для этого ножевые на-
конечники изготавливают из твердого металла с пилооб-
разной насечкой в местах наложения на провод (часто
используются отрезки ножовочных полотен). Коромысло,
удерживающее ножевые наконечники, изготавливается
из бакелитовой трубки и имеет пружинящее шарнирное
крепление с держателем, прикрепляемым к концу уни-
версальной штанги. Для получения необходимого накло-
на измерительной головки при различных положениях
измеряемых контактов относительно монтера, произво-
дящего замеры, на ней имеется шариковый пружинящий
фиксатор.
Измерительный прибор представляет собой милли-
вольтметр типа МЭ-46 на пределы 500—300 мВ или еще
более чувствительные приборы с пределом измерения 5—
125 мВ и 10—62,5 мВ, состоящие из автотрансформато-
ра, купроксного выпрямителя и гальванометра (рис. 5-8).
Приборы с пределами измерения до 300 мВ следует
применять на линиях, где ток нагрузки приближается
400
к длительно допустимым
токам для данной марки
провода. На слабонагру-
женных линиях, где токи
15—20 А и более, следует
применять более чувстви-
тельные приборы с преде-
лами измерения 5, 25,
125 мВ и 10, 25, 62,5 мВ
на всю шкалу. Приборы
для замеров на линиях
220—500 кВ должны быть
надежно экранированы от
электростатического и
электромагнитного влия-
ния.
Транспортировка штан-
ги производится в специ-
альном ящике, где укла-
дываются изолирующие
звенья и измерительные
головки. Милливольтметры
Рис. 5-8. Прибор для замера кон-
тактов повышенной чувствитель-
ности.
а - общий вид; б — схема прибора;
/--трансформатор; 2 — детектор; 3 —
измеритель; 4 — переключатель преде-
лов измерения.
перевозятся в коробках от-
по трассе затруднен, могут
Рис. 5-9. Роликовая головка
для замера соединителей в про-
лете.
дельно.
Измерения штангой могут производиться с опоры, из
корзины телескопической вышки или со специальной
передвижной конструкции (лестницы-стремянки, установ-
ленные в кузове автомашины, па тракторных санях
и т. п.).
При замерах соединителей в пролете, когда проезд
быть использованы специаль-
ные роликовые измеритель-
ные головки (рис. 5-9). На
двух осях, которые укрепле-
ны в легкой конструкции из
дюралюминиевых уголков,
свободно вращаются два
алюминиевых ролика. Сбоку
между роликами закреплена
алюминиевая трубка с пру-
жиной, действующей снизу
вверх на шток, на котором
укреплено коромысло с но-
жевыми наконечниками. Под
действием пружины коро-
26—548
401 '
мысло нормально приподнято над роликами и позволяет
роликовой головке свободно передвигаться по проводу и
соединителю. Прибор крепится к нижнему основанию
трубки. К верхнему концу штанги роликовая головка
крепится при помощи шарнира, позволяющего штанге
поворачиваться в плоскости провода, по которому пере-
мещается головка. Штанга с роликовой головкой накла-
дывается на провод с опоры или в середине пролета и
передвигается по проводу с помощью веревки.
в)	Организация работ по замерам контактов
Сборка Штанги производится на месте работ в гори-
зонтальном положении двумя монтерами. При этом про-
веряется отсутствие повреждений отдельных частей
штанги, правильность подключения и закрепления при-
бора, установка стрелки прибора па пуль.
Переключатель чувствительности прибора перед на-
чалом замеров устанавливают в положение наименьшей
чувствительности. Если при замерах на проводе стрелка
прибора не отклоняется, необходимо увеличить чувстви-
тельность прибора путем переключения предела измере-
ний. Замеры можно шроизводить в том случае, если
стрелка прибора отклоняется не менее чем на одно деле-
ние шкалы. Если при наложении на провод стрелка при-
бора отклоняется до четвертого пли пятого деления, то
это значит, что чувствительность прибора велика и ее
следует уменьшить. Если при наложении головки на
зажим стрелка прибора отклоняется до упора (за преде-
лы шкалы), то замеры повторяют, постепенно уменьшая
чувствительность прибора. При этом необходимо следить,
чтобы показания прибора па контактном зажиме и про-
воде были произведены на одном положении переключа-
теля пределов измерений прибора.
Показания прибора отсчитывает монтер, производя-
щий замеры. Производитель работ должен контролиро-
вать правильность произведенных отсчетов с земли при
помощи бинокля.
Исправность головки и прибора должна периодически
перед выездом па трассу проверяться подключением
одного элемента аккумулятора или батарейки с доба-
вочным сопротивлением 100—200 Ом к ножевым нако-
нечникам коромысла. Если при касании проводниками
от полюсов аккумулятора ножевых наконечников не бу-
дет отмечено толчков стрелки прибора, то такая головка
402
не может быть использована для замеров и ее следует
отремонтировать.
При замере контактных зажимов головку штанги сле-
дует располагать так, чтобы контролируемый контакт
находился между ножевыми наконечниками коромысла.
При этом должно проверяться каждое единичное пере-
ходное сопротивление контактного зажима. Так, напри-
мер, при замере разъемного прессуемого петлевого за-
жима, имеющего три переходных контакта, производят
три замера в точках ab, Ьс и cd (рис. 5-10).
Рис. 5-10. Места контроля контактных зажимов.
а — глухие зажимы; б — разъемные зажимы,
При замерах овальных соединителей, переходных пли
болтовых плашечных зажимов контролируется переход-
ное сопротивление всего зажима целиком путем нало-
жения головки, имеющей соответствующую длину коро-
мысла. Измерение таких зажимов по частям не отражает
действительного состояния переходного контакта.
Измерение падения напряжения на участке целого
провода должно производиться на расстоянии не менее
1 м от контактного зажима, так как при наличии дефект-
ных контактов падение напряжения в проводе иногда
увеличивается по мере приближения к такому контакту
из-за перехода тока с наружных повивов на внутренние.
При замерах переходных зажимов измерение падения
напряжения па проводе производится по обе стороны от
зажима (на проводах разных марок), и для расчета
коэффициента дефектности зажима принимается боль-
шая из двух полученных величин.
Для надежности результатов замеров измерения
в каждом положении производятся 2—3 раза.
6*	403
Все работы по замерам контактных зажимов произ-
водятся в строгом соответствии со специальными пра-
вилами техники безопасности при работе с изолирующи-
ми штангами [1-4].
При производстве работ с помощью телескопических
вышек (рис. 5-11) особое внимание следует уделять пра-
вильной установке вышки и подъему корзины вблизи
Рис. 5-11. Замер контактных зажимов с телескопической
вышки.
проводов линии. Установка и выдвижение телескопа под
проводами категорически запрещаются. Установку выш-
ки и выдвижение телескопа производят с таким расче-
том, чтобы расстояние по горизонтали между корзиной
404
телескопа и проводами было не менее 2 м для линий
35 кВ, 3 м для линий ПО и 220 кВ и не менее 4 м для
линий 330—500 кВ. При этом для снятия наведенного
потенциала телескоп вышки должен быть заземлен.
Подъем телескопа прекращают в момент, когда мон-
тер, находящийся в корзине, с поднятой штангой в руках
достанет головкой штанги провода. Передвижение теле-
Рпс. 5-12. Замер контактных зажимов в про-
лете роликовой головкой.
скопической вышки должно, как правило, производиться
вдоль трассы на некотором расстоянии от крайних про-
водов с опущенным и уложенным телескопом. В отдель-
ных случаях по ровной трассе с уклоном не более 5°
допускается передвижение телескопической вышки со
скоростью не более 20 км/ч с опущенным, но не уложен-
405
ним телескопом. В этом случае нахождение людей в кор-
зине телескопа категорически запрещается.
При необходимости подъема телескопа выше уровня
проводов (замеры зажимов на среднем и верхнем про-
воде) из корзины телескопа должна быть установлена
расчалка в сторону, противоположную проводам линии,
под углом 45—60° к горизонту.
Производить замеры контактов в пролете при помощи
роликовой головки рекомендуется па линиях с горизон-
тальным расположением проводов (рис. 5-12) или на
нижних проводах на линиях с вертикальным или тре-
угольным расположением проводов.
Рис. 5-13. Наложение роликовой головки на провод с опоры.
а — установка головки штангой, б — опускание штанги в рабочее поло-
жение.
Наложение роликовой головки на провод произво-
дится штангой с промежуточной опоры за гасителем
вибрации (рис. 5-13) пли в середине пролета с автома-
шины плн вышки. Сразу же после наложения головки
производится измерение падения напряжения на прово-
де и тем самым проверяется прибор и определяется
степень необходимой чувствительности. Затем монтер,
производивший наложение головки на провод, осторожно
отпускает привязанный к штанге конец хлопчатобумаж-
406
Ной или капроновой веревки (диаметром 8—10 мм),
а второй монтер, находящийся на земле, натягивает этот
конец до тех пор, пока штанга не примет вертикального
положения. После этого он, передвигаясь по земле вдоль
провода, тянет штангу за веревку до соединителя, нака-
тывает роликовую головку на соединитель и, натягивая
веревку вниз, производит замер падения напряжения.
Замеры соединителей на верхних и средних проводах
также могут быть организованы с помощью роликовой
головки (рис. 5-12,6), но при этом должны быть приняты
особые меры предосторожности. Эти замеры могут про-
изводиться на линиях ПО и 220 кВ, а также на линиях
35 кВ с расстоянием между проводами по вертикали не
менее 2 м. Для перемещения штанги с роликовой голов-
кой по проводам в этих случаях должны применяться
поводки из изолирующего материала, испытанные в со-
ответствии с нормами и сроками для измерительных
штанг. Длина поводка, прикрепляемого непосредственно
к штанге, для линий 35 кВ при 3-метровой штанге долж-
на быть не менее 4 м, для линий НО кВ при 4-метровой
штанге — не менее 6 м и для линий 220 кВ при 5-метро-
вой штанге — не менее 12 м. Накладывается роликовая
головка с промежуточной опоры, при этом штанга и
поводок остаются с внутренней стороны между цепями.
Перемещать штангу с роликовой головкой следует так,
чтобы штанга и изолирующие поводки но возможности
не касались проводов других фаз. При разрегулировке
вертикально расположенных проводов более чем на 15%
от стрелы провеса провода производить замеры ролико-
вой головкой па верхнем и среднем проводах пе разре-
шается. Кроме того, необходимо ограничивать усилие
нажатия роликовой головки на провод, с тем чтобы рас-
стояние между соседними проводами не снижалось менее
чем до 0,8 м для линий 35 кВ, 1,5 м для линий 110 кВ
и 3 м для линий 220 кВ. При этом категорически запре-
щается касаться изолирующими частями штанги нижних
проводов. Замеры штангой с роликовой головкой на сред-
нем и верхнем проводах линии должны производиться
под руководством производителя работ, имеющего V
группу по технике безопасности, и монтерами IV группы.
Перемещение штанги с роликовой головкой из одного
пролета в другой производится либо на промежуточной
опоре, либо путем снятия ее в середине одного пролета
и установки в середине другого пролета. Отсчет показа-
407
Ний прибора при замерах роликовой головкой произво-
дится с земли при помощи бинокля.
При работах по замерам контактов коромысло с но-
жевыми наконечниками (особенно длиной 1000 и 500 мм)
следует подносить к проводу и накладывать так, чтобы
оно было расположено параллельно проводу. При слу-
чайном расположении головки штанги перпендикулярно
к проводу не исключена возможность перекрытия по
коромыслу между фазами или на землю (особенно на
линиях 35 кВ и ниже).
Все результаты измерений контактных зажимов за-
носятся в ведомости замеров. Ниже приводится реко-
мендуемая форма такой ведомости.
В Е д о м О С т ь
замеров контактных зажимов на линии------------кВ-------—-
Марка провода,---------------- нагрузка-----------Л
Дата замеров----—------------
прибором № ----------------------
Производитель работ ---------------------------------------
(подпись)
С бригадой в составе:.---------------------------——--------
(фамилии членов бригады)
Проверил: мастер РМС
(дата, подпись)
Такие ведомости заполняются непосредственно при
производстве замеров. В случае выявления дефектных
зажимов после их замены производятся замеры новых
контактов. При обнаружении большого числа дефектных
зажимов современной конструкции следует произвести
дополнительно контрольные замеры таких зажимов
в присутствии инженерно-технических работников сете-
408
вого района или лаборатории, так как в ряде случаев
дефектность зажимов может быть определена ошибочно
(поломка прибора, некачественные замеры и т. п.).
Для хорошего учета всех контактных зажимов на ли-
нии следует завести на каждую линию специальные схе-
мы зажимов в трехфазном исполнении, где указываются
условными знаками все типы и места установки кон-
тактных зажимов и ремонтных муфт, подлежащих пери-
одическому контролю. В схемы должны вноситься все
изменения при ремонтах пли реконструкциях линий. Та-
кие схемы должны храниться вместе с паспортами линий.
г)	Контроль контактов на отключенных линиях
В ряде случаев приходится пользоваться и другим методом
измерения переходного сопротивления контактных зажимов — изме-
рением па отключенных линиях с использованием посторонних
источников тока. Этим методом пользуются при замерах контактов
па переходах через большие реки, овраги, ущелья н т. п., а также
при контроле качества сварных соединении непосредственно после
монтажа до включения линии.
Для измерений могут быть использованы микроомметры, питаю-
щиеся от встроенной сухой аккумуляторной батареи и имеющие
пределы измерений от 5 мкОм и
более; принципиальная схема таких
замеров изображена на рис. 5-14.
Для удобства измерений без
опускания провода милливольтметр
может быть присоединен к провод-
никам коромысла измерительной
головки штанги, описанной выше,
а полюсы аккумуляторной батареи
присоединяются специальными про-
водниками с зажимами на одина-
ковом расстоянии по обе стороны
от коромысла, накладываемого на
контакт или провод. При этом, так
же как и при замерах на ра-
ботающих линиях, определяется
Рис. 5-14. Схема измерения
контактов микроомметром ти-
па ЯМ.
коэффициент дефектности.
В отдельных случаях бывает целесообразно, закоротив линию
на одном конце или в середине, подсоединить с другого конца источ-
ник постоянного (двигатель-генератор) или переменного (передвиж-
ная электростанция) тока необходимой мощности. При этом ток
должен быть не менее 15—20 А. В этом случае бригада монтеров,
продвигаясь по трассе линии, производит измерения падения напря-
жения на зажимах и проводе при помощи универсальной штанги
и соответствующего прибора.
Помимо метода измерения падения напряжения для контроля
прессуемых зажимов, па сталеалюминневых проводах применяется
также метод определения места расположения стальной части за-
жима по отношению к алюминиевой трубке. Если стальная гильза
находится посредине алюминиевой трубки, то длина опрессования
4Q9
провода по обе стороны от стальной части зажима будет одинакова
и при хорошей очистке поверхности провода и трубки, а также при
достаточной степени обжатия будет обеспечен хороший электриче-
ский контакт соединяемых концов проводов. Для контроля положе-
ния стальной части опрессованных зажимов применяется прибор
типа ПКС, разработанный ОРГРЭС (рис. 5-15). Конструкция при-
бора очень проста и основана на магнитном принципе. Прибор со-
стоит из подковообразного магнита 1, закрепленного на оси 2
в определенном положении с помощью пружины 3. Положение маг-
нита указывает связанная с ним стрелка 4, которая перемещается по
шкале 5.
Рис. 5-15. Прибор для контроля положения стальной части прессуе-
мых зажимов на проводах марки АС.
а принципиальная схема; б - общий вид прибора; 1—подковообразный
магнит; 2 — ось магнита; 3--пружина; 4- стрелка; 5 —шкала; 6'— стальная
часть зажима; 7 стальной сердечник провода; 8 — алюминиевая часть за-
ле и м а.
Для контроля соединителя прибор располагают у одного из его
концов и затем медленно передвигают вдоль алюминиевой трубки
(рис. 5-15,6); когда прибор окажется против стальной части соеди-
нителя, магнит повернется, а стрелка укажет на шкале наличие
стальной детали. Точность показаний прибора ±5 мм. Масса при-
бора 670 г. Применение описанного прибора наиболее целесообразно
для контроля опрессованных зажимов во время приемки в эксплуа-
тацию вновь сооружаемых линий.
5-4. ПРИСПОСОБЛЕНИЯ ДЛЯ МОНТАЖА
КОНТАКТНЫХ ЗАЖИМОВ
Основной причиной повреждения контактных зажимов
является неудовлетворительное качество монтажа, по-
этому основное внимание при монтаже новых контакт-
ных зажимов должно быть уделено строгому выполне-
нию всех требований инструкции.
Наиболее широкое распространение получил метод
монтажа зажимов опрессованием гидравлическими прес-
сами. При этом опрессованием монтируются не только
410
цилиндрические соединители, натяжные и аппаратные
зажимы, но и овальные соединители [5-2].
Прессуемое контактное соединение, являясь более на-
дежным в эксплуатации, в то же время позволяет повы-
сить производительность труда и ускорить монтаж кон-
тактных зажимов.
Для монтажа контактных зажимов методом ©прессо-
вания применяются гидравлические прессы типов
МГП-12, РГП-7М, МИДА, МИ-2, ПО-100 и ПОЛ-200.
Пресс МГП -12 — малогаба-
ритный ручной переносный ги-
дравлический пресс (рис. 5-16),
имеет массу около 7,5 кг, объ-
ем цилиндра 63 см3, рабочий
ход плунжера и поршня 20 мм,
рабочее усилие 120 кН при дав-
лении жидкости 6 кН/см2. В ка-
честве рабочей жидкости реко-
мендуется масло ЛМГ-10
(ГОСТ 6794-53). В комплект,
кроме собственно пресса с
основанием и стойкой, входят
набор пуансонов и матриц, вы-
талкиватель, ремень для под-
вески, конус для ввода поршня,
струбцина, приспособленная для
соединения давлением и разре-
зания соединителей, инструмент
и запасные части (стопор, ман-
жета, сальниковые прокладки,
шарики и пружины клапанов).
Комплект размещается в двух
металлических ящиках общей
массой 30 кг (рис. 5-17).
Для улучшения работы
пресса МГП-12 в Мосэнерго
проводится его модернизация
путем увеличения емкости ци-
линдра до 182 см3. При этом
необходимо удлинить держа-
тель и трубку всасывающего
клапана. Указанная модерниза-
ция увеличила надежность ра-
боты пресса и позволила опрес-
совывать 12—15 соединителей
Рис. 5-16. Пресс МГП-12.
з дополнительной доливки жид-
кости.
Этот пресс применяется для монтажа кабельных наконечников,
аппаратных зажимов, прессуемых переходных зажимов, а также
при монтаже овальных соединителей методом опрессования.
Пресс РГП-7М — малогабаритный ручной переносный пресс
(рис. 5-18), имеет массу около 6,5 кг, рабочий ход поршня 25 мм,
рабочее усилие 70 кН при давлении в цилиндре 5,5 кН/см2. В ком-
плект входят набор матриц и пуансонов, инструмент для ремонта и
411
запасные части. Масса всего комплекта в сборе 15 кг. По своему
устройству этот пресс аналогичен прессу МГП-12 и широко приме-
няется при монтаже наконечников на провода сечением 16—240 мм2.
Может быть применен также при монтаже прессуемых переходных
зажимов и овальных соединителен для небольших сечений проводов.
С помощью специальных приспособлений он может быть использо-
ван для перекусывания проводов и соединения шип давлением.
Рис. 5-17 Комплект пресса МГП-12 с приспособлениями.
Рис. 5-18. Пресс РГП-7М.
2~“шток; бак лля масла; 4--рукоятка насоса; 5-захват дл.
матриц; 6—запорный винт.
412
Рис. 5-19. Приспособление для разрезания старых со-
едпвителеп.
530
003/
Рис. 5-20. Пресс МИ-1А.
/ — насос; 2 — пресс; 3—масляный бак; 4—комплект матриц; 5—прижимная
головка; 6 — ящик для инструмента; 7 — столик; 8 — запорный вентиль; 9 —
воронка для заливки масла; 10— салазки; 11— штуцер для манометра;
/2—рукоятка насоса.
413
Рис. 5-21. Пресс ПО-100.
1 — пресс; 2 — бензиновый двигатель и насос; 3 — ящик для матриц и инструмента.
Приспособление для резки проводов и тросов состоит из двух
специальных матриц (верхней и нижней) с ножами.
Приспособление для разрезания старых соединителей (рис. 5-19)
состоит из двух корпусов — верхнего 1 и нижнего 2, в которых
с помощью зажимных болтов 3 и 4 удерживается дефектный соеди-
нитель, винтов 5 для крепления ножей 6, хвостовика 7 для установ-
ки нижнего корпуса в отверстие поршня пресса, пружин 8 и 9,
гаек 10 и направляющих пальцев 11.
Рис. 5-22. Обжимные клещи.
/ — корпус; 2 — вкладыши; 3 —нажимный винт;
4 — регулировочный винт.
Пресс МИ-1А — ручной переносный гидравлический пресс
(рис. 5-20), имеет массу 86 кг, рабочее усилие 600 кН при давлении
4,5 кГ/см2, объем цилиндра 2,1 л. Применение пресса МИ-1 А анало-
гично применению других прессов, однако пресс МИ-1А поставляется
без приспособлений для резки проводов и тросов и демонтажа со-
единителей, хотя указанные приспособления могут быть легко изго-
товлены на месте по аналогии с такими же приспособлениями. Прес-
сы МИ-1А используются в основном при монтаже зажимов на
земле и только в редких случаях поднимаются на траверсы опор
220—500 кВ.
Пресс ПО-100 — механический перевозимый гидравлический пресс
(рис. 5-21), имеет -в качестве привода двигатель внутреннего сгора-
ния типа Л-6, рабочее давление 1000 кН, общую массу около
1000 кг. В остальном пресс аналогичен по конструкции и работе
прессам МИ-1А. Пресс ПО-ЮО монтируется на одноосном автопри-
цепе и транспортируется за автомашиной или трактором. Наиболее
широкое применение пресс ПО-ЮО нашел при реконструкции и при
сооружении новых линий. Однако при выполнении большого объема
ремонтных работ, вызванного массовыми повреждениями проводов
при «пляске» или падении ряда опор, применение механических прес-
сов типа ПО-ЮО является остро необходимым, так как при приме-
нении ручных прессов монтаж большого количества новых контакт-
ных зажимов будет задерживать восстановление линии.
415
Пресс ПОА-200 — передвижной опрессовочный агрегат с уси-
лием 2000 кН, предназначен для опрессования соединителей и на-
тяжных зажимов на проводах очень больших сечений (АСУС,
АСО-ЮОО и т. п.). Кроме того, эти прессы могут быть эффективно
использованы для опрессования проводов меньших сечений (240 мм2
и более), так как благодаря усилию в 2000 кН для этих проводов
могут использоваться более широкие матрицы, позволяющие значи-
тельно ускорить процесс опрессования, что очень важно при аварий-
но-восстановительных работах. Пресс ПОА-200 смонтирован на одно-
осном автомобильном прицепе (подобно прессу ПО-100), двигатель
марки УД-2СТ с воздушным охлаждением мощностью 8 л. с. Общая
масса около 1300 кг. Размеры: длина 1450 мм, ширина 1180 мм,
высота 1240 мм.
Рис. 5-23. Станок для скручивания овальных соединителей (МИ-190).
1 — головка; 2 — движок; 3 — упор; 4—стойка с матрицами; 5 — верхняя
матрица; 6’ — нижняя матрица; 7 — рычаг.
Помимо гидравлических прессов со специальными приспособле-
ниями, для монтажа овальных соединителей применяются также
монтажные обжимные клещи типа МИ-19 (рис. 5-22) и другие кон-
струкции клещей, изготавливаемые па местах и позволяющие более
быстро производить монтаж соединителен.
Обжимные клещи комплектуются набором вкладышей для мон-
тажа разных марок проводов. Глубина вжимов регламентируется
в таких клещах регулировочным впитом. Ширина вжима относитель-
но невелика и намного меньше ширины вжима при монтаже оваль-
ных соединителей гидравлическими прессами (от 6 до 12 мм вместо
30 мм). В связи с этим при монтаже овальных соединителей
обжимными клещами количество вжимов в несколько раз больше,
чем при опрессования. При этом необходимая минимальная длина
овального соединителя также оказывается в 2 раза больше.
В последнее время разработан и внедряется способ соединения
проводов в овальных соединителях методом скрутки. Для монтажа
соединителей методом скрутки применяются станки для скручивания
овальных соединителей типов МИ-189 (для проводов сечением
10—35 мм2) и МИ-190 (для проводов сечением 50—95 мм2). Масса
этих станков 15 кг (рис. 5-23).
Выпускаются также станки МИ-230А для скручивания проводов
сечением АС-120—АС-150, ПС-25—ПС-50 и ПСО-5.
При вырезке дефектных зажимов для стягивания провода обыч-
но используются клиновые монтажные зажимы. Эти зажимы выпус-
каются четырех размеров для соответствующих диаметров проводов.
Монтажный инструмент для ремонта контактных зажимов вклю-
чает в себя ножовочный станок с. запасными ножовочными полотна-
416
ми, штангенциркуль, рулетку или металлическую линейку, тросоруб
или клещи для резки проводов, пилу драчевую для зачистки заусен-
цев и комплект материалов и приспособлений для очистки и подго-
товки контактных поверхностей провода и зажима. Этот комплект
(рис. 5-24) должен храниться в отдельном деревянном ящике, разде-
ленном на отдельным ячейки. В эти ячейки вкладываются щетка и
Рис. 5-24. Комплект
для подготовки кон-
тактных поверхностей
провода и зажима.
1 — щетки и ерши; 2 —
технический вазелин;
3—бензин; 4—чистые
тряпки.
разборный ерш из кардоленты, флакон с бензином, банка с чистым
вазелином и чистая ветошь. Помимо указанных приспособлений и
инструмента, у монтеров должны быть сумки с набором монтажного
инструмента (пассатижи, кусачки, молоток и т. д.).
5-5. МОНТАЖ КОНТАКТНЫХ ЗАЖИМОВ
Перед монтажом контактных зажимов особо тща-
тельно подходят к подготовке контактных поверхностей
провода и зажима: очищают от коррозии и грязи (щет-
кой или ветошью в зависимости от степени загрязнения),
промывают бензином и хорошо протирают чистой
ветошью. Очищенную поверхность смазывают смазкой
ЗЭС или нейтральным техническим вазелином и под сло-
ем смазки или вазелина зачищают от оксидной пленки
стальной щеткой или «ершом».
После этого вазелин не удаляется, так как он явля-
ется защитой от дальнейшего окисления. Для предотвра-
щения раскрутки отдельных проволок на концы прово-
дов накладывают бандажи из мягкой проволоки, а за-
37-548	417
усенцы зачищают пилой. После подготовки контактных
поверхностей перед монтажом зажим и провод прове-
ряют на соответствие наружного и внутреннего диа-
метров.
Монтаж овальных соединений методом
опрессования производится прессом МГП-12. При
этом для сращивания сталеалюминиевых проводов сече-
нием 35—185 мм2 применяют овальные соединители,
имеющие длину вдвое меньше стандартной. При заготов-
ке таких укороченных соединителей обычный соедини-
тель разрезают ионолам, а обрезанные концы разваль-
цовывают и очищают от заусенцев. Соединители для
медных и стальных проводов берутся стандартной дли-
ны. Возможность применения для сталеалюминиевых
проводов укороченных соединителей объясняется тем, что
опрессование дает вдавливание по всему периметру со-
единителя, т. е. большую контактную поверхность, что
позволяет получить необходимую прочность и малое
переходное электрическое сопротивление при значитель-
но мепыпем количестве вжимов.
Таблиц;! 5-1
Сравнительные данные монтажа овальных соединителей
Тип соеди- нителя	Площадд ИЖ И Mt	ОДНОГО , мм2	Количество вжимов		Дчпна соединителя, мм	
	при опрос- совании	при об жати и	п рп 011- рессова- 1H1II	при об- жанш	при онрес- совапип	при об- жатии
СОМ-50	6360	2600	4	8	175	175
СОМ-70	7680	3100	4	8	193	193
СОМ-95	12 960	4320	6	10	258	258
СОАС-70	8640	6920	4	16	247	495
СОАС-95 ~	15 620	10 080	6	20	342	684
СОАС-120	16 560	1 3 250	6	24	452	904
СОАС-150	24 960	19 960	8	24	466	932
СОАС-185	25 880	23 300	10	26	516	1032
В габл. 5-1 даются сравнительные данные для мон-
тажа овальных соединителей методом опрессования и
обжатия [5-2].
После подготовки провода и соединителя концы (про-
водов заводятся в овальную трубу так, чтобы с каждой
стороны соединителя концы проводов выступали на дли-
ну от 20 до 40 мм. Для получения более плотного кон-
418
Такта свободное пространство между концами проводов
и стенкой соединителя заполняется отдельными прово-
локами из материала провода (для медных, алюминие-
вых и стальных проводов) и распоркой для сталеалю-
миниевых проводов. После этого производится опрессо-
вание в соответствии с инструкцией по работе с прессом
[5-3]. При этом на соединителе наносятся новые риски
из расчета меньшего количества вжимов и указанного
в инструкции расстояния между отдельными вжимами.
Первое опрессование делают со стороны любого из
двух обрезанных концов провода и далее производят
опрессование последовательно в шахматном порядке.
Рис. 5-25. Соединитель, смонтированный методом
скрутки.
При монтаже овальных соединителей методом об-
жатия обжимными клещами применяют соединители
стандартной длины и вжимы производятся в местах,
отмеченных на этих соединителях рисками. В остальном
порядок монтажа тот же, что и при опрессовапии. При
монтаже овальных соединителей методом скрутки концы
проводов вводят в соединитель внахлестку с двух сто-
рон, но алюминиевую прокладку между ними не уста-
навливают, после чего соединитель вместе с концами
проводов устанавливают в станок для скручивания со-
единителей, закрепляют его и, поворачивая рычаг на
4—4,5 оборота в любую сторону, производят скручи-
вание.
При соединении методом скручивания стальных про-
водов требуется всего 1,5—2,5 оборота.
Работа на станках МИ-189 и МИ-190 выполняется
одним монтером и па станке МИ-230А— двумя монте-
рами.
Соединитель, смонтированный методом скрутки, по
казан на рис. 5-25.	।
Соединители, смонтированные методом скрутки, по-
сле монтажа тщательно осматривают и проверяют чис-
ло оборотов. Если число оборотов меньше требуемого,
соединитель устанавливается в станок и докручивается,
27*	419
и если на соединителе обнаружены повреждения (раз-
рывы или трещины), то он вырезается и монтируется
заново.
Монтаж прессуемых соединителей, на-
тяжных и петлевых зажимов на проводах сечением
240 мм2 и более производится одним из имеющихся
прессов МИ-1, ПО-100 или ПОА-200. Для получения
хорошего качества опрессовки необходимо тщательно
Б;
О)
Рис. 5-26. Последовательность монтажа прессуемого соедини-
теля.
проверить соответствие диаметра матриц марке монти-
руемого провода или троса, при этом сами матрицы
должны свободно, без заеданий входить в захват прес-
са. Кроме того, необходимо путем контрольного обмера
убедиться в соответствии размеров отдельных частей
зажима указанным в каталоге.
Монтаж соединителей производят раздельным
опрессованием стальной и алюминиевой трубок.
Последовательность монтажа принимается следующая
(рис. 5-26,а — д):
а)	На концы проводов накладываются бандажи, и
они ровно обрезаются ножовкой, тросорубом или дру-
гим приспособлением (рис. 5-26,а).
420
б)	Ослабляется и сдвигается па двойную длину алю-
миниевой трубки бандаж Бг на одном из проводов; алю-
миниевая трубка после подготовки контактной поверх-
ности надевается на этот конец провода. На расстоя-
нии, равном 0,6 от длины стальной трубки, на оба кон-
ца проводов накладываются бандажи Б?» а с конца
без соединителя снимается бандаж Б1 (рис. 5-26,6).
в)	Алюминиевые проволоки осторожно, чтобы не по-
вредить стальной сердечник провода, отпиливаются но-
жовкой у бандажей, и на концы стальных проволок
накладываются бандажи Б3 (рис. 5-26,в).
г)	Стальные проволоки заводятся в стальную труб-
ку, бандажи Б3 ослабляются, и концы стального сердеч-
ника вводятся в стальную трубку на равное расстояние
до упора, а бандажи Б3 снимаются. Производится
опрессование стальной трубки по всей длине с пере-
крытием вжимов па 3—4 мм, при этом соблюдается
направление опрессования от середины к концам труб-
ки. После опрессования заусенцы па поверхности
стальной трубки зачищают (рис. 5-26,г).
д) Поверхность стального соединителя густо смазы-
вается вазелином, снимаются бандажи £>2, и алюминие-
вая трубка надвигается на концы проводов так, чтобы
опрессованный стальной соединитель был посередине.
После этого производится с двух сторон опрессование
алюминиевой трубки так, чтобы первые вжпмы по обе-
им сторонам находились в месте, где оканчивается
стальной соединитель. В дальнейшем опрессование про-
изводится в направлении к концам соединителя с пере-
крытием отдельных вжимов на 5—6 мм (рис. 5-26,6).
Монтаж прессуемых натяжных зажимов с разреза-
нием провода производится также раздельным опрессо-
ванием стального анкера и алюминиевого корпуса.
Порядок монтажа принципиально не отличается от
монтажа соединителей (рис. 5-26) и понятен из приве-
денного рис. 5-27. Следует помнить, что направление
опрессования стального анкера и алюминиевого корпу-
са принимается от опоры в сторону середины пролета,
а направление опрессования конца провода петли —
в сторону от анкера к середине петли.
Монтаж соединителей, натяжных и петлевых зажи-
мов на медных полых проводах производится аналогич-
но опрессованию алюминиевых частей зажимов для
сталеалюминиевых проводов, только предварительно
421
в концы полого провода во избежание деформаций при
□прессовании вставляются стальные вкладыши.
Опрессование соединителей на стальных проводах и
тросах крупных сечений (70 мм2 и более) производится
аналогично монтажу стальной трубки на сердечнике
сталеалюминиевых проводов.
Рис. 5-27. Последовательность монтажа прессуемого натяж-
ного зажима.
422
Практика монтажа прессуемых стальных соедините-
лей типа СС показала, что необходимая длина таких
соединителей по условиям прочности для разных сече-
ний стали составляет от 220 до 320 мм. Большая длина
таких соединителей с одной стороны требует большого
времени монтажа (опрессования), а с другой ведет
к увеличению длины алюминиевого корпуса в соедини-
телях для сталеалюминие-
вых проводов, так как
его полная длина опреде-
ляется не только длиной
прессуемых участков по
концам, по длиной сред-
ней части, которая не
прессуется и принимается
в зависимости от длины
стального соединителя. Кроме того, при монтаже сталь-
ных соединителей типа СС концы соединяемых про-
водов надо стыковать точно по середине соединителя,
что в полевых условиях весьма сложно проконтро-
лировать.
В настоящее время разработаны и выпускаются
новые стальные соединители, в которых концы соеди-
15-20
!Йийия»аяя1б|
Рис. 5-28. Стальной укороченный
соединитель с введенными врас-
плет концами провода.
няемых стальных тросов или сердечников сталеалюми-
ниевых проводов вводятся врасплет навстречу друг
другу на всю длину соединителя (рис. 5-28). В таких
соединителях усилие растяжения после опрессования
вызывает реакцию в виде сил, направленных на срез
гребешков желобков, образованных проволоками троса
на внутренней поверхности соединителя; сил, стремя-
щихся разорвать соединитель по продольной оси, и сил
трения проволок троса между собой. При этом необ-
ходимая минимальная длина соединителя уменьшается
примерно в 2 раза, а внутренний диаметр примерно
в 1,7 раза больше, чем у соединителей типа СС. Новые
соединители имеют марки СВС и выпускаются для про-
водов и тросов сечением 50—'150 мм2. Новые соедини-
тели по сравнению с соединителями марки СС сущест-
венно снижают время монтажа (в 2—3 раза), имеют
меньшую массу и большую прочность.
Применение соединителей СВС дало возможность
разработать также соединители нового типа для стале-
алюминиевых проводов сечением 240 мм2 и более. Эти
соединители имеют марку CAC-PIV. Порядок монтажа
423
таких соединителей в основном тот же, что и обычных
соединителей (рис. 5-26). Соединители типа CAC-PIV
обладают более высокими механическими и электриче-
скими характеристиками, повышают производительность
труда и упрощают монтаж проводов. Улучшение харак-
теристик этих соединителей объясняется повышением
прочности соединения сердечника, выполненного
врасплет, н увеличением контактной поверхности алю-
миниевого 'Корпуса с соединяемыми проводами за счет
уменьшения длины стального соединителя и увеличения
длины опрессовки алюминиевого корпуса.
Прессуемые контактные зажимы и соединители дол-
жны обеспечивать оптимальное значение коэффициента
опрессования. Коэффициентом опрессования ц называ-
ется отношение разности площадей сечения (провода и
зажима) до и после опрессования к площади сечения
до опрессования, %:
-100,	(5-2)
1 н
где ц — коэффициент опрессования; --площадь по-
перечного сечения провода п зажима до опрессова-
ния, мм2; Fq — площадь поперечного сечения провода и
зажима после опрессования, мм2.
Значение Fo определяется диаметром применяемых
матриц.
Так как объем металла соединителя при опрессова-
нии остается неизменным, а изменяются только форма
соединителя и его длина, можно считать, что коэффи-
циент опрессования равен также относительному удли-
нению соединителя при опрессовании,.%:
71 = 21__±_ . ЮО,	(5-3)
где /о — длина соединителя после опрессования; /„—
длина соединителя до опрессования.
В применяемых в настоящее время прессуемых за-
жимах, которые удовлетворительно работают в эксплуа-
тации, значения коэффициента опрессования равны: для
стали 15—22% и для алюминия около 10%.
Приведенные значения коэффициентов опрессования
зависят от величины зазора между проводом и стенка-
ми соединителя и верпы только при условии, когда от-
ношение диаметра отверстия в соединителе к диаметру
провода не превышает 1,06—1.1.
424
Ё ряде случаев при выявлении дефектных опрессо-
ванных соединителей в пролете (иа сталеалюминиевых
проводах сечением 300 мм2 и более) вырезка их при-
водит к мойтажу вставки нового провода и двух
соединителей вместо одного вырезанного. Увеличение
количества соединителей весьма нежелательно, поэтому
были разработаны ремонтные удлиненные соединители
для проводов АСУ-300 и АСУ-400 (типа СЛС-24 и
СЛС-23), предусматривающие демонтаж дефектных со-
единителей вместо вырезки.
Рис. 5-29. Схема монтажа удлиненного ремонтно-
го соединителя.
а—Ь, а'—Ь' — участки опрессования алюминиевой гильзы
зажима; Ь—с, Ь'—с' — участки опрессования стального
сердечника провода; с—с' — длина сплошной части
стальной детали зажима, раавная длине вырезанных
участков стального сердечника провода.
Демонтаж дефектного соединителя производится
при помощи гидравлических прессов типов ПО-ЮО, ПОА-200 или
МИ-1А. Для этого вместо матриц в пресс вставляется специальное
приспособление с ножами, описанное выше. Опрессованная алюми-
ниевая трубка дефектного зажима разрезается вдоль путем последо-
вательных обжатий ножами приспособления и удаляется с провода.
Стальная трубка дефектного соединителя либо вырезается ножовкой
путем отрезания стального сердечника провода в местах выхода из
опрессованной стальной трубки, либо также демонтируется с по-
мощью того же приспособления, где предварительно должны быть
заменены ножи. После этого концы провода подготавливаются для
монтажа, и производится опрессование удлиненных ремонтных со-
единителей по технологии, аналогичной описанной выше. При этом
концы стального сердечника и проволок алюминиевых повивов,
опрессованные ранее в старом соединителе, отрезаются и монтаж
производится по новой недеформированной поверхности стальных и
алюминиевых повивов (рис. 5-29). В отдельных случаях, если после
демонтажа алюминиевой трубки и вырезки стальной имеется воз-
можность стянуть концы проводов (имеет место недотяжка), то
вновь может быть смонтирован не ремонтный, а обычный соеди-
нитель.
При монтаже прессуемых зажимов особенно тщательно следят
за порядком опрессования, так как при нарушении этого порядка
иа проводе появляются так называемые «фонари» [вспучивание на-
ружных повивов провода на участках, примыкающих к зажиму
(рис. 5-30)]. «Фонари» появляются также при опрессовании зажимов
425
на недопустимо малом расстоянии друг от друга (короткая вставка,
монтаж соединителя вблизи от натяжного зажима и т. и.) или при
монтаже вставки провода, имеющей направление свивки, обратное
направлению свивки основного провода.
Наличие даже незначительных «фонарей» на проводах в пролете
совершенно недопустимо, так как распределение напряжений
в отдельных проволоках при этом резко изменяется и запас прочно-
сти в проводе значительно уменьшается.
Рис. 5-30. «Фонарь» па проводе АСО-500 в месте выхода из прессуе-
мого зажима.
Монтаж прессуемых переходных зажимов производится пресса-
ми МГП-12 или РГП-7М путем раздельного опрессования медной
части на медном проводе, а алюминиевой — на сталеалюмпниевом
или алюминиевом проводе. Опрессование производится от середины
зажима в сторону провода. Особо тщательно следует подбирать
матрицы и пуансоны, так как в отличие от овальных соединителей
здесь опрессовываются цилиндрические трубки. В табл. 5-2 приво-
Таблица 5-2
Выбор матриц для монтажа переходных
прессуемых зажимов
Медная часть за- жима для провода	Номера матриц и пуансонов	О S £ I «Л § S < S со < S	: Номера матриц	; и пуан- । сонов	i	। Медная j часть за- 1 । жима для j ' провода |	Номера матриц и пуансовов	Алюминие-^ вая часть зажима для про- ! вода	(	я £ X S S и
М-16	М-16	АС-35	М-50	М-95	М-95	АС-150	А С-150
М-25	М-25	АС-50	М-50	М-120	М-120	АС-185	АС-185
М-35	М-35	АС-70	М-95	М-150	М-150	А-70,	М-95
М-50	М-50	АС-95	М-150			А-95	
М-70	М-70	АС-120	М-185	М-185	М-185	А-120	М-150
				М-240	М-240	А-150	М-185
дятся номера матриц и пуансонов пресса МГП-12 для опрессования
медной и алюминиевой частей зажима.
Перед опрессоваиием цилиндрическим частям переходных зажи-
мов придается овальная форма путем легкого постукивания молот-
ком, с тем чтобы диаметр по наименьшей оси уменьшился на 2—4 мм
[5-2]. Это необходимо для более плотного опрессования проводов.
< При монтаже переходных аппаратных зажимов для присоедине-
ния проводов к медным деталям аппаратов или при необходимости
разъемных соединений в петлях алюминиевая часть зажима опрессо-
вывается аналогично описанному выше на сталеалюминиевом или
426
алюминиевом проводе, а медная часть в виде планки («лапы»)
с отверстиями присоединяется с помощью болтового соединения.
Монтаж болтовых контактных зажимов произ-
водится вручную с помощью двух гаечных ключей соответствующего
размера. Болты в таких зажимах для надежности соединения прово-
дов должны иметь гайку и контргайку, а также разрезные пружи-
нящие шайбы. Затяжка гаек болтов должна быть по возможности
более плотной. Однако при монтаже болтов алюминиевых зажимов
чрезмерная затяжка болтов может привести к вытеканию алюминия
из-под шайб. Мягкий алюминий многопроволочных проводов особен-
но сильно подвержен текучести под плашками зажимов при затяги-
вании болтов этих зажимов.
Усилие нажатия, создаваемого в болтовом соединении, опреде-
ляется сечением болта, прочностью его материала и величиной уси-
лия затяжки. Если затяжка будет производиться с усилием, превы-
шающим допустимое напряжение материала болтов, болт будет вы-
тягиваться и необходимое усилие нажатия получить не удается. Во
избежание этого следует либо применять гаечные ключи с регули-
рующим моментом затяжки, либо применять специальные нажимные
и пружинные шайбы.
Момент загяжки па ключе рекомендуется определять прибли-
женно по формуле, H-см:
—0,5^Ут^"^,
ы, а затем несколько ослаоляя за-
Рис. 5-31. Шунтирующая перемыч-
ка, наложенная на провод с по-
мощью изолирующих штанг.
/ - место повреждения; 2 —- болтовые
зажимы с изолирующими штангами;
3 — провод перемычки.
где От — предел текучести материала болта, Н/см2; d — диаметр
болта, см. Обычно величина Л1)£Л не превышает 4,5—5,0 кН-см.
Для увеличения площади, воспринимающей усилие нажатия бол-
тов, под головку и гайку болта подкладывают специальные стальные
шайбы, имеющие увеличенный наружный диаметр и толщину. Так,
при диаметре болтов 10—12 мм наружный диаметр шайб — 30—
32 мм, а толщина 4 мм, для болтов диаметром 16 мм—соответствен-
но 40 и 6 мм.
В случае применения пружинных шайб или специальных тарель-
чатых пружин по ГОСТ 3057-54 их наружный диаметр должен быть
меньше диаметра плоских шайб с увеличенным диаметром и толщи-
ной. Затяжку болтов в этом случае производят обычным гаечным
ключом до спрямления пружин
тяжку (на '/12 оборота).
Иногда возникает необхо-
димость установки на провода
с помощью болтовых зажимов
временных шунтирующих пере-
мычек. Такие шунтирующие
перемычки на провод, имею-
щий какое-либо местное по-
вреждение, или соединитель,
находящийся в аварийном со-
стоянии, могут быть установле-
ны как на отключенной линии,
так и на линии, находящейся
под напряжением. В первом
случае используют обычные
плашечные болтовые или «клы-
ковые» зажимы, которые це-
427
лесообразно устанавливать без опускания провода, с телескопи-
ческой вышки. Во втором случае та же работа должна произво-
диться либо с изолирующих устройств с касанием человека к прово-
ду, находящемуся под напряжением, либо путем установки специаль-
ных болтовых зажимов при помощи изолирующих штанг. В качестве
этих зажимов можно использовать зажимы для наложения зазем-
ления, к которым вместо заземляющего проводника прикрепляется
провод шунтирующей перемычки (рис. 5-31). Наложение шунтирую-
щей перемычки в этом случае производится одновременно по обе
стороны от дефекта при помощи двух штанг двумя монтерами.
5-6. ТЕРМИТНАЯ СВАРКА ПРОВОДОВ
Наиболее надежным и простым способом соединения
проводов воздушных линий является термитная сварка
с помощью специальных сварочных клещей и термитных
патронов. Термитная сварка дает цельнометаллическое
соединение концов проводов, и поэтому переходное
электрическое сопротивление в месте сварки, как пра-
вило, оказывается меньше электрического сопротивле-
ния целого провода.
Рис. 5-32. Общий вид и
конструкция термитных
патронов.
а - общий вид; б — пат-
рон для алюминиевых и
сталеалюминисвых прово-
дов; в — патрон для мед-
ных проводов; / — кокиль;
2 - вкладыш; 3 — термит-
ная масса; 4 ..- концы сва-
риваемых п роводов.
Термитный патрон для сварки многопрово-
лочных проводов состоит из кокиля с вкладышем и на-
прессованной на кокиль термитной массы (рис. 5-32).
Патрон для медных проводов имеет кокиль .в виде
медной трубки и вкладыш из фосфористой меди БФ.
Патрон для алюминиевых и сталеалюмипиевых про-
водов имеет кокиль из листового железа толщиной 0,7—
428
1,2 мм и вкладыш из чистого алюминия марки АД-1.
Вкладыш запрессован в углубление кокиля.
Кокиль служит для равномерной передачи тепла при
сгорании термитной массы по всему сечению многопро-
волочных проводов и предохраняет от выгорания наруж-
ные повивы провода. Кроме того, кокиль предохраняет
от попадания в зону сварки вредных примесей термит-
ного железа, образующегося при сгорании термитной
массы, и формирует место сварки в виде правильного
цилиндра. Вкладыш из фосфористой меди или чистого
алюминия служит добавкой металла для заполнения
пустот между проволоками проводов при сварке. На-
личие вкладыша позволяет получить хорошее заполне-
ние металлом места сварки и добиться отсутствия рако-
вин. Маркировка термитных патронов принята по марке
свариваемых проводов. Для сварки алюминиевых про-
водов могут быть применены патроны для сталеалюми-
ниевых проводов. Так, патрон АС-50 может быть при-
менен для проводов А-50 и менее, патрон АС-70 — для
проводов А-95 и А-70, патрон АС-95 — для провода
А-Г20 и т. д.
Сварочные клещи и приспособления
представляют собой рычажную систему, которая под
действием пружин позволяет сжимать и подавать при
сварке навстречу друг другу концы свариваемых про-
водов внутри термитного патрона. В настоящее время
успешно используется ряд примерно равноценных кон-
струкций сварочных клещей или приспособлений
(рис. 5-33). Клещи изготавливаются двух типоразмеров:
один — для средних и малых сечений проводов и дру-
гой— для крупных сечений проводов (300 мм2 и более).
Масса клещей первого типоразмера для разных конст-
рукций составляет от 2,2 кг (рис. 5-33,а) до 4,7 кг
(рис. 5-33,6). Масса клещей второго типоразмера со-
ставляет 4,4—4,6 кг.
Вее сварочные клещи и приспособления состоят из
следующих основных частей: рамы с рукоятками 1, за-
жимного устройства для крепления свариваемых концов
проводов 2, пружин для подачи зажимного устройства
с регулирующими винтами 3 и защитного кожуха 4 для
защиты работающего от случайных ожогов.
Вначале пружины фиксируются в сжатом (или рас-
тянутом) положении, затем свариваемые концы про-
водов закрепляются вместе с термитным патроном в за-
429
жимах, освобождаются запоры, удерживающие пружи-
ны, и после сгорания термитной массы шатропа проис-
ходят .подача и сварка концов проводов. При необходи-
мости производится дополнительная ручная подача.
Рис. 5-33. Сварочные
приспособления.
а - конструкция ЦВЛ Мос-
энерго: б--конструкция за-
вода РЭТО Мосэнерго; в
конструкция Перловско! о
механического завода.
430
Клещи для термитной сварки проводов должнь!
транспортироваться в специальных ящиках, в которых,
помимо клещей, рекомендуется хранить щетки из кардо-
ленты и напильники для зачистки концов проводов перед
сваркой, бандажную проволоку и шнуровой асбест.
Подготовка концов проводов при термит-
ной сварке имеет большое значение для получения хоро-
шего сварного соединения. Концы проводов тщательно
очищают от грязи, обезжи-
ривают в 'бензине и просу-
шивают. Обезжиривание
(удаление смазки) является
одним из важнейших эле-
ментов подготовки проводов
для сварки, так как при го-
рении смазки или остатков
бензина в зоне сварки обра-
зуются газы, препятствую-
щие хорошему заполнению
места сварки расплавленным
металлом, и сварка получа-
ется некачественной из-за
наличия значительных рако-
впп. Концы свариваемых
проводов должны быть акку-
ратно оторцовапы, с тем
чтобы плоскость среза бы-
ла равнойп строго перпенди-
кулярной оси провода. При
неправильном оторцевании
(косой срез, выступание
стального сердечника и т. и.)
после сгорания патрона и
расплавления вкладыша кон-
цы проводов под действием
пружин сойдутся и упрутся
стальными сердечниками
други друга. При этом концы
проводов могут сдвинуться в
киль, не успев образовать сварного соединения. Оторце-
вание проводов следует производить между двумя туги-
ми бандажами, которые будут препятствовать смещению
отдельных проволок провода. Резка провода может осу-
ществляться либо тросорезом, либо ножовкой. Наи-
431
Рис. 5-34. Инструмент для рез-
ки провода.
а — рукоятка с диском; б — держа-
тель; в — инструмент в сборе.
патнопе и пазоушить ко-
большие трудности представляет разрезание стального
сердечника сталеалюминиевых проводов.
В Мосэнерго разработан специальный ручной инстру-
мент для резки провода (рис. 5-34). Принцип работы
инструмента аналогичен труборезу. Разрезание провода
осуществляется диском, подача которого производится
винтом и гайкой (рис. 5-34щ). Провод при этом надеж-
но закрепляется в держателе, в который вставляется
втулка для данного сечения провода (рис. 5-34,6).
Рукоятка с диском закрепляется па держателе специ-
альным роликом (рис. 5-34,в). В процессе работы руко-
ятка с диском вращается вокруг держателя и одновре-
менно производится подача диска к проводу. При этом
происходит разрезание провода. Проволоки стального
сердечника надрезаются, а затем обламываются.
Для сталеалюминиевых проводов малых и средних
сечений (до 240 мм2) успешно применяется обламывание
стального сердечника. Для этого после наложения двух
плотных бандажей на расстоянии 15—20 мм друг от
друга ножовкой разрезают алюминиевые повивы и слег-
ка надрезают стальные проволоки наружного новива
сердечника. После этого, взяв концы проводов за бан-
дажами в обе руки, несколькими перегибами переламы-
вают проволоки стального сердечника. Концы стальных
проволок после перелома легко забивают молотком за-
подлицо с плоскостью среза алюминиевых повивов.
Такой метод намного сокращает время -подготовки кон-
цов проводов.
Перед надеванием патрона на концы проводов по-
следние аккуратно запиливают напильником и освобож-
дают от заусенцев. Концы проводов должны свободно
без заедания входить в кокиль патрона, так как в про-
тивном случае при сварке может не произойти подача
проводов. В термитных патронах, предназначенных для
сварки 'сталеалюминиевых проводов сечением 120 мм2
и более, осторожно просверливают отверстие диаметром
6—16 мм по центру термитной массы на всю глубину
до алюминиевого вкладыша.
После надевания патрона концы проводов заводятся
в кокиль до упора во вкладыш и вместе с патроном
закрепляются в зажимном устройстве -сварочных клещей
так, чтобы термитный патрон был посередине между
зажимными скобами. Термитный патрон располагается
разрезом кокиля кверху. После установки проводов
432
й клещах с заведенной пружиной на пройодй у Торцов
кокиля накладывают уплотнения из шнурового асбеста
и освобождаютУпружины клещей. Таким образом, про-
вода и клещи подготавливают к сварке.
Сварка проводов происходит после зажигания
патрона специальной термитной спичкой со стороны не-
плотной термитной массы, обозначенной краской или
ярлыком.
При сгорании термитной массы плавится вкладыш,
под действием усилия пружин концы проводов сближа-
ются (подача клещей), расплавленный металл вклады-
ша и концов провода ,(алюминиевого) перемешивается,
разрушается оксидная пленка и происходит сварка
сращиваемых концов проводов. Подача клещей должна
быть плавной и двусторонней; если этого не происходит,
то надо помочь передвижению концов проводов усилием
рук, оперируя рукоятками клещей. Общая подача долж-
на быть нс менее толщины вкладыша патрона.
При этом с каждой стороны величина подачи равна
половине толщины вкладыша плюс 2—5 мм.
В течение всего процесса сварки до остывания шла-
ка от сгоревшей термитной массы провода должны быть
в горизонтальном положении во избежание вытекания
расплавленного металла из зоны сварки.
После сгорания термитного патрона на сталеалюми-
пиевых проводах сечением 120 мм2 и более в вертикаль-
ное отверстие раскаленного шлака вводится алюминие-
вая присадка в виде алюминиевого прутка или отдель-
ных проволок провода, очищенных от грязи и обезжи-
ренных. Присадка под действием температуры плавится
и поступает в зопу сварки. Кроме того, присадкой про-
изводится перемешивание жидкого алюминия в зоне
сварки, что способствует выходу наружу образовавше-
гося шлама. Перемешивание металла производят в те-
чение всего времени, при котором алюминий находится
в жидкой фазе. Благодаря применению присадки каче-
ство сварного соединения повышается и усадочная
раковина в зоне сварки практически не образуется.
Вынимать провода из клещей разрешается лишь
после полного остывания шлака. После этого шлак раз-
бивается ударом молотка и удаляется с кокиля. Сварка
медных проводов на этом закапчивается (рис. 5-35).
При сварке сталеалюминиевых и алюминиевых прово-
дов, кроме того, при помощи кусачек разводят и удаля-
28-548
433
ют железный кокиль. После этого зачищает место свар-
ки щеткой из кардоленты и напильников снимают на-
плавы и заусенцы (рис. 5-36).
При сварке медных проводов плавится лишь вкла-
дыш, а проволоки провода плавятся только при сварке
медных проводов сечением до 50 мм2. Фосфористая медь,
заполняя пустоты между отдельными проволоками,
Рис. 5-35. Общин вид сварного соодппспня мед-
ных проводов.
Рис. 5-36. Общий вид сварного соединения стале-
алюминиевых и алюминиевых проводов.
а АС-150; б — А-70.
медным кокилем п проволоками наружного повива,
а также между торцами свариваемых проводов, создает
тем самым одно монолитное соединение свариваемых
концов проводов и медного кокиля. При сварке алюми-
ниевых проводов плавятся и вкладыш и концы проволок
алюминиевого провода, образуя монолитное сварное
соединение в виде алюминиевого цилиндра.
При сварке сталеалюминиевых проводов происходит
сварка только алюминиевой части провода. Стальной
сердечник не сваривается, и его проволоки под дейст-
вием тепла расходятся. При подаче клещей стальные
проволоки одного конца провода могут входить в сталь-
434
ной сердечнйк другого конца провода. Внешний вид
сварки сталеа^юминиевых проводов ничем не отлича-
ется от сварки алюминиевых проводов.
Прочность сварного соединения медных проводов
составляет 60—75%, а сталеалюмипиевых проводов — от
30 до 70% (прочности целого провода.
К о н т р о ль сварного со ед и н е н и я производит-
ся сразу же после окончания аварки. Качество сварного
соединения концов проводов определяется наружным
осмотром и опробованием прочности от руки, а также
измерением переходного электрического сопротивления.
Качественное сварное (соединение не должно иметь рако-
вин и каверн на глубину более У3 от диаметра, пережога
отдельных проволок наружного повива и не должно
ломаться при (перегибах концов сварных проводов от
руки.
Если сварка не удовлетворяет одному из указанных
требований, она подлежит вырезке, и провода сварива-
ются вновь.
Каждое сварное соединение должно или непосредст-
венно после монтажа на вновь строящихся линиях, или
после включения линии в работу после ремонта прове-
ряться путем измерения переходного электрического
сопротивления. Если при этом окажется, что коэффици-
ент дефектности будет больше 1,2, то такая сварка
должна быть вырезана и произведена вновь.
Недоброкачественная сварка происходит по следую-
щим причинам:
плохая подготовка провода (неудовлетворительное
оторцевание и обезжиривание, заедание проводов в пат-
роне и т. и.);
применение неисправных сварочных клещей;
применение дефектных термитных патронов (про-
дольные трещины и др.);
недостаточная подача клещей при сварке;
отсутствие асбестовых уплотнений;
чрезмерная ручная подача, приводящая к поломке
патрона;
неправильное (негоризонтальное) положение свароч-
ных клещей во время сварки;
зажигание термитного патрона со стороны плотной
массы, что ведет к его откалыванию в процессе горения.
Опыт применения термитной сварки показывает, что,
несмотря на простоту технологии, сварка проводов тре-
28*	435
бует очень строгого выполнения последовательности
исполнения отдельных операций.
Монтаж сварных соединений в петлях
очень прост, так как, помимо аварки проводов встык
описанным выше способом, не требуется больше никакой
контактной арматуры. При этом в практике имели место
случаи сварки в петлях переходных опор проводов раз-
ных сечений. Так, патроном для провода АС-150 были
сварены концы проводов АС-1'50 и АС-1'20, а патроном
АСУ-400 были сварены концы проводов АСУ-400 и
АС-150. Для этого на конец провода меньшего сечения
делалась подмотка алюминиевой фольги или наклады-
вались дополнительные отрезки проволок от того же
провода на толщину, равную разности диаметров
соединяемых проводов. После такой подготовки концов
проводов производилась сварка и получалось монолит-
ное сварное соединение проводов разных сечений.
В практике эксплуатации старых линий 220 кВ, па
которых в петлях анкерных опор смонтированы разъем-
ные прессуемые контактные зажимы, состоящие из двух
алюминиевых наконечников, соединенных па болтах,
часто выявляются дефектные контакты в болтовом
соединении таких зажимов. При этом требуются отклю-
чение линии, разборка и ревизия болтовых контактов.
Кроме того, по существующей периодичности болтовые
контакты требуют замеров, тогда как все остальные кон-
тактные зажимы на этих линиях могут не замеряться.
Указанные обстоятельства привели к тому, что в настоя-
щее время на ряде линий 220 кВ при капитальных ре-
монтах производятся вырезка таких разъемных болтовых
зажимов в петлях анкерных опор и замена их сварными
соединениями. При этом контактный зажим вырезается
путем разрезания провода петли в месте выхода из
опрессованных наконечников ножовкой или тросорезом.
Оставшиеся концы проводов, если длина петли оказыва-
ется достаточной, стягиваются и свариваются встык
согласно описанной выше технологии. Если длина петли
не позволяет подтянуть концы проводов, то на место
вырезанного контактного зажима монтируется вставка
провода той же длины. При этом производятся две свар-
ки по обоим концам вставки.
За семичасовой рабочий день бригада из 4 чел вы-
полняет до 15 соединений в петлях опор с вырезкой
смонтированных болтовых зажимов и монтажом вставки.
436
Термитную сварку в петлях анкерных опор можно
производить или с телескопической вышки, или с траверс
опор (рис. 5-37). Сварку проводов в петлях на средней
фазе при горизонтальном расположении проводов на
опоре проще производить с монтажной доски, укреплен-
ной на траверсе. Состав бригады — 2—4 чел.
Рис. 5-37. Термитная сварка в петле на анкерной
опоре линии НО кВ.
Монтаж сварных соединений в проле-
тах выполняется совместно с опрессовкой соедините-
лей. При этом сварка в основном дает хороший пере-
ходный электрический контакт, а соединитель главным
образом обеспечивает достаточную механическую
прочность соединопия.
На проводах малых и средних сечений (до 240 мм2)
при использовании овальных соединителей сварное
соединение выполняется в виде петли или вставки.
Соединение в виде петли (рис. 5-3§) представляет
собой опрессованный обычным способом овальный соеди-
Рис. 5-38. Сварное соединение проводов в пролете
в виде петли.
437
цитель, в котором концы сращиваемых проводов выпу-
щены из соединителя и сварены встык, образуя замкну
тую петлю.
При монтаже овального соединителя концы проводов
выпускают из соединителя не менее чем на его дли-
ны. После монтажа овального соединителя выпущенные
концы проводов подготавливают для сварки и произво-
дят сварку, как это описано выше.
Соединение в виде петли при монтаже нового прово-
да, при замене или перемонтаже старого провода следу-
Рис. 5-39. Сварка провода
в пролете с телескопической
автовышки.
ет производить в два этапа.
Сначала производится
сращивание проводов оваль-
ными соединителями, а вы-
пущенные концы проводов
закрепляются вдоль соеди-
няемых проводов проволоч-
ными бандажами. В таком
положении производят рас-
катку, отметку и монтаж про-
водов, при этом соединения
проводов легко проходят
через раскаточпые ролики
па промежуточных опорах.
После окончания монтажа
проводов производят сварку
выпущенных из соедините-
лей концов проводов с теле-
скопической вышки (рис.
5-39).
При локальных ремонт-
ных работах (вырезка дефе-
ктного контактного зажима
пли участка провода) свар-
ное соединение в виде петли
выполняется сразу целиком.
Преимуществами сварно-
го соединения в виде петли
являются простота монтажа и легкость контроля качест-
ва сварки. Недостатками таких соединений являются
невозможность протягивания через раскаточные ролики
и необходимость при монтаже нового пли замене старого
травода производить монтаж соединения проводов в два
этапа.
438
Другим вариантом сварочного соединения проводов в пролете
является соединение проводов со вставкой отрезка провода тон же
марки (рис. 5-40). Монтаж такого сварного соединения выполняется
следующим образом. Сначала на концы сращиваемых проводов на-
девают по одному овальному соединителю и (производят сварку этих
концов встык, как это описано выше. Производят контроль качества
сварки. После этого вставляют в овальные соединители отрезок про-
вода длиной не менее трехкратной длины овального соединителя.
Затем опрессовывают соединители с таким расчетом, чтобы место
сварки проводов оказалось посередине между ними. При монтаже
этих овальных соединителей провод со сваркой между соединителя-
Рис. 5-40. Сварное соединение в пролете со вставкой.
ми несколько ослабляется, для того чтобы тяжение по проводам
в основном воспринималось проводом вставки, а не сварным соеди-
нением. Недостатком такого соединения является дополнительный
расход овальных соединителей и провода.
Однако при монтаже новых линий такое соединение более целе-
сообразно, особенно при применении опрессованных овальных соеди-
нителей, имеющих длину в 2 раза меньше применяемых стандартных
овальных соединителей пр>н монтаже их обжатием.
Испытания механической прочности сварных соединений в про-
лете со вставкой показали, что при применении овальных и прессуе-
мых соединителей длина их для сталеалюминиевых проводов может
быть еще уменьшена до */з длины стандартного соединителя.
Таблица 5-3
Характеристика сварных соединений в пролете со вставкой
Марка сваривае- мых про- водов	Размеры овального соедини- теля				Марка сваривае- мых про- водов	Размеры овального соедини- теля		
	Длина, мм	Расстоя- ние меж- ду осями соседних В/КП МОН. мм	Ко ( [J.K	ШЧР- гно Н \ЮВ		Длина, мм	Расстоя- ние меж- ду осями соседних вжимов, мм	Количе- ство вжимов
АС-35	112	35		з	АС-120	301	37	8
АС-50	138	32		4	АС-150	310	37	8
АС-70	164	32		6	АС-185	344	33	10
АС-95	228	36		6	АС-240	532	35	12
439
Ё табл. 5-3 даны характеристики овальных соединителей для произ-
водства сварного соединения в прологе со вставкой.
На сталеалюминисвых проводах крупных сечений (300 мм2 и
более), имеющих в качестве соединителей прессуемые цилиндриче-
ские трубки, монтаж сварного соединения упрощается и выполняется
следующим образом. На один из концов сращиваемых проводов на-
девают зачищенную н смазанную внутри алюминиевую трубку со-
единителя, концы проводов тщательно подготавливают для сварки
и производят сварку проводов встык. Затем производят контроль
качества сварки, запиливают наплывы и подготавливают провод для
Рис. 5-41. Сварное соединение в пролете с примене-
нием прессуемого соединителя.
а -- общий вид смонтированного соединения; б схем.ч;
/ — провод; 2—сварка; 3 алюминиевая трубка.
опрессования (очистка, смазка и зачистка под вазелином щеткой).
Надвигают алюминиевую трубку па место соединения проводов так,
чтобы сварка была строго посередине длины алюминиевой трубки.
После этого, отступив от середины на 100 мм, производят в обе
стороны последовательное опрессование алюминиевой трубки в на-
правлении от середины к ее концам. На рис. 5-41 приведены схема
и общий вид такого сварного соединения. Механическая прочность
такого соединения оказывается более 90% прочности целого прово-
да. Произведенные длительные испытания таких сварных соединений
на проводах действующих линий АСУ-400 (ВЛ 220 кВ), АСО-480
(ВЛ 500 кВ) и АСО-600 (ВЛ 750 кВ) показали, что никаких дефор-
маций провода и алюминиевой трубки с течением времени не на-
блюдается.
Б е з о п а с н о с т ь р а б о т п р и т е р м и т ,п ой свар-
ке проводов легко обеспечивается соблюдением элемен-
тарных дополнительных требований. Термитные патроны
и спички транспортируются в специальных металличе-
ских коробках. В случае загорания термитных патронов
их нельзя тушить водой, необходимо пользоваться
песком или огнетушителями. Хранить термитные патро-
ны следует в сухих отапливаемых помещениях отдельно
440
от возгораемых и легковоспламеняющихся предметов и
веществ при температуре не ниже + 16°С. В 'связи с тем,
что при сварке развивается температура более 200|0РС
и имеет место вредное для глаз световое излучение,
аварку производят обязательно в темных очках с синими
стекл ами.
При сварке в сухую жаркую погоду принимают все
меры предосторожности от возгорания деталей деревян-
ных опор, а также сухой травы при попадании на нее
кусков неостывшего шлака от термитных патронов.
Техник о-э кономические показатели
с в а р н ы х с о е д и н е н и й п р о в о д о в намного превос-
ходят показатели других видов контактных соединений.
В силу создания цельнометаллического контакта,
сопротивление 'которого пе меняется с течением времени,
сварные соединения не требуют периодических замеров.
Отказ от таких замеров из расчета существующей пери-
одичности замеров контактов дает экономию в среднем
не менее 400 руб. па 1000 соединений в год. Кроме того,
исключается такая работа, как ремонт пли вырезка де-
фектных контактных зажимов. Таким образом, приме-
нение сварных соединений позволяет снизить трудозатра-
ты и удешевить эксплуатацию линий.
Применение сварных соединений в петлях опор поз-
воляет отказаться от применения каких-либо контактных
зажимов. Это дает экономию, равную разности стоимо-
стей контактного зажима и термитной сварки: для про-
водов малых и средних сечений — пе менее 1,5 руб., а для
проводов крупных сечений — не менее 12 руб. на одно
соединение. Кроме того, повышается производительность
труда при монтаже провода, так как выполнение свар-
ных соединений в петлях анкерных опор требует в 3 раза
меньше времени, чем монтаж прессуемых соединителей.
Глава шестая
ЗАЩИТА ЛИНИЙ ОТ АТМОСФЕРНЫХ
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
6-1. ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Атмосферные (внешние) перенапряже-
ния являются следствием прямого поражения молнией
проводов воздушных линий или индукции, обусловлива-
ющей появление воли перенапряжений на проводах при
441
разрядах на землю вблизи воздушных линий. В первом
случае перенапряжения возникают при прохождении
больших токов молнии через пораженный объект, а во
втором—при резких изменениях электрического поля
лидерного канала молнии во время нейтрализации его
избыточных зарядов. В связи с этим различают перена-
пряжения «прямого удара» и индуктивные. Величина
Рис. 6-1. Разряд молнии вблизи лишне
атмосферных перенапряжений определяется параметра-
ми молнии и электрическими характеристиками линии,
а в случае индуктированных перенапряжений, кроме
того, и расстоянием от места грозового разряда до линии.
На рис. 6-1 приведена картина разряда молния
вблизи воздушных линий. При разряде молнии в провода
442
линии амплитуда перенапряжений достигает нескольким
миллионов вольт, пто неизбежно влечет за собой импуль-
сное перекрытие изоляции на опорах. Амплитуда индук-
тированных перенапряжений значительно меньше и лишь
в редких случаях достигает величины 500—600 кВ.
Разряд молнии, обусловливающий прохождение тока
молнии через тело опоры и заземлитель, может привести
к так называемому обратному перекрытию изоляции.
Дело в том, что ток молнии, достигающий величины
сотен килоампер, при прохождении через сопротивления
опоры и заземлителя вызывает появление на элементах
опоры очень высоких потенциалов, приводящих к пере-
крытию линейной изоляции со стороны опоры.
В результате импульсного перекрытия изоляции иони-
зируются прилегающие к каналу разряда слои воздуха,
и вдоль поверхности изоляции загорается электрическая
дуга рабочего напряжения. При устойчивом горении
этой дуги линия отключается. При определенных услови-
ях может и не произойти перехода импульсного пере-
крытия в устойчивую дугу короткого замыкания.
Экспериментальные работы [6-15] и опыт эксплуата-
ции ВЛ показали, что основными факторами, определя-
ющими возможность устойчивого горения дуги, являются
соотношения рабочего и безопасного градиентов напря-
жения вдоль пути перекрытия, а также скорость восста-
новления 'Напряжения.
Рабочий градиент напряжения определяется по фор-
муле, кВ/м:
£р-=А-'	(б-О
413
где UM — максимальное значение рабочего напряжения,
кВ; /пз — длина пути перекрытия по изоляции (дереву,
фарфору, воздуху), м.
Величина рабочего градиента определяет количество
энергии, поступающей в силовую дугу из сети. Безопас-
ный градиент напряжения, при котором вероятность
перехода импульсного перекрытия в силовую дугу очень
мала, был установлен экспериментальным путем. Вели-
чина безопасного градиента зависит от среды, в которой
горит дуга. Так, при горении дуги в воздухе или по
поверхности фарфора величина безопасного градиента
,ф== 10 кВ/м, при горении вдоль поверхности древесины
£б.д= 15ж20 кВ/м.
443
Исследования показали, что чем больше отношение
£р/£б, тем больше вероятность перехода импульсного
перекрытия в устойчивую силовую дугу. На линиях с ме-
таллическими опорами, где EvIEq = 7, грозовые отключе-
ния происходят часто.
На линиях НО кВ с деревянными опорами, .где отно-
шение Ер/Еб = 2,0, отключения наблюдаются значительно
реже. Линии 35 кВ па деревянных опорах отключаются
чрезвычайно редко, так как для них величина отношения
рабочего градиента к безопасному близка к единице.
При грозовых перенапряжениях иногда наблюдаются
очень сильные повреждения элементов линии, приводя-
щие .к нарушениям нормальной работы электрических
сетей.
В результате развития импульсного разряда вдоль
поверхности древесины последняя подвергается щеплс-
пию, а в отдельных случаях — возгоранию. Прохождение
тока молнии по проводам линии электропередачи сопро-
вождается соответствующим тепловым эффектом.
Однако расчеты и наблюдения показывают, что
вследствие чрезвычайной кратковременности ток молнии
не представляет опасности для проводов. Повреждение
отдельных проволок проводов и грозозащитных тросов в
результате соприкосновения их с каналом молнии, темпе-
ратура которого может достигать 17 000°С, не приводит
к значительной потере механической прочности провода
или троса. Импульсный разряд вдоль гирлянды изолято-
ров может вызвать при наличии внутренних дефектов
разрушение фарфора ив отдельных случаях — разрыв
чугунной шапки изолятора.
Значительно большие повреждения испытывают эле-
менты линий электропередачи в результате воздействия
на них дуги рабочего напряжения и сопровождающего
тока короткого замыкания. С ростом мощности энерго-
систем участились случаи пережога проводов и тросов в
подвесных зажимах при грозовых перенапряжениях.
Силовая электрическая дуга, переходя с гирлянды
изоляторов на провод, в месте соприкосновения повре-
ждает многопроволочные провода. Развитие силовой дуги
по поверхности фарфоровых изоляторов вызывает аиль-
ные ожоги глазури, растрескивание ее, а в отдельных
случаях — значительные разрушения фарфора.
Если в гирлянде, по которой развивается электриче-
ская дуга, имеются изоляторы с. внутренними дефектами
444
(трещины фарфора, цемента, пористость фарфора и
т. и.), то нередко имеют место разрывы чугунных шапок
изоляторов и расцепление гирлянды. Электрическая дуга
рабочего напряжения вызывает сильные оплавления
металлических деталей и арматуры.
6-2. СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ ОТ АТМОСФЕРНЫХ
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
а)	Область применения
Отключения линий электропередачи вследствие ат-
мосферных перенапряжений могут привести к нарушению
нормальной работы потребителей, а также требуют до-
полнительных затрат времени на ревизии коммутацион-
ных аппаратов, на осмотры элементов линий электропе-
редачи. Поэтому для сокращения количества грозовых
отключений и повреждений все линии электропередачи
оборудуются комплексом специальных средств для защи-
ты от атмосферных перенапряжений. К их числу следует
отнести выбор рациональных конструкций опор и изоля-
ции; стержневые и тросовые молниеотводы; трубчатые
разрядники и искровые промежутки; выбор рациональ-
ных конструкций заземлителей, а также внедрение
быстродействующих релейных защит и автоматического
повторного включения. Для сравнительной характеристи-
ки грозоупорности отдельных линий и оценки эффектив-
ности технических средств грозозащиты вводится понятие
грозоупорности как удельного числа грозовых отключе-
ний на 100 км линий и 100 грозовых часов.
Характеристики гровоунорности ВЛ 35—500 кВ [6-11]
приводятся >в табл. 6-1.
Как показал многолетний опыт эксплуатации линий
35—500 кВ Советского Союза, расчетные цифры близких
данным эксплуатации. Если же в условиях эксплуатации
удельное число грозовых отключений по отдельным
линиям оказывается выше расчетных, необходимо тща-
тельно проанализировать эти случаи.
Исследованиями многократно поражаемых участков
установлено, что, как правило, наибольшее число пора-
жений при «избирательном» действии молнии приходится
на места с относительно хорошей проводимостью почвы
(края оврагов, водосбросы, места выхода подпочвенных
вод, зоны на границе между различными грунтами).
Это влияние выражается в форме встречного разряда,
445
Таблица 6-i
Характеристики грозоупорности ВЛ 35—500 кВ
Тип опор, наличие троса	Сопротив- ление. за- земления, Ом	Удельное число грозовых отклю- чений при напряжении ВЛ, кВ					
		35	110	150	220	330	500
Деревянная без троса	—	10	8,5	—	—	—	—
Одноцепная унифицирован-	5	—	2	1 ,2	1,2	0,8	
пая металлическая опора	10	—	3,0	2,0	2,0	1,2	—
с одним тросом	20		4,8	3,0	3,0	0,8	—.
Двухцепная ун ифициро ва и-	5		4,3	3	3	2,0	—
ная металлическая опора	10		6	4,0	>3	2,8	—,
с одним тросом	20		9	6,0	5,5	4	—
Металлическая опора пор-	5		—	—-	0,5	0,12	0,1
тального типа с двум$1	10	—	—				0,8	0,2	0,15
тросами	20	—	—		1,2	0,7	0,5
идущего от земли или связанных с ней предметов, и этот
встречный разряд оказывается тем интенсивней, чем
лучше проводимость почвы в местах его возникновения.
В местах «избирательного» действия грозовых разрядов
требуется установка наиболее эффективных средств за-
щиты от атмосферных перенапряжений.
б)	Тросовые и стержневые молниеотводы
Тросовые молниеотводы обеспечивают наиболее со-
вершенную защиту линий электропередачи от грозовых
перенапряжений, т. е. обеспечивают достаточно высокий
уровень грозоупорности. Обычно линии 110—500 кВ на
металлических и железобетонных опорах защищаются
тросами по всей длине. Линии электропередачи па дере-
вянных опорах 35—220 кВ, а также линии на металли-
ческих и железобетонных опорах до 35 кВ включительно
защищаются тросовыми мелниеотводами лишь на подхо-
де к подстанциям, а также на отдельных переходах и
пересечениях.
Кроме защиты проводов от прямых ударов, тросовые
молниеотводы способствуют снижению индуктированных
перенапряжений, а также уменьшают амплитуду и кру-
тизну фронта волн перенапряжений па подходе к под-
станциям.
446
Вероятность прорыва молнии на провод зависит от
величии «защитного угла», т. е. угла, образованного
вертикальной прямой, проведенной через точку подвески
троса, и прямой, соединяющей трос и защищаемый
провод.
При одинаковых защитных углах вероятность проры-
ва молнии на провод возрастает с высотой опоры.
Ориентировочно вероятность прорыва можно вычислить
но формуле
1g Тцр = Ц^-4,	(6-2)
где Vnp — вероятность прорыва; ho — высота опоры с
тросостойкой, м; а — защитный угол на опоре, град.
Рис. 6-2. Схема защитной	Рпс. 6-3. Зависимость расстоя-
зоны тросовых молчиеотво-	пня между тросом и проводом
цов и защитный угол.	в середине пролета от длины
пролета.
S — допустимое расстояние.
Многолетний опыт эксплуатации показывает, что при
углах « = 20-4-30° вероятность непосредственного пора-
жения проводов незначительна. При горизонтальном
расположении проводов (рис. 6-2) расстояние между
двумя тросами, чтобы обеспечить надежную защиту
среднего провода, не должно превышать пятикратного
расстояния по вертикали между проводами и тросами.
Перекрытие изоляции и отключение линии в случае
защиты ее тросовыми молниеотводами по всей длине мо-
жет произойти как вследствие прорыва молнии на про-
вод, так и вследствие обратного перекрытия при ударе
молнии в опору или трос.
447
Обратные перекрытия происходят при больших ампли-
тудных значениях тока молнии, больших сопротивлениях
заземления опор, больших индуктивностях опор или при
ослаблении изоляции на линии. Для того чтобы исклю-
чить перекрытия непосредственно между проводом и
тросом в середине пролета, расстояния по вертикали
между тросом и проводом без учета отклонения их вет-
ром должны быть не менее приведенных на рис. 6-3.
Следует иметь в виду, что при грозах, сопровождаемых
сильными порывами ветра, вероятность прорыва молнии
через тросовую защиту увеличивается. Это объясняется
тем, что тросы имеют обычно меньшую стрелу провеса,
чем провода, и поэтому меньше отклоняются под дейст-
вием ветра. В результате как бы увеличивается защит-
ный угол и повышается вероятность прорыва молнии.
В качестве тросовых молниеотводов обычно применя-
ют стальной оцинкованный трос сечением 35—95 мм2.
В районах с интенсивной коррозией металла, а также в
целях снижения электрического сопротивления подвеши-
ваются тросы из цветных металлов (бронза, алдрей)
или биметаллические (сталебронзовые, сталеалюмипи-
евые).
В некоторых энергосистемах имели место случаи
перегорания стальных грозозащитных тросов сечением
35—50 мм2 на подходах к подстанциям. Исследования
показали, что по мере развития энергосистем и роста
токов короткого замыкания следует производить провер-
ку термической устойчивости грозозащитных тросов и
принимать меры к снижению электрического сопротивле-
ния троса и переходных контактов, особенно в местах
присоединения заземлений.
На отдельных уникальных переходах через реки, за-
ливы грозозащитные тросы могут быть использованы
в качестве резервных проводов для передачи в аварий-
ных условиях хотя бы части нагрузки.
В этом случае сечение грозозащитных тросов выбира-
ется по условиям механической прочности и проверяется
по условиям длительного нагрева при заданной электри-
ческой нагрузке.
Для обеспечения лучших условий отвода тока молнии
заземление грозозащитных тросов осуществляется на
каждой опоре. На линиях до 150 кВ включительно, как
правило, выполняется глухое заземление тросов на всех
опорах, кроме анкерных, где для удобства замеров со'
448
противления заземления опор тросы крепятся к опорам
через изоляторы со съемными шунтирующими перемыч-
ками.
На линиях 220—500 кВ подвеска тросов как на про-
межуточных, так и на анкерных опорах осуществляется
через изоляторы с шунтирующими искровыми промежут-
ками величиной 40 мм (рис. 6-4). При этом глухое
заземление тросов производится, как правило,- в одной
Рис. 6-4. Подвеска грозозащитного троса на изо-
ляторах.
а — на анкерной опоре 500 кВ; б — на промежуточной
опоре 500 кВ; в — на промежуточной опоре 220 кВ.
точке анкерного участка. При этом тросы отдельных
участков имеют разрыв на анкерных опорах. Такая
подвеска тросов на линиях 220—500 кВ выполняется
для снижения потерь электрической энергии, возникаю-
щих от токов, наводимых в контурах трос—опоры,
вследствие электромагнитной индукции (рис. 6-5).
Кропление троса к металлическим опорам через
изолятор не снижает защитных свойств тросовых мол-
ниеотводов. Искровой промежуток, шунтирующий изэ-
29—548	449
лятор, пробивается еще в процессе формирования лиде-
ра разряда, так что к моменту разряда молнии в трос
последний оказывается заземленным через искровые
промежутки.
Искровой промежуток должен обеспечивать надеж-
ную изоляцию троса при различных метеорологических
условиях и не перекрываться наведенными напряжения-
Рис. 6-5. Схема подвески грозозащитных тросов и распре-
деление напряжения электромагнитной индукции по длине
участка.
а — глухое заземление в конце анкерного пролета; б —в середине
анкерного пролета; в—в двух точках анкерного пролета.
ми при любых режимах работы линии. На подходах к
подстанциям тросы должны иметь глухое заземление на
каждой опоре на протяжении 2—5 км в зависимости от
класса напряжения линий.
В тех случаях, когда на тросах оборудуется схема
плавки гололеда или тросы используются для антенного
отбора мощности и для высокочастотной связи по линии,
450
тросы также 'необходимо подвешивать на изоляторах,
шунтируемых искровыми промежутками.
Несмотря на высокую надежность тросовой защиты,
иногда от нее целесообразно отказаться, так как подвес-
ка тросов по всей длине приводит к удорожанию стои-
мости линий на 10—15% и при этом не дает ожидаемого
эффекта. Не рекомендуется применение грозозащитных
Рис. 6-6. Стержневые
молниеотводы.
а — металлический; б — де-
ревянный; в — зона защиты
стержневого молниеотвода.
тросов на участках трассы линий 110—330 кВ в особо
гололедных районах, где из-за провисания обледенев-
ших тросов имели место частые аварии. Нецелесообразна
тросовая защита линии на участках с низкой удельной
проводимостью грунтов, где нельзя добиться достаточно
низких значений сопротивления заземления, а также в
районах со слабой грозовой деятельностью при наличии
резервного питания потребителей; при сооружении вре-
менных участков линии и т. п.
29*	451
Стержневые молниеотводы на линиях электропереда-
чи применяются в основном для защиты отдельных опор
или пролетов в местах избирательного поражения мол-
нией, а также для защиты подходов линий, к которым
непосредственно (без трансформаторов) присоединены
вращающиеся машины. Стержневые молниеотводы изго-
тавливаются из металлоконструкций или древесины
(рис. 6-6). В качестве стержневых молниеотводов могут
быть использованы стволы железобетонных опор.
Деревянные молниеотводы изготовляются, как пра-
вило, из хвойного пропитанного леса.
В качестве оснований целесообразно использовать
железобетонные пасынки или металлические рельсы. Де-
ревянный молниеотвод заканчивается металлическим
шпилем, к которому подсоединяется заземляющий про-
водник, прокладываемый по стойкам и соединенный
с контуром заземления.
Для заземляющих проводников используется сталь-
ной трос или круглая сталь сечением не менее 35 мм2.
Зона защиты единичного стержневого молниеотвода,
обеспечивающая вероятность поражения защищаемого
объекта в пределах 0,001, определяется по формуле в
соответствии с рис. 6-6:
= Л—р,	(6-3)
1+-^-
1 Ла
где h — высота молниеотвода; hx — высота защищаемого
объекта; /га — активная высота молниеотвода (превыше-
ние молниеотвода над защищаемым объектом); гх—-ра-
диус зоны защиты на высоте hx от земли; р — поправоч-
ный коэффициент, равный при /?<ДЗО м единице и при
/г>30 м значению:
В тех случаях, когда необходимо защищать не только
отдельные опоры, но один или несколько пролетов,
устанавливается несколько стержневых молниеотводов
в шахматном порядке. Высота этих молниеотводов опре-
деляется специальным расчетом [6-14]. Эксплуатация
стержневых молниеотводов осуществляется таким же
порядком, как и отпор линий электропередачи.
452
в)	Трубчатые разрядники
Трубчатые разрядники представляют собой защитные
аппараты выхлопного типа многократного действия.
Принципиальная схема включения трубчатого разряд-
ника показана на рис. 6-7.
В трубке из газогенерирующего материала заключен
внутренний промежуток Si, образованный стер-
жневыми и кольцевыми электродами. Промежуток Si на-
зывается д у г о г а с я щ и м. Трубку отделяет от рабочего
напряжения внешний искровой п р о м е ж у-
т о к Sz.
Рис. 6-7. Принципиальная схема включения трубча-
тых разрядников.
При нарастании волны перенапряжений оба проме-
жутка пробиваются и импульсный ток отводится в землю.
По пути импульсной искры устанавливается ток рабочей
частоты, который в данном случае является током корот-
кого замыкания. Под действием высокой температуры
ствола дуги в трубке происходит интенсивное газогенери-
рование, которое ведет к охлаждению и деионизации
искрового промежутка Si. Давление в трубке нарастает
до нескольких десятков атмосфер. Газы, устремляясь к
открытому концу трубки, создают продольное дутье,
которое при первом же прохождении тока через нулевое
значение гасит дугу.
Для успешного гашения в трубке дуги сопровождаю-
щего тока необходимо достаточно интенсивное газообра-
зование, которое зависит от величины проходящего тока
и характеристик газогенерирующего материала. Нижний
предел отключаемого тока — это ток, при котором еще
происходит надежное гашение дуги за 0,01—0,02 с
(1—2 полупериода). Если же ток в трубке разрядника
будет очень велик, то слишком интенсивное газообразо-
453
ванне может привести к разрыву трубки. Поэтому для
разрядников устанавливается и верхний предел отклю-
чаемых токов. Оба предела отключаемых токов записаны
в паспорте трубчатого разрядника на металлическом
цоколе.
Например, маркировка разрядника РТФ....Q- озна-
чает, что фиб робаке литов ый трубчатый разрядник уста-
навливается на линии 110 кВ и может отключить ток
более 1,2 кАдейств и менее 7 кА действ-
Рис. 6-8. Защитное дей-
ствие трубчатого разряд-
ника.
1 — вольт-секундная характери-
стика разрядника; 2 — падаю-
щая на разрядник волна; 3 —
остаточное напряжение на раз-
ряднике.
Защитное действие трубчатого разрядника характе-
ризуется его вольт-секундной характеристикой и величи-
ной сопротивления заземления |(ри'с. 6-8).
Вольт-секундная характеристика определяет напря-
жение срабатывания разрядника, а сопротивление за-
земления— импульсное напряжение, остающееся на раз-
ряднике после его срабатывания.
Импульсное разрядное напряжение
трубчатого разрядника определяется величинами внеш-
него и внутреннего искровых промежутков. Величина
внешнего искрового промежутка выбирается по условиям
защиты изоляции и может регулироваться в определен-
ных пределах. В эксплуатации сейчас устанавливаются
следующие минимальные величины внешних искровых
промежутков для линий 3—220 кВ [6-12]:
3 кВ с изолированной нейтралью............................ 8	мм
6 кВ	„	„	.	  10	мм
10 кВ	„	„	„	  15	мм
20 кВ	.	„	„	  60	мм
35 кВ	„	,	„	 100	мм
60 кВ .	„	„	....................- . 200 мм
ПО кВ с заземленной нейтралью............................. 400	мм
150 кВ ,	.	„	......................... 450 мм
220 кВ.	.	„	......................... 500 мм
454
Уменьшение величины внешних искровых промежут-
ков хотя и улучшает условия защиты изоляции, но мо-
жет привести к срабатыванию разрядников при внутрен-
них перенапряжениях, а также к длительному воздейст-
вию на разрядник рабочего напряжения при плохих ме-
теорологических условиях.
Величина внутреннего искрового промежутка устанав-
ливается в соответствии с дугогасящими свойствами раз-
рядника. С изменением величины внутреннего искрового
промежутка изменяется импульсное пробивное напряже-
ние трубки разрядника и пределы разрываемых трубча-
тым разрядником токов. Поэтому величина внутреннего
искрового промежутка регламентируется для каждой
конструкции трубчатых разрядников.
Заземляющее устройство разрядника
обеспечивает отвод в землю импульсного тока и сопро-
вождающего тока короткого замыкания.
Для обеспечения надежной защиты изоляции и на-
дежной работы трубчатых разрядников при минималь-
ных расчетных значениях токов короткого замыкания ве-
личина R3 должна быть минимальной. Приближенно эта
величина может быть определена расчетным путем из
формулы
где /—наименьшая величина отключаемого разрядником
тока (ток нижнего предела), кА; U—линейное номиналь-
ное напряжение линии, кВ; R3— сопротивление заземле-
ния, Ом.
Рассчитанные по этой формуле величины R3 приво-
дятся в табл. 6-2.
Следовательно, выбирая в рекомендованных ПУЭ
пределах сопротивление заземления трубчатых разрядни-
ков 20—60 Ом, следует согласовывать его с типом труб-
чатого разрядника. В целях снижения остающихся напря-
жений и предотвращения повреждений линейной изоля-
ции и обратных перекрытий с заземляющего устройства
через разрядник на провод следует стремиться к сниже-
нию сопротивления заземления (если это не представляет
больших трудностей и не приведет к большим затра-
там) до следующих величин [6-12]:
1)	для трубчатых разрядников, установленных на
опорах подхода линий электропередачи к подстанции, для
средних грунтов — не более 10 Ом;
455
Таблиц а 6-2
Допустимы? величины сопротивлений заземления
для трубчатых разрядников
Тип труб чатого разрядника	Максимально допу- стимое сопротивле- ние заземления, Ом		Тип труб штого разрядника	Максимально допу- стимое сопротивле- ние зазем пения, Ом	
	при од- нофаз- ном ко- ротком замы- кании	при двух- фазном ко- ротком за- мыкании через землю на разных опорах		при од- нофаз- ном ко- ротком замы- кании	при двух- фазном ко- ротком за- мыкании через землю па разных опорах
ртф-нЦ 1,5-/	—	1	35 РТВ2Л0	—	о
Р™ 0,2-1,5	—	7	35 РТФ 1,8-10	—	10
РТФ 1,5-10	—	2	35 РТФ 0,8-5	—	22
РТФ0,5-4		6	60		
			РТФ 1 ,2-7		
Р™2Л2		1,5	ртф 60		38
			РТФ0,8-5		
10 РТВ 0,5-4		10	60		75
			РТФ0,4-2,2		
РТВ2Л2	—	2,5	РТВУ5^б	13	И
РТФ ——— 1 **0,5-7	—	10	РТФ2^5	32	14
РТВ——j 1 и 2-12		4	ПО	53	46
			РТФ 1,2-7		
20 РТВ57П		5	НО	80	68
			РТФ 0,8-5		
35 РТВУ5^20		3,5	ртф 110	160	137
			РТФ0,4-3,2		
456
2)	для трубчатых разрядников, установленных на
опорах линий электропередачи,— 10—20 Ом;
3)	для трубчатых разрядников, установленных на опо-
рах подходов линий к подстанциям и станциям с враща-
ющимися машинами, присоединенными к шинам данного
номинального напряжения,—около 3—5 Ом.
Как показал опыт эксплуатации линий 3—100 кВ, где
пе соблюдались эти условия, работа трубчатых разряд-
ников всегда сопровождалась отключением линий элект-
ропередачи.
е)
Рис. 6-9. Схемы включения трубчатых разрядников.
В различных энергетических системах разработано несколько
схем включения трубчатых разрядников (рис. 6-9). Наибольшее рас-
пространение получила схема на рис. 6-9,п, по которой установлен-
ные на каждой фазе трубчатые разрядники имеют одно общее за-
земление. Такая схема применяется при установке разрядников на
подходах к подстанции, а также при защите изоляции отдельных
опор.
При установке трубчатых разрядников на каждой опоре или
через опору на линии ПО кВ с деревянными опорами в целях сокра-
щения количества разрядников использовалась схема включения на
рис. 6-9,6. Величина внешних искровых промежутков и R3 выбира-
лись таким образом, чтобы исключить возможность обратных пере-
крытий с заземления па неповрежденные фазы после пробоя одного
промежутка.
На линиях 6—10 кВ с расположением проводов треугольником
в отдельных случаях применяется установка трубчатых разрядников
по схеме на рис. 6-9,в. Разрядник устанавливается на верхней фазе
в расчете на защиту нижних проводов верхним от прямых ударов
молнии. Расстояние между проводами выбирается по условиям
исключения обратных перекрытий с заземления на проводах ниж-
них фаз.
457
Для снижения вольт-секундных характеристик трубчатых раз-
рядников, устанавливаемых на подходах к подстанциям, осуще-
ствляется включение разрядников по схеме на рис. 6-9,г; где парал-
лельно разряднику включается дополнительная емкость (штыревой
изолятор соответствующего напряжения).
В тех точках сети, где токи короткого замыкания превышают
верхние пределы токов, разрываемых трубчатыми разрядниками,
разрядники включаются по схеме на рис. 6-9,д. В этом случае в цепь
тока короткого замыкания вводятся дополнительно последовательно
включенные сопротивления заземления различных фаз.
На участках с высоким удельным сопротивлением грунта >в слу-
чае защиты по всей длине линий с деревянными опорами, а также
для защиты изоляции на деревянных транспозиционных опорах при-
меняется иногда включение разрядников по схеме на рис. 6-9,е.
В сетях до 35 кВ включительно с изолированной нейтралью
трубчатые разрядники иногда устанавливаются только на двух
фазах по схеме на рис. 6-9,ж. На третьей фазе устанавливается от-
крытый искровой промежуток, дуга на котором по может гореть
вследствие компенсации емкостных токов дугогасящими катушками.
Открытый искровой промежуток устанавливается на одной и той
же фазе по всей длине линии.
Если не представляется возможным выбрать трубчатый разряд-
ник, пределы отключаемых токов которого -охватывали бы как одно-
фазные, так и двух- и трехфазные токи короткого замыкания в дан-
ной точке сети, рекомендуется включать трубчатые разрядники по
схеме на рис. 6-9,з.
Конструктивное выполнение всех приведенных схем включения
трубчатых разрядников не представляет трудностей и определяется
в основном типом опоры. Иногда трубчатые разрядники устанав-
ливаются на дополнительных траверсах (рис. 6-9,6, г, д, з), распо-
ложенных ниже проводов, или на специальных консолях.
г)	Конструкции трубчатых разрядников
В энергосистемах нашей страны в настоящее время освоены и
широко применяются фибробакелитовые разрядники типа РТФ и
винипластовые трубчатые разрядники типов РТВ и РТВУ. Конструк-
ция фибробакелитового трубчатого разрядника типа РТФ приведена
на рис. 6-10.
Для придания трубке необходимой механической прочности па
нее намотана бакелизированная бумага. Характерной особенностью
фибробакелитовых разрядников является наличие резервуара (ка-
меры) у закрытого конца трубки. Во время горения дуги во внутрен-
нем искровом промежутке камера заполняется газами под высоким
давлением. При прохождении тока через нулевое значение давление
в промежутках падает. Газы устремляются с большей скоростью из
камеры к выхлопному отверстию и создают чрезвычайно интенсив-
ное продольное дутье, способствующее гашению дуги. В дно камеры
ввинчен внутренний стержневой электрод, который при поврежде-
нии легко заменяется новым. Вторым электродом внутреннего искро-
вого промежутка является пластинчатый электрод.
Форма отверстия пластинчатого электрода (звездочка) такова,
что при износе фибры у открытого конца он не тормозит выхлопа
газов.
458
В разрядниках 6 и 10 кВ (для снижения разрядного напряже-
ния при импульсах) в толще бакелита при его намотке заклады-
вается полоска из фольги, образующая так называемый дополнитель-
ный электрод. Наличие дополнительного электрода способствует
развитию скользящего разряда во внутреннем искровом проме-
жутке.
Длина фибробакелитового разрядника устанавливается из усло-
вия предотвращения перекрытия по поверхности трубки. Так как
бакелит гигроскопичен, то трубка должна быть покрыта влагостой-
Рис. 6-10. Фибробакелитовые разрядники серии РТФ.
ким лаком. В настоящее время исследована и применяется для по-
крытия трубок эмаль марки ПХВ-26 (перхлорвиниловая), выдержи-
вающая самые суровые атмосферные воздействия как в летнее, так
и в зимнее время.
Опыт работы сетей высокого напряжения Мосэнерго показал,
что примерно 3 года эксплуатации изоляционный покров трубчатых
разрядников, покрытых эмалью ПХВ-26, еще не теряет своих ка-
честв.
Рис. 6-11. Впнипластовые трубчатые разрядники типа РТВ.
Эти разрядники крепятся к опорам на ВЛ специальными хому-
тами за закрытый или открытый конец трубки. К опорам ВЛ
20—110 кВ разрядники серии РТФ крепятся, как правило, за за-
крытый конец трубки, так как при креплении за открытый конец
предел отключаемых токов снижается в 1,5 раза. Для крепления
электрода внешнего искрового промежутка на наконечниках прива-
рена специальная планка, имеющая отверстие с резьбой.
В настоящее время широкое распространение получили трубча-
тые разрядники типа РТВ, где в качестве дугогасящего 'материала
459
применяется винипласт. Винипласт (хлорвиниловая смола без плас-
тификатора) обладает более высокими изолирующими и газогене-
рирующими свойствами, чем фибробакелитовые трубки, что позво-
лило существенно упростить и облегчить конструкцию разрядника.
Винипласт сохраняет свои изолирующие свойства при работе
на открытом воздухе, поэтому разрядники типа РТВ лаком нс по-
крываются. Винипласт обладает также высокой механической проч-
ностью, что позволяет изготовлять разрядники с большим диапазо-
ном отключаемых токов на все номинальные напряжения. По своей
Рис. 6-12. Винипластовыс усиленные трубчатые разряд-
ники типа РТВУ.
Рис. 6-13. Випнпластовый усиленный трубчатый разрядник типа
220
РТВУ ^5-
конструкции эти разрядники (рис. 6-11) аналогичны разрядникам
типа РТФ. Отличительной особенностью этих разрядников является
отсутствие камеры продольного дутья и крепление разрядника к опо-
ре за открытых конец.
Винипластовые трубчатые разрядники типа РТВУ на напряже-
ние 35—110 кВ предназначены для точек сети с особо значитель-
ными токами короткого замыкания (рис. 6-12).
Отличительной особенностью этого типа разрядников является
двухслойное выполнение генерирующей трубки. Для повышения ме-
ханической прочности разрядников при динамических воздействиях
электрического тока, а также при воздействиях изменяющихся
атмосферных условий тонкостенная винипластовая дугогасительная
трубка армируется многослойной обмоткой из стекловолокнистого
материала, который затем пропитывается влагостойкой и атмос-
феростойкой эпоксидной смолой. После окончания процесса поли-
меризации получается монолитная конструкция без газовых вклю-
чений, благодаря чему достигается высокая диэлектрическая проч-
ность. Трубчатые разрядники этого типа, как и типа РТВ, при мон-
460
таже могут крепиться стальными хомутами (скобами) за любую
обойму.
Для защиты особо поражаемых деревянных опор линий 220 кВ
без троса ВЭИ в 1961 г. был разработан трубчатый разрядник типа
220
РТВУ -2До •
Как видно из рис. 6-13, винипластовый усиленный трубчатый
разрядник на напряжение 220 кВ состоит из двух трубчатых разряд-
ников типа РТВУ-110 («1 = 11 мм), сочлененных специальной соеди-
нительной обоймой с двумя выхлопными патрубками. Выхлоп газов,
Рис. 6-14. Многократные указатели срабатывания.
а — конструкция ВЭИ: 1 — вращающий диск; 2 — отверстие в ди-
ске, закрытое легкой медной сеткой; 3 — плавкая вставка;
4 — стопорный упор; 5 — пружина; 5—скоба для крепления на
разряднике; б — конструкция Мосэнерго: 1 — разрядник; 2 —
пластинка, отгибающаяся под действием выхлопных газов;
3 — стопорный упор; 4 — груз; а — конструкция Севкавэиерго:
/ — разрядник; 2 — этернитовая пластинка, отламывающаяся вы-
хлопными газами.
461
Таблица 6-3
Основные размеры трубчатых разрядников серии РТФ
Разрядники		Размеры, мм					
		'•	di	d»			к
РТФ	3	40	8	35	138	357	400
	0,2-1,5						
РТФ	3	40	8	35	138	357	400
	1,5-7						
РТФ	3	130	10	44,5	233	472	520
	0,3-7						
РТФ	6	80	10	44,5	233	472	520
	1,5-10						
РТФ	10	130	10	44,5	233	472	520
	0,5-7						
РТФ	35	175	8	35	425	662	720
	0,4-3						
РТФ	35	175	10	44,5	440	786	840
	0,8-5						
РТФ	35	140	12	60	410	733	780
	1,8-10						
РТФ	60	300	*8	76	645	1037	1100
	0,4-2,2						
РТФ	60	350	16	76	645	1037	1100
	0,8-6						
РТФ	60 1,2-7	300	16	76	645	1037	1100
РТФ	110	300	8	76	645	1037	1100
	0,4-2,2 ваРИаН1 1 ПО 	 т						
РТФ		300	16	76	645	1037	1100
	| 2 у ВДрИЙНТ I						
РТФ	по Tj-yg вариант I	250	20	76	645	1137	1200
РТФ	110 „	300	8	76	850	1242	1300
	0422 варизпт 11						
РТФ	ПО 1 2~7 вариант II	300	16	76	850	1242	1300
РТФ	по вариант II	250	20	76	850	1342	1400
462
Таблица 6-4
Основные размеры винипластовых трубчатых разрядников
типов РТВ и РТВУ
Тип разрядника	Размеры, мм							Масса, кг
	s 1	di	di	° 1 ' 1		/а	1ъ	
_ 6-ю РТБ 0,5-4	60	6	—	45	260	430	672	3,4
„ 6-10 РГВ 2-12	60	11	—	45	260	430	672	3,5
РТВ 242	80	11	—	45	300	470	712	3,6
20 РТВ2Л2	100	11	—	45	350	520	760	3,7
-п 35 РТВ 2-10	140	И	—	45	470	640	882	4,0
- 110 твПо	300	14	—	57	1000	1200	1472	6,5
РТВУ 536	300	16	30	45	900	1100	1900	—
35 РТВУ536	140	14	30	45	650	720	850	—
. 35 РТВУГзо	140	16	32	55	650	720	850	—
по ртвулзб	300	18	32	55	900	1100	1190	—
,, 22° РТВУгто	2X300	11	30	45	2X835	2ХЮ00	2500	—
находящихся под половинным потенциалом, из верхней дугогаситель-
ной трубки происходит через направляющие сопла соединительной
обоймы, выхлоп газов из нижней дугогасительной трубки происходит
через обойму открытого конца.
Трубчатые разрядники типа РТВУ-220 крепятся при монтаже на
дополнительной металлической траверсе в вертикальном положении
с помощью стальных хомутов только за нижнюю выхлопную
обойму.
В связи с высокими физико-техническими характеристиками
стеклоэпоксида, его высркой влагостойкостью и атмосферостойкостыо
трубчатые разрядники типов РТВ и РТВУ не требуют ежегодной,
сезонной профилактики.
Основные размеры винипластовых трубчатых разрядников типов
РТФ, РТВ и РТВУ приведены в табл. 6-3 и 6-4.
463
Все типы разрядников снабжаются однократным указателем
действия, выполненным в виде металлической пластинки. Эта пла-
стинка с одной стороны присоединена к наконечнику открытого
конца. При срабатывании разрядника свободный конец пластинки
выбрасывается из трубки. В качестве однократных указателей
срабатывания иногда используются металлические диски, заклады-
ваемые в открытый конец разрядника. Для исследования характери-
стик трубчатых разрядников применяются многократные указатели
работы разрядников. К ним относятся указатель ВЭИ (рис. 6-14,ц),
использующий для поворота диска тепловую энергию выхлопных га-
зов. В конструкции указателя Мосэнерго (рис. 6-14,6) поворот диска
осуществляется эксцентрично расположенным грузом.
Во время выхлопов газов пластинка указателя отгибается,
освобождает топорный упор и, увлекаемая эксцентричным грузом,
поворачивается на одно деление. Многократный указатель Севкав-
энерго (рис. 6-14,в) имеет блиикер в форме топкой этернитовой
пластинки с надрезами и нумерованными делениями, свободно сколь-
зящий в специальной кассете, по форме напоминающей расплющен-
ную трубку. При срабатывании разрядника элемент сварки, рас-
положенный против отверстия трубки, отламывается и отбрасывает-
ся выхлопными газами, а вставка под действием собственной массы
опускается до упора, показывая номер следующего блинкера.
Однако опыт эксплуатации показал, что все указатели срабаты-
вания, снабженные пружинками, ненадежны, так как в условиях
атмосферных воздействии пружины быстро выходят из строя.
д)	Установка трубчатых разрядников
и наблюдение за ними
Установка разрядников производится до начала гро-
зового сезона по заранее разработанным проектам защи-
ты линий от грозовых перенапряжений. В проектах ука-
зывают номера опор, на которых должна производиться
установка разрядников, их тип и величину внешнего ис-
крового промежутка.
Кроме того, на установку разрядников для каждого
типа опор в отдельности должен иметься рабочий чер-
теж, по которому и ведутся работы. Разрядники для ус-
тановки на линии поступают обернутыми в бумагу. Для
того чтобы бакелитовые трубки не были повреждены при
установке разрядников, бумагу рекомендуется снимать
только после окончательной установки их на опорах. При
хранении, перевозке и монтаже разрядников следят за
тем, чтобы слой лака на них не был поврежден, так как
повреждение лакового покрытия способствует перекры-
тию трубки по поверхности при работе разрядников.
При установке разрядников необходимо строго сле-
дить за величиной внешнего искрового промежутка, что-
бы он не изменялся при раскачивании и изменении стре-
464
лы провеса проводов. Электроды внешнего искрового*
промежутка следует изготовлять из стали диаметром не
менее 10 мм и делать их длиной не менее 250 мм, чтобы
горящая дуга не затягивалась на поверхность трубчатого
разрядника. Разрядники должны быть надежно укрепле-
ны на опорах, так как при их работе в момент выхло-
па газов возникает усилие, которое может изменить ве-
личину искрового промежутка и даже сорвать плохо за-
крепленный разрядник с опоры.
Выбрасываемые при работе разрядника раскаленные
газы образуют так называемую зону выхлопа, кото-
рая обладает электропроводностью. Если зона выхлопа
достигает соседнего провода, может произойти между-
фазпое перекрытие и возникнет дуга короткого замыка-
Т а б л и ц а 6-5
Расчгтныг зоны выхлопа трубчатых разрядников
Номинальное
напряжение,
кВ
Размеры, м
а | б
ье более
Эскиз зоны выхлопа
3	1,5	1,0
6	1,5	1,0
10	1 ,5	1,0
20	2,0	1,5
35	2,5	1 ,5
110	3,0	2,0
150	3,5	2,5
220	3,5	2,5
нпя. При установке разрядников необходимо следить за
тем, чтобы при одновременной работе двух разрядников
на разных фазах зоны выхлопа их не накладывались.
Для этого открытые концы разрядников крайних фаз
обычно направляются в одну сторону, а средней фазы —
в другую. Кроме того, в зону выхлопа с заземленного
конца разрядника не должны попадать провода линий,,
а в зону выхлопа с открытого незаземленного конца —
провода других фаз и заземленные части опор.
Размер зоны выхлопа зависит от конструкции разряд-
ника, напряжения линии и величины тока короткого за-
мыкания и приводится в табл. 6-5.
Чтобы в открытый конец разрядника не попадала во-
да, разрядники устанавливаются под углом 15—45° к го-
ризонту, при этом открытый конец всегда должен быть
30—548	465
ниже закрытого. Больший угол наклона разрядников не-
обходим в местах с интенсивными загрязнениями.
Для того чтобы разрядники хорошо отводили в землю
грозовые разряды, их надежно заземляют. При установ-
ке на деревянных опорах лапа разрядника хорошо соеди-
няется с заземлением опоры. Сечение проводников от
разрядников к заземлителям должно быть не менее
35 мм2.
Установка и снятие трубчатых разрядников произво-
дятся как на отключенных линиях, так и на линиях под
напряжением. На линиях, отключение которых вызывает
перерыв электроснабжения потребителей, установка
трубчатых разрядников производится без снятия напря-
жения в точном соответствии с инструкцией ОРГРЭС
[3-24] и местной инструкцией, в которой предусматрива-
ется порядок установки РТ в местах повышенной опасно-
сти.
Правильность установки разрядников на опорах про-
веряется ответственным лицом непосредственно на месте
работы, так как дефектный или неправильно установлен-
ный разрядник может служить причиной повреждения
линий электропередачи.
е)	Повреждения, неисправности и ремонт трубчатых
разрядников
Трубчатые разрядники служат надежным средством
защиты от атмосферных перенапряжений, если они
исправны и эксплуатация их ведется правильно. Харак-
терными повреждениями трубчатых разрядников явля-
ются их перекрытие по поверхности, разрыв дугогасящих
трубок или вырыв фибробакелитовых трубок из метал-
лических наконечников. Перекрытие вызывается плохим
качеством наружной поверхности разрядника, неправиль-
ной его установкой и нарушением координации величин
разрядных промежутков. Разрушение разрядников может
быть вызвано большими токами молнии, скрытыми де-
фектами дугогасительных трубок, засорением выхлопных
отверстий, а также несоответствием пределов отключае-
мых токов току короткого замыкания. Установленные на
линии трубчатые разрядники периодически осматрива-
ются во время обходов и верховых ревизий линий. Кро-
ме того, при выводе линии в капитальный ремонт (1 раз
в 3 года) все трубчатые разрядники заменяются на но-
466
вые или отремонтированные, а снятые с опор тщательно
проверяются на базах и ремонтируются.
Все трубчатые разрядники, установленные в зонах
с загрязненной атмосферой, а также сработавшие хотя
бы 1 раз, снимаются с опор и проверяются в конце гро-
зового сезона.
Во время осмотров обычно выявляются следующие неисправно-
сти, которые могут служить причиной повреждений линий:
1.	Недостаточная прочность трубок и недостаточно прочное
крепление металлических наконечников вследствие недоброкачествен-
ного изготовления разрядников на заводе обычно приводят при
работе разрядника к его разрыву и, как правило, к отключению
линии. В случае несоответствия расположения канавок на трубке
и наконечниках, а также при наличии сквозных трещин в бакели-
те или металле наконечников разрядники бракуются.
Рис. 6-15. Завальцовка разрядника труборезом.
Если трещина образовалась при завальцовке в первой канавке
наконечника (от закрытого конца), то у разрядников с камерой
продольного дутья эту трещину тщательно заваривают электро-,
сваркой.
При плохой завальцовке наконечника (что легко установить
при помощи специального П-образного шаблона) производят допол-
нительную завальцовку труборезом (рис. 6-15). Для этого разряд-
ник укрепляется в тисках за закрытый конец, и труборезом, в ко-
тором режущие ролики заменены закругленными, осторожно с не-
большим усилием производится дополнительная завальцовка нако-
нечника. Прочность заделки наконечников рекомендуется проверять
посредством приложения вдоль оси разрядников статической на-
грузки, равной для различных типов разрядников 4,5—18,75 кН.
В момент испытания на разрядник не должно воздействовать ни-
каких скручивающих усилий.
2.	Плохая окраска лаком разрядников РТФ и плохая полиров-
ка разрядников РТВ, наличие царапин и трещин лакового покры-
тия, несвоевременная очистка поверхности разрядников в загряз-
ненных зонах могут привести к перекрытию по поверхности раз-
рядника в сырую погоду. Поэтому в местах интенсивного загряз-
нения все трубчатые разрядники в конце грозового сезона снима-
ются с опор, очищаются от загрязнений и при необходимости вновь
30*	467
покрываются лаком. При наличии на бакелитовой поверхности тре-
щин, расслоений, глубоких царапин и вмятин, не поддающихся устра-
нению, разрядник бракуется. Если на поверхности разрядников РТВ
есть трещины или продольные царапины глубиной 0,3—0,5 мм и
длиной более */з винипластовой трубки, такие разрядники также
бракуются.
Разрядники РТФ, имеющие менее значительные повреждения
лакового покрова, перекрашиваются. Для обеспечения достаточно
высокого качества изоляционного покрытия необходимо проведение
всех работ в строгом соответствии с рекомендациями '[6-12].
Рис. 6-16. Шаблон-щуп для измерения внутреннего диа-
метра.
Поверхность винипластовых разрядников при ремонте полирует-
ся мелкими абразивами и фетром без применения лакокрасочных
покрытий. Это преимущество выгодно отличает винипластовые раз-
рядники от фибробакелитовых. Металлические наконечники разряд-
ников для .предохранения от коррозии покрываются краской ФСХ-23.
3.	Наиболее часто трубчатые разрядники разрушаются при за-
сорении внутреннего канала дугогаептелыюй трубки или, наоборот,
при разработке диаметра дугогасящего канала. Засорение внутрен-
ней части разрядника происходит вследствие попадания внутрь через
•открытый конец насекомых, листьев, хвои и пыли. Для предотвра-
щения подобных случаев рекомендуется открытый конец трубчатых
разрядников завязывать марлей или применять специальные блин-
керы, закрывающие внутренний канал трубки. Уменьшение диаметра
канала может произойти вследствие расслоения трещин и деформа-
ции газогенерирующей трубки.
Состояние внутреннего канала газогенерирующей трубки раз-
рядников вначале проверяется осмотром при вывинченном стержне-
вом электроде. Если канал не просматривается, то он прочищается
специальным металлическим стержнем от посторонних предметов
(гнезд насекомых, отслоившейся фибры и т. п.). После прочистки
канал снова просматривается на свет, и если стенки канала имеют
трещины, коробления, отслоения фибры, разрядник бракуется, а если
серьезных повреждений нет, разрядник подлежит дальнейшему
осмотру и обмерам. Отбраковка разрядников с увеличенным внут-
ренним диаметром газогенерирующих трубок производится круглым
шаблоном-щупом (рис. 6-16).
С помощью этих шаблонов-щупов отбраковываются разрядники,
у которых внутренний диаметр газогенерирующей трубки увели-
чился более чем на 40%. Допустимые пределы увеличения внутрен-
него диаметра газогеперирующих трубок разрядников приводятся
в табл. 6-6.
Для более точного замера внутреннего диаметра и последую-
щей перемаркировки применяются специальные приборы. На рис. 6-17
показан измеритель внутреннего диаметра, который состоит из двух
ножек 1 и 2, рамки 3, шарниров 4 и 5, направляющих движения
468
ножек 6, и шкалы измерителя 8. Для измерения величины диаметра
канала разрядника 7 нужно сжать ножки 1 и 2 и ввести их в канал
трубки до упора плечиками в «звездочку» разрядника, после чего
отпустить их. Под действием пружины 6 они самоустанавливаются
по диаметру трубки. При этом необходимо следить за тем, чтобы
ножки упирались в стенки канала трубки, а не в выступы «звездоч-
ки». Величина диаметра канала разрядника указывается на шкале
8 измерителя.
Рис. 6-17. Измеритель внутреннего диаметра капала трубчатых раз-
рядников.
Более универсальным является прибор, изображенный на
рис. 6-18. Он позволяет замерять не только величину внутреннего
диаметра в любой точке газогенерирующей трубки, но и величину
•внутреннего и внешнего искровых промежутков разрядников. Основ-
ной частью прибора является плоско-шарнирный механизм, который
состоит из датчика 3 и измерительной части 4, соединенных стерж-
нем 2, проходящим в трубе 1. Если ввести датчик 3 во внутренний
канал газогенерирующей трубки разрядника 19 (рис. 6-18,в) до
упора трубы 1 в электрод 20 разрядника, то измерительная часть 4
займет положение, соответствующее положению датчика 3, и стрелка
10 укажет по шкале 9 величину внутреннего диаметра канала изме-
ряемой трубки в точке, наиболее удаленной от пластинчатого элек-
трода разрядника. Передвигая датчик 3 по каналу разрядника,
можно измерить его диаметр в любой точке. Для измерения вели-
чины внешних искровых промежутков прибор имеет калибры на
10, 15, 20, 25, 40 (поз. 16), 60 (поз. 17), 100 и 200 мм.
469
Таблица 6-6
Тип разрядника	Начальный внут- ренний диаметр, мм	Наибольший допустимый внутренний диаметр, мм
но РТФ2Л0	20	28
ИО	НО		
РТФ	ртф	 г 1,2-7’ 1 Р0,8*5	16	22,5
,г , НО		
РТВУт-™ 5-20	16	22
35	НО РТВУ5^0> РТВ2Т8	14	20
35		
РТФ 1,8-10	12	17
220	60		
РГВУ^то, РТВ 2^		
35	20		
РГВ2Й0’ Р1В2Й2	И	15,5
15	6-10		
piB 212» piB 2 ]2		
35	20		
РТФ 0,8-5’ РТФ0Х-6		
10	6 РТФ 1,5-10’ РТФ0?Г7	10	14
НО	35		
Р1Ф0,4-2,2’ 1 ТФ0,4-3	8	11
РТФ 1,5-7	8	11
6-10		
РТВ 0,5-4	6	8,5
3 РТФ0,2-1,5	8	11
472
Если рязрядник, кроме увеличения внутреннего диа-
метра дугогасящей трубки, других повреждений не
имеет, его можно оставить в эксплуатации.
Если в результате осмотра и замеров будет установ-
лено, что внутренний стержневой электрод обгорел и ве-
личина внутреннего искрового промежутка изменилась
не более чем на ±5 мм для разрядников 35—110 кВ и
на ±3 мм для разрядников 3—20 кВ, электрод зачи-
щается напильником и не заменяется. При более значи-
тельных повреждениях он заменяется новым.
Ремонтом и перемаркировкой трубчатых разрядников
может заниматься лишь квалифицированный и специаль-
но обученный персонал. Поскольку разрядники покры-
ваются легковоспламеняющимися и взрывоопасными
красителями, работа производится по специальному на-
ряду с выполнением всех мер предосторожности.
ж) Устройство защитных промежутков
Защитные промежутки применяются для защиты изо-
ляции высокого напряжения от атмосферных перенапря-
жений в тех случаях, когда не имеется трубчатых раз-
рядников с необходимым номинальным напряжением или
достаточными пределами отключаемых токов. В боль-
шинстве случаев защитные промежутки не гасят возник-
шей на них электрической дуги, и линия отключается.
Конструкция защитного промежутка должна обеспе-
чивать стабильность разрядного расстояния и предотвра-
щать возможность перебрасывания дуги на другие эле-
менты опоры, а также предотвращать термические по-
вреждения защищаемых изоляторов.
Таблица 6-7
Номинальное напряжение сети, кВ	Размеры ос- новных защит- ных проме-	j жутков, мм	Размеры до- полнительных защитных про- межутков, мм	Разрядное напряжение при 50 Гц,	S3 & 3® О)	Номинальное напряжение сети, кВ	Размеры ос- новных защит- ных проме-	жутков, мм	Размеры до- полнительных защитных про- межутков, мм	Разрядное напряжение при 50 Гц,	23 & з® 1) tc 20
3	20		5	20		35	250		30	105	
6	40		10	34		НО	650		—	252	
К)	60		15	45		150	930		—	348	
20	140		20	70		220	1350		—	495	
473
В табл. 6-7 приводятся рекомендуемые размеры за-
щитных промежутков для ВЛ.
В пусковых схемах ВЛ 500 кВ могут устанавливаться
защитные координирующие промежутки длиной 1700—
1800 мм, а на ВЛ 750 кВ соответственно 2300—3000 мм.
Для линий 3—35 кВ, как это видно из табл. 6-7, для
предотвращения коротких замыканий при закорачивании
защитных промежутков животными, при сильных ветрах
и снегопадах их рекомендуется выполнять в виде основ-
ных и дополнительных. Дополнительные защитные про-
межутки выполняются на расстоянии 1,5—3 м от основ-
ных в заземляющих спусках последних.
Конструктивно защитные промежутки для линий
ПО—220 кВ выполняются из круглой стали «диаметром
не менее 125 мм или угловой стали с плоскими торцами.
В сетях 3—35 кВ защитные промежутки выполняются
из круглой стали такого же диаметра в форме «рогов»,
что способствует самопогасанию дуги при однофазных
замыканиях и при малых токах короткого замыкания.
Электроды защитных промежутков целесообразно
покрывать светлой краской для лучшего обнаружения
оплавлений и обгораний при срабатывании промежутка.
6-3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Заземляющие устройства, применяемые на линиях
электропередачи, служат для отвода в землю импульс-
ных токов молнии и обеспечения необходимого уровня
грозоупорности линии, а также для обеспечения безопас-
ности людей при ненормальных режимах работы линии.
Например, при обрывах проводов и повреждении изоля-
ции линий до 35 кВ, работающих с изолированной ней-
тралью, опоры этих линий при плохом заземлении или
отсутствии его могут оказаться под опасным для жизни
людей потенциалом. Согласно ПУЭ все опоры, на кото-
рых подвешен трос или установлены устройства грозо-
защиты, все металлические и железобетонные опоры ли-
ний 35 кВ с малыми токами замыкания на землю и те
же опоры на линиях 3—20 кВ в населенных местах
должны обязательно заземляться. Под заземляющим
устройством понимается совокупность всех заземлителей,
находящихся в грунте, и заземляющих проводников, сое-
диняющих заземляемые части опор или молниеотводов
с заземлителем. В качестве заземлителей используются
474
специальные металлические проводники из полосовой
или круглой стали, а также находящиеся в земле эле-
менты оснований металлических и железобетонных опор.
Конструкция заземлителей зависит в основном от харак-
теристики грунта, в котором они прокладываются.
Основной величиной, определяющей выбор типа и линей-
ные размеры заземлителя, является удельное сопротив-
ление грунта.
Ниже приведены средние расчетные значения величи-
ны удельного сопротивления для различных грунтов
[6-14]:
Удельное со
_	противление
Грунты	грунтов
р, Ом-смХЮ
Торф, перегной, болотная почва, суглинок и глина влаж-
ностью 20—40% (по объему)............................ 0,1—0,2
Глина, суглинок слабовлажные, пахотная земля, смешан-
ный грунт (глина, известь, щебень)................... 1,0—2,0
Глина и суглинок сухие................................ 2,0—3,0
Супесь слабовлажная, песок слабовлажный.............. 2,0—4,0
Гравий и щебень.......................................10,0—20,0
Каменистые почвы.......................................... 40,0
Скальные породы....................................... 40,0—450,0
Удельное сопротивление грунта не является величи-
ной постоянной, а зависит от содержания влаги в почве.
Количество содержащейся в почве влаги определяется
в основном количеством выпавших осадков и процессами
высушивания почвы. Особенно сильным колебаниям
влажности подвержены поверхностные слои почвы.
Каждый заземлитель характеризуется величинами со-
противления растеканию импульсного тока молнии Ri и
сопротивления растеканию токов промышленной (или
близкой к ней) частоты /?~.Эти величины связаны меж-
ду собой зависимостью:
Ri=a.iR~,
где щ— коэффициент импульса заземлителя.
Различие величин Ri и R~ объясняется особенностью
импульсного тока молнии, обладающего большой ампли-
тудой и кратковременностью. Поэтому в случае больших
плотностей стекающего с заземлителя импульсного тока
в прилегающих слоях грунта начинается искрообразова-
ние, как бы увеличивающее размеры заземлителя, а ве-
личина Ri снижается. Однако в заземлителях значитель-
ной длины (более 20—30 м) при импульсном разряде
475
начинает играть роль индуктивность заземлителя, уве-
личивающая Ri.
Величина коэффициента импульса а; зависит от типа
и длины заземлителя, величины импульсного тока и рас-
четного удельного сопротивления грунта. Так 1как удель-
ное сопротивление грунта является величиной перемен-
ной, зависящей от влажности грунта, то в связи с этим
меняется и величина сопротивления заземлителя.
Поэтому с точки зрения получения меньших величин
сопротивления заземлителей и большой их стабильности
целесообразно более глубокое заложение заземлителей
в грунт.
Согласно существующим нормам сопротивления за-
земляющих устройств линий электропередачи при токах
промышленной частоты в летнее время должны быть не
более значений, приведенных ниже:
Удельное сопротивление грунта, Ом см
До 101..................................................... До 10
Более 10-» до 5 • 10»...................................... До 15
Более 5 • 101 до 10 • 1О»..................................До 20
Более 10-10* до 50-10»..................................... До 30
Более 50-10* .............................................. 6-10"3р
Такой диапазон регламентируемых величин дик-
туется вопросами экономичности сооружения заземляю-
щих устройств: чем больше удельное сопротивление
грунта, тем сложнее снижать величину R~ до требуемых
значений и тем сложнее получается заземляющее устрой-
ство.
На рис. 6-19 приведены наиболее распространенные
конфигурации заземлителей.
В настоящее время для линий НО кВ и выше, трасса
которых проходит в глинистых, суглинистых, супесчаных
и тому подобных грунтах с удельным сопротивлением
р<^500 Ом-м, широко используется арматура подземных
частей стоек железобетонных опор и железобетонных
фундаментов (рис. 6-19,а).
Усиление собственного контура заземления с по-
мощью дополнительной укладки глубинных пли протя-
женных заземлителей производится после соответствую-
щих расчетов или замеров.
Исследования поведения железобетонных подножни-
ков в песчаных грунтах с р до 1000 Ом-м, а также кон-
кретные замеры R3 на ряде горных линий дали положи-
тельные результаты с точки зрения проводимости фунда-
476
ментов даже в таких грунтах. Наличие битумной обмаз-
ки фундаментов согласно последним исследованиям не
должно учитываться [6-4, 6-10]. Естественная проводи-
мость фундаментов обеспечивает требуемую нормами
величину сопротивления (в
и размеров фундаментов) в
цО,6~7,Ом
зависимости от типов опор
грунтах с удельным сопро-
тивлением до 60 Ом-м
(для одностоечных же-
лезобетонных опор), до-
350 Ом-м (для широко-
базовых металлических
опор) [6-6]. Таким обра-
зом, использование есте-
ственной проводимости
фундаментов приводит к
значительной экономии в
расходе металла и трудо-
затратах. Для ВЛ 35 кВ
с малыми токами замы-
кания на землю сопро.
г;
Рис. 6-19. Конфигурация заземлителей.
а -контурные; б - подфупдаментные; в - глубинные; г- протяженные.
477
470
Рис. 6-18. Прибор с плоскошарнирным механизмом для измерения внутреннего диаметра канала и ве-
личин внутреннего искрового промежутка.
а—общий вид прибора; б — кинематическая схема; в — схема измерения прибором внутреннего диаметра канала раз-
рядника; 1—трубка; 2—стержень; 3 и 4 — плоскошарнирный механизм: 5 — пружина; 6 — кольцо; 7— линейка; 8 — ру-
коятка; 9 — Шкала; 10 — стрелка; 11—пружина; 12 — внутренняя резьба: 13— стержень; 14 — внешняя резьба; 15 —
прозрачные щечки; 16 и /7 — калибры; 19 — канал разрядника; 20 — стержневой электрод внутреннего искрового про-
межутка разрядника; 21 — отросток.
тивления заземляющих устройств должны обеспечивать-
ся только искусственными заземлителями.
В качестве дополнительных искусственных заземлите-
лей используются вертикальные длиной до 20 м глубин-
ные (рис. 6-19,в), протяженные (рис. 6-19,г) и контур-
ные заземлители (рис. 6-19,а).
Наиболее перспектив1ными в однородных грунтах и
в грунтах с убывающим по глубине удельным сопротив-
лением являются вертикальные глубинные заземлители.
Применение вертикальных глубинных заземлителей по-
зволяет эффективно использовать нижележащие слои
грунта, обладающие во многих случаях более низким и
стабильным удельным сопротивлением, чем верхние слои.
Это позволяет обеспечить нормированные значения со-
противления заземления при меньшем расходе металла.
Заглубление вертикальных глубинных заземлителей
производится электродрелью И-28А, вибромолотом ВМ-2
и другими механизмами. В настоящее время в серийное
производство принят новый вибропогружатель, разрабо-
танный в институте Энергосетьпроект и выполненный на
базе гусеничного трактора ПГЭМ-20-74. Указанный по-
гружатель заглубляет электроды на глубину до 20 м.
Кроме того, он укомплектован сварочным аппаратом и
навесным устройством для протяжки горизонтальных за-
землителей.
Область применения вертикальных электродов в чи-
стом виде ограничена тем значением р, при котором вер-
тикальные электроды длиной 20 м обеспечивают норми-
рованное сопротивление заземления. Максимальное ко-
личество вертикальных электродов определяется числом
элементов фундаментов. Для разных типов опор предель-
ное значение удельного сопротивления грунтов, в кото-
рых достаточно вертикальных зеземлителей, составляет
250—1200 Ом-м.
В грунтах с большими значениями удельного сопро-
тивления наряду с вертикальными электродами дополни-
тельно выполняются протяженные заземлители. Протя-
женные (горизонтальные) заземлители в чистом виде
рационально использовать в грунтах с увеличивающим-
ся по глубине удельным сопротивлением или в тех грун-
тах, где монтаж вертикальных электродов затрудните-
лен. Горизонтальные заземлители, как правило, должны
заглубляться на глубину не менее 0,5 м, а в пахотной
земле на 1,0 м. В случае установки опор в скальных
478
грунтах допускается прокладка заземлителей под раз-
борным слоем над скальными породами при толщине
слоя не менее 0,1 м. Уложенный в траншею заземлитель
должен засыпаться грунтом с обязательной последующей
трамбовкой.
Контурные заземлители, укладываемые вокруг фунда-
ментов на дне котлована, при учете естественной прово-
димости фундаментов неэффективны из-за взаимного
экранирования с фундаментом. Контурные заземлители
на дне котлована следует использовать в тех случаях,
когда не учитывается естественная проводимость фунда-
ментов (монолитные фундаменты, опоры ВЛ 35 кВ, спе-
циальные фундаменты и т. д.).
В качестве заземлителей опор ВЛ используется круг-
лая сталь диаметром 10-12 мм и более. Для протяжен-
ных заземлителей возможно использование демонтиро-
ванного и негодного к подвеске грозозащитного троса.
Замеры сопротивления заземления опор и тросов
производятся после первых 9 лет эксплуатации и в даль-
нейшем периодически — не реже ,1 раза в 6 лет. Необхо-
димость такой проверки обусловлена, с одной стороны,
возможными повреждениями заземляющих устройств во
время сельскохозяйственных работ, от коррозии и т. п.,
с другой сторойы — возможным изменением удельного
сопротивления грунтов в связи с проведением иррига-
ционных работ и изменением уровня грунтовых вод.
Измерение сопротивления заземления производится специальным
прибором-измерителем заземления типа МС-07 или МС-08. Действие
приборов основано на сравнении падения напряжения на испытуе-
мом заземлении Rx с падением напряжения на регулируемом извест-
ном сопротивлении R, которое отградуировано в омах и нанесено
на шкале прибора. Схема измерения Rx заземления показана на
рис. 6-20.
Соединение испытуемого заземления с прибором двумя провода-
ми (зажимы Ji и £i) исключает погрешности, вносимые сопротивле-
ниями соединительных проводов и контактов. Измеритель заземле-
ния располагается в непосредственной близости к испытуемому
заземлению и устанавливается горизонтально на твердом основании.
В качестве зонда и вспомогательного заземлителя используются
стальные стержни диаметром не менее 0,5 см или стальные буравы.
Глубина их погружения в грунт должна быть не менее 0,5 м. Для
снижения погрешностей замера вследствие экранирования вспомо-
гательный электрод забивается на расстояние 40—50 м от испытуе-
мого заземления, причем при замере протяженных заземлителей он
располагается в направлении, перпендикулярном направлению ис-
пытуемого заземлителя. Зонд забивается посередине между испытуе-
мым и вспомогательным заземлением, т. е. на расстоянии 20—25 м.
Удаление зонда на такое расстояние вызвано предположением, что
479
примерно на таком расстоянии заканчивается спадание до нуля
потенциала замеряемого заземлителя.
Компенсационный метод позволяет производить измерение при
малых токах, проходящих через заземлитель. Поэтому величина со-
противления вспомогательного электрода и зонда не влияет на ре-
зультат измерения по крайней мере до 7? = 100 Ом. В тех случаях,
когда сопротивления вспомогательных электродов получаются высо-
кими (при песчаном или насыпном грунтах), их можно снизить
путем увлажнения грунта или забивки дополнительных электродов
на расстоянии 2—3 м друг от друга. Все электроды соединяются
между собой параллельно. Электроды должны забиваться в грунт
ровно, без раскачки, так как в противном случае их переходное
сопротивление может увеличиться.
Измерение заземлителей желательно производить
в сухую жаркую погоду, когда почва не 'насыщена вла-
гой. Производить замеры можно и зимой, но забивка и
вытаскивание вспомогательных электродов в мерзлый
грунт снижают производительность труда в несколько
раз. На линиях, защищенных грозозащитным тросом,
все заземляющие устройства связаны между собой через
грозозащитный трос. Для правильной оценки величины
480
сопротивления заземления заземляющее устройство сле-
дует изолировать от грозозащитного троса. На деревян-
ных опорах, имеющих разъемные заземляющие провод-
ники, последние разъединяются и к их нижней части
подсоединяется измерительный прибор. На металличе-
ских опорах, на которых трос подвешен на изоляторе,
зашунтированном искровым промежутком, измеритель-
ный прибор подсоединяется непосредственно к телу опо-
ры (после предварительной зачистки места контактного
соединения). При этом следует производить замер всего
комплекса заземляющего устройства (фундамент плюс
заземлители). В этом случае, когда трос подвешен на
изоляторах и к опоре подсоединен перемычками, доста-
точно при замерах отсоединить перемычки от опоры.
Рис. 6-21. Принципиальная схема замеров сопротивления за-
земления приборов ВНИИЭ.
1 — заземляющие спуски; 2 — зонд.
Значительно труднее производить замер заземления,
когда трос подвешен на опоре без изолятора. Для изоля-
ции троса на промежуточных опорах в этом случае при-
меняется специальное винтовое устройство.
Освобожденный винтовым устройством трос после
выемки его из подвесного зажима оказывается изолиро-
ванным от тела опоры при помощи траверсы из дельта-
древесины. При «глухом» креплении троса на анкерных
31—548	481
опорах для правильной оценки величины сопротивления
заземления при производстве замеров приходилось
опускать грозозащитный трос на землю.
ВНИИЭ разработан прибор, позволяющий произво-
дить замер величины сопротивления заземления без от-
соединения троса от опоры и не требующий специального
источника питания [6-3]. Для производства измерений
используются токи, наведенные в тросах в результате
электромагнитных и электростатических влияний и сте-
кающие в землю через заземлитель. Принципиальная
схема замера приведена па рис. 6-21. Сопротивление за-
земления опоры определяется по формуле
где U — напряжение между заземляющим спуском и точ-
кой нулевого потенциала; 2/— сумма токов, проходящих
через все заземляющие спуски или ноги опоры.
Измерение тока производится при помощи специаль-
ных токоизмерительпых клещей, сердечник которых охва-
тывает заземляющий спуск или ногу опоры. Для замеров
используются клещи различной конфигурации в зависи-
мости от конструкции опоры. В качестве измерительного
прибора используется миллиамперметр. Напряжение за-
меряется вольтметром, который включается между ногой
опоры и зондом. Полевые испытания этого прибора по-
казали его высокую эксплуатационную надежность и
точность (разница в результатах замеров но сравнению
с прибором МС-07 лежала в пределах 5—7%). На уча-
стках сближения линий друг с другом погрешность за-
меров может увеличиваться за счет искажений результа-
тов токами, стекающими через заземлитель другой ли-
нии. Погрешность будет тем больше, чем больше будет
коэффициент
где Л — ток, стекающий по заземляющему спуску опоры;
/2— ток, стекающий по заземляющему спуску ближай-
шей опоры параллельной линии.
Для уменьшения погрешности следует обе опоры сое-
динить перемычкой.
При замерах сопротивления заземления металличе-
ских опор результаты замеров искажаются токами цир-
куляции, которые наводятся в самом теле опоры. Наве-
482
Рис. 6-22. График для опреде-
ления /?3 железобетонных опор.
железобе-
отдельных
пользуют-
методом
удельному
грунта и
Денные токи зависят от рабочих токов линии и достигают
500—700 мА. При последовательном измерении токов
в каждой ноге опоры и последующем их суммировании
величина 2/ включает в себя сумму токов циркуляции.
Для исключения влияния этого фактора следует приме-
нять последовательное согласованное соединение токоиз-
мерительных клещей, надеваемых одновременно на все
ноги опоры или все отводы к заземляющему контуру.
Учитывая трудности
непосредственного изме-
рения сопротивления рас-
теканию тока
тонных опор, в
энергосистемах
ся косвенным
измерения: по
сопротивлению
геометрическим размерам
погруженной в грунт ча-
сти стойки. На рис. 6-22
построены зависимости
сопротивления растека-
нию тока тонкого сталь-
ного стержня t/=10 мм
в зависимости от глубины
его погружения и зависи-
мость сопротивления рас-
теканию тока основания
железобетонной опоры с расчетным диаметром каркаса
500 мм. Замерив сопротивление растеканию тока
пробного заземлителя, по кривым определяют величи-
ну /?3.
При выполнении работ по замеру сопротивления за-
земления на линиях, находящихся под напряжением, не-
обходимо строгое выполнение необходимых мер безопас-
ности. Перекладка грозозащитного троса из подвесного
зажима в изолирующее приспособление должна произ-
водиться только после заземления троса (особенно на
линиях ПО—500 кВ) специальной изолирующей штангой.
После перекладки штанга снимается и производителем
работ дается разрешение на производство замеров. Во
время перекладки трос должен страховаться от возмож-
ного падения вниз, особенно если эта работа производит-
ся без снятия напряжения с линии.
31*
483
При замерах сопротивления заземления на деревян-
ных опорах разъединение заземляющих проводников
должно выполняться в резиновых перчатках. Во время
производства замеров касаться верхних концов заземля-
ющих проводников запрещается.
Усиление контуров заземления произво-
дится в тех случаях, когда сопротивление заземления по
каким-либо причинам увеличивается выше нормы. Сни-
жение величины сопротивления заземлителей достигается
путем прокладки новых лучей пли забивки дополнитель-
ных электродов.
В грунтах с хорошей проходимостью такая работа не
представляет труда: достаточно забить несколько допол-
нптельпых электродов дли-
ной 2,5—3 м. В песчаных
грунтах, чтобы получить
нужную величину сопротив-
ления заземления 20—
30 Ом, требуется забивать
несколько десятков электро-
дов такой длины.
В настоящее время при-
меняются механизированные
способы .заглубления элек-
тродов. При большом количе-
стве заглубляемых электро-
дов целесообразно использо-
вать специальное устройство
с цанговым зажимом, уста-
навливаемое на рабочем ор-
гане БКГМ-66 (или буриль-
ных машинах других типов).
При выполнении или усиле-
нии контуров заземления от-
дельных опор глубинные за-
с помощью вибромолота или
Рис. 6-23. Забивка глубинных
электродов вибромолотом.
землителп погружаются
ввертыванием в грунт с помощью электродрели с редук-
торной приставкой. Для забивки электродов на глубину
до 12—15 м можно использовать вибромолот ВМ.-2
(рис. 6-23). Масса вибромолота 32 кг, потребляемая
мощность 2400 Вт. Заглубление электродов производится
следующим образом. Электрод длиной 2,5—3 м забива-
ется вибромолотом в грунт, после чег вибромолот сни-
мается, а к забитому электроду наваривается новый та-
484
кой же длины. В результате 15-метровый электрод за-
глубляется в грунт в течение 1,5—2,5 ч. Заглубление
электрода методом ввертывания на такую же глубину
занимает около 1,5 ч.
6-4. ГРОЗОЗАЩИТА ПЕРЕСЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ
И СПЕЦИАЛЬНЫХ ОПОР
Необходимость в специальной защите пересечения ли-
ний связана с относительно низкой импульсной проч-
ностью воздушного промежутка между проводами пере-
секающихся линий по сравнению с импульсной проч-
ностью изоляции линии относительно земли. Пониженная
импульсная прочность в месте пересечения для одной из
линий приводит к снижению уровня грозоупориости
обеих пересекающихся линий. Например, грозовое пора-
жение линии низкого напряжения вблизи места ее пере-
сечения с линией 220 кВ при отсутствии грозозащиты
может привести к перекрытию воздушного промежутка
между проводами пересекающихся линий и к короткому
замыканию на линии 220 кВ. В свою очередь появление
высокого потенциала на проводах низкого напряжения
может привести к повреждению аппаратуры и создает
непосредственную угрозу для жизни людей.
Несомненно, что устройства специальной защиты мест
пересечений не требуется, если импульсная прочность
воздушного промежутка между проводами пересекаю-
щихся линий достаточно велика. Специальных мер гро-
зозащиты не требуется при расстояниях между провода-
ми 'пересекающихся линий, равных:
7 м и бопее — при пересечении линий 330—500 кВ между собой и с
линиями более низких напряжений;
6 м и более — при пересечении линий 150—220 кВ между собой и с
линиями более низких напряжений;
5 м и более — при пересечении линий 35—НО кВ между собой и с
линиями более низких напряжений;
4 м и более — при пересечении линий 3—20 кВ между собой и с ли-
ниями более низкого напряжения.
При меньших расстояниях между проводами пересе-
кающихся линий для защиты пересечений необходимо
выполнение двух условий:
1. Расстояние между пересекающимися линиями S
(рис. 6-24) должно превышать некоторое минимальное
значение, обеспечивающее необходимую импульсную
прочность воздушного промежутка.
485
2. Разрядное напряжение на землю на опорах, огра-
ничивающих пролет пересечения, должно быть понижено
по сравнению с импульсной прочностью воздушного про-
межутка в месте пересечения.
Величина минимального расстояния S выбирается при
рассмотрении двух расчетных случаев: прямого удара
молнии в пролет пересечения и набегания волны атмос-
Рис. 6-24. Схема грозозащиты пересечений и определение рас-
стояний между проводами пересекающихся линий.
/—для ВЛ 20—110 кВ; II — для ВЛ 150—220 кВ.
ферного перенапряжения с линии. Первый расчетный
случай, наиболее тяжелый, берется в основу выбора рас-
стояния на пересечениях линий ПО—500 кВ между собой
и линиями более низкого напряжения.
Выбор расстояния на пересечениях линий до 35 кВ
основывается на втором случае — набегании волны с ли-
нии. Допустимое расстояние S в случае пересечений ли-
ний 110—500 кВ между собой и линиями более низкого
напряжения определяется в основном расстоянием от
486
места пересечения до ближайшей опоры, а также от дли-
ны пролета.
На рис. 6-24 приведены кривые, по котором определя-
ется минимальное расстояние S между проводами пере-
секающихся линий. В том случае, когда верхняя из пере-
секающихся линий защищена тросами, следует считать-
ся с возможностью перекрытия с проводов или тросов
нижней линии на верхнюю. Следовательно, в этом случае
расчетным пролетом является пролет нижней линии.
Если верхняя линия по защищена тросами, выбор рас-
стояния S выполняется для пролетов обеих пересекаю-
щихся линий и из полученных величин принимается
большее значение.
Для защиты пересечений линий 35 кВ и ниже доста-
точно принять некоторое минимальное расстояние 5
между проводами пересекающихся линий и ограничить
набегающие из соседних пролетов волны перенапряже-
ний установкой (в случае необходимости) разрядников
или искровых промежутков. В качестве такого минималь-
ного расстояния принимается S — 2 м.
Величина расстояния между проводами пересекаю-
щихся линий определяется прочностью изоляции опор,
ограничивающих пролет пересечения, и длиной пролета.
В соответствии с этим величина должна быть не менее:
при пересечении между собой линий напряжением 10 кВ
и ниже — 2 м, при пересечениях линий 20, 35 и ПО кВ
между собой и линиями низшего напряжения — 3 м, при
пересечении линий 150—220 кВ между собой и линиями
низшего напряжения—4 м, при пересечении линий 330—
500 кВ между собой и линиями более низкого напряже-
ния — 5 м.
Выполнение пересечений с меньшими расстояниями
между проводами пересекающихся линий не допуска-
ется.
Второе условие защиты пересечений всегда выполне-
но на линиях с металлическими опорами или на линиях,
защищенных тросами, где древесина шунтируется зазем-
ляющими проводниками. Величина импульсного сопро-
тивления заземления на этих опорах не должна превы-
шать 15—20 Ом. Если пересекающиеся пролеты ограни-
чиваются деревянными опорами без троса, на них надо
установить трубчатые разрядники или защитные проме-
жутки (для линий 10—20 кВ). На П-образных опорах
20—35 кВ защитные промежутки выполняются в виде
487
заземляющих спусков, проложенных по стойкам до уров-
ня траверсы. На одностоечных опорах 10 кВ и ниже, а
также на линиях связи защитные промежутки выполня-
ются в виде заземленного спуска, заканчивающегося
кольцевым бандажом на 0,75 м ниже уровня проводов.
В том случае, если расстояние от места пересечения до
ближайшей опоры менее 40 м, все грозозащитные
устройства устанавливаются только на этой опоре: на
другой опоре установка их не требуется.
Рис. 6-25. Зависимость изоляторов от высоты
опоры.
Переходы линий через реки, ущелья выполняются,
как правило, па металлических опорах большой высоты.
Такие опоры наиболее часто поражаются молнией, их
трудно ремонтировать, и поэтому к грозозащите таких
опор предъявляются повышенные требования. Повышен-
ная грозоупорность этих опор обеспечивается снижением
сопротивления заземления, увеличением числа изолято-
ров в гирлянде и, если этого недостаточно, установкой
трубчатых разрядников. На рис. 6-25 приводятся графи-
ки, по которым определяется число изоляторов в гирлян-
де в зависимости от высоты переходной опоры при за-
данном защитном уровне и импульсном сопротивлении
заземления.
488
Глава ссдьмай
УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ
ДЕЙСТВУЮЩИХ ЛИНИЙ
7-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Постоянно возрастающие темпы электрификации
народного хозяйства, рост установленной трансформа-
торной мощности на подстанциях электрических сетей
требуют одновременного увеличения пропускной способ-
ности линий электропередачи. В отдельных случаях при
возникновении аварийных ситуаций в энергосистеме
возникает потребность в изменении электрических схем
и передачи по некоторым линиям повышенных токовых
нагрузок.
Для увеличения пропускной способности действую-
щих линий рекомендуются следующие мероприятия:
а)	повышение номинального напряжения действую-
щей линии;
б)	замена проводов действующей линии па провода
большего сечения или подвеска дополнительных прово-
дов ,в каждой фазе;
в)	повышение нагрузок сверх рекомендуемых зна-
чений по экономической плотности тока, а в аварийных
режимах— сверх нормируемых допустимых величин;
г)	компенсация реактивных параметров линий элек-
тропередачи.
Технико-экономические преимущества различных
способов увеличения пропускной способности устанавли-
ваются сравнением первоначальных капиталовложений
и годовых эксплуатационных расходов. Из всех сравни-
ваемых вариантов принимается наиболее экономичный,
требующий минимума приведенных затрат. При расче-
тах необходимо учитывать не только капиталовложения
и годовые эксплуатационные расходы, связанные с ре-
конструкцией линий, но и затраты на реконструкцию
подстанций. В целях снижения затрат на реконструк-
цию рекомендуется упрощать схемы подстанций, ис-
пользовать имеющиеся запасы прочности опор, проводов
и изоляции.
Для более объективного подхода к выбору вариан-
та повышения пропускной способности действующих
линий надо провести все необходимые для последующих
сравнительных расчетов замеры; определить расстояния
489
До земли и на пересечениях, замерить степень загнива-
ния опор, степень коррозии металлических опор и т. п.
Без этих данных невозможно определить затраты на ре-
конструкцию линии.
После выбора варианта перед началом работ сле-
дует на основании дефектной ведомости составить кон-
кретный план работ, с тем чтобы в процессе переустрой-
ства устранить все имеющиеся дефекты.
7-2. ПЕРЕВОД ДЕЙСТВУЮЩИХ ЛИНИЙ НА ПОВЫШЕННОЕ
НАПРЯЖЕНИЕ
Перевод действующих линий на повышенное напря-
жение является одним из наиболее экономичных спосо-
бов увеличения пропускной способности линий. Про-
пускная способность линий электропередачи при повы-
шении напряжения увеличивается пропорционально
возрастанию напряжения в первой степени, если сечение
проводов действующей линии выбиралось по экономиче-
ской плотности тока. В табл. 7-1 приводятся показатели
пропускной способности линий при переводе их па по-
вышенное напряжение.
Кроме того, для длинных линий с повышением на-
пряжения возрастает предел передаваемой мощности.
Повышение номинального напряжения осуществляется
заменой трансформаторов и реконструкцией распреде-
лительных устройств либо установкой по концам линии
за линейными разъединителями дополнительных транс-
форматоров.
Экономически целесообразен перевод на повышен-
ное напряжение тех действующих линий, на которых
требуется выполнить минимальные реконструктивные
Таблица 7-1
Показатели пропускной способности линий
Номинальное напряжение линий, кВ		Увеличение пропускной способности	Номинальное напряжение линий, кВ		Увеличение пропускной способности
до пере- вода	после церевода		до пере- вода	после перевода	
35	ПО	3,15	150	220	1,47
110	150	1,36	220	330	1,50
490
работы по замене опор, проводов и усилению изо-
ляции.
Замену проводов производят лишь в тех случаях,
когда провода потеряла механическую прочность вслед-
ствие 'коррозии, или сечение проводов оказывается эко-
номически невыгодным из-за потерь электрической энер-
гии на нагрев и корону, или уровни радиопомех после
повышения напряжения сделают невозможной работу
радио- и телеприемников, расположенных в районе про-
хождения трассы линий. В табл. 7-2 приводятся зна-
чения минимально допустимых диаметров проводов, ко-
торые не требуют замены при переводе линий на по-
вышенное напряжение по условиям потерь на корону и
радиопомех.
Следует иметь в виду, что в отдельных случаях, что-
бы избежать замены проводов, допускаются повышен-
ные по сравнению с нормативными уровни помех. Что-
бы обеспечить нормальную работу радио- и телеприем-
ников, они оборудуются выносными антеннами, а кана-
лы связи оборудуются мощными усилительными пунк-
тами.
Выбор уровней линейной изоляции и количество эле-
ментов в гирлянде при переводе линии на повышенное
напряжение определяют, исходя из двух расчетных -слу-
чаев:
а)	прямой удар в линию тока молнии с амплитудой,
соответствующей нормированному уровню. Возникаю-
щее при этом напряжение должно быть меньше мини-
мального (50%) импульсного разрядного напряжения
линейной изоляции;
Таблица 7-2
Минимальные диаметры проводов при переходе линий
на повышенное напряжение
Номинальное напряжение линий, кВ		Минимально допу- стимые диаметры и ceieiniH проводов, мм	Номинальное напряжение лилий, кВ		Минимально допу- стимые диаметры и сечения проводов, мм
до пере- вода	после перевода		до пере- вода	посте перевода	
35 ПО	по 150	9,9 (АС-50) 13,9 (АС-95)	150 220	220 330	21,5 (АС-240) 30,2 (АСО-500)
491
б)	воздействие на линейную изоляцию внутренних
перенапряжений с амплитудой, соответствующей рас-
четной кратности.
Действующее значение перенапряжений с учетом по-
правочных коэффициентов должно быть меньше мокро-
разрядного напряжения изоляции.
В результате проведенных расчетов было установ-
лено, что уровни изоляции линий электропередачи
ПО кВ и выше определяются расчетными кратностями
внутренних перенапряжений. На линиях ПО—220 кВ
при наличии па подстанциях воздушных выключателей,
масляных выключателей с шунтирующими сопротивле-
ниями величина внутренних перенапряжений не превы-
шает 2,5 Щ. Поэтому, учитывая, что усиление линейной
изоляции на действующих линиях может быть произ-
ведено в ограниченных пределах, при переводе линий на
повышенное напряжение в этих случаях была нормиро-
вана кратность внутренних перенапряжений 2,5 U$.
Количество изоляторов в гирляндах зависит от нового
поминального напряжения, типа изоляторов, степени за-
грязненности окружающей среды, типа опор и характе-
ра подключения липни к шипам ОРУ.
Опыт эксплуатации и лабораторные испытания по-
казывают, что нормальная работа линий электропере-
дачи, переведенных на повышенное напряжение, обес-
печивается в районах с чистой и слабозагрязненной
атмосферой под воздействием рабочего напряжения при
удельной длине тока утечки 1,3—1,5 см/кВ [7-3, 7-4].
На линиях с металлическими опорами, а также на
линиях, присоединенных к шинам распределительных
устройств через масляные выключатели без шунтирую-
щих сопротивлений, количество изоляторов в гирлянде
увеличивается обычно в зависимости от конкретных
условий па 1—3 элемента. На участках, подверженных
сильным промышленным или природным уносам (зоны
вокруг химических комбинатов, морские побережья, со-
лончаки п т. п.), количество элементов в гирляндах
должно определяться после соответствующих расчетов
и лабораторных испытаний.
При переводе линий 35 кВ па напряжение 60 кВ не-
обходимый уровень линейной изоляции определяется
требованиями импульсной прочности. Повышение элек-
трической .прочности изоляции посредством удлинения
гирлянд изоляторов может сказаться отрицательно на
492
Таблица 7-3
Допустимые величины воздушных промежутков, мм
Номи- нальное напряже- ние, кВ	Величины воздушных промежутков, мм		Номи- нальное напряже- ние, кВ	Величины воздушных промежутков, мм	
	При воздействии внутренних перенапряжений	при рабо- чем напря- жении		при воздействии внутренних перенапряжений	при рабо- чем напря- жении
по	600 (750)	250	220	1300 (1600)	500
150	850 (950)	350	330	1900 (2300)	700
обеспечении минимально допустимых воздушных про-
межутков на опоре и до земли.
Проверку минимально допустимых воздушных про-
межутков до деталей опоры следует производить с уче-
том отклонения проводов под действием ветра. При
определении воздушных промежутков по условиях рабо-
чего напряжения в расчетах
берут максимальную рас-
четную скорость ветра v, по
условиям внутренних пере-
напряжений—иВн=0,52иМакс,
по условиям атмосферных
перенапряжений — иат =
= 10 м/с. Не проверяются
расстояния между провода-
ми и деталями опоры при
переводе линий 35 кВ па
П-образпых деревянных опо-
рах на напряжение 110 кВ,
а также при переводе линий
НО—220 кВ на унифициро-
ванных опорах на повышен-
ные напряжения 150—
330 кВ. Для других конст-
рукций опор 35—220 кВ, а
также при усилении изоля-
ции путем удлинения гир-
лянд или траверс допусти-
мая величина воздушных
промежутков должна быть
не менее значений, указан-
ных в табл. 7-3.
Рис. 7-1. Специальные крепле-
ния гирлянд изоляторов, огра-
ничивающие смещение прово-
дов под действием ветра.
а — V-образная подвеска гирлянд;
б — подвеска проводов на стержне-
вых изоляторах.
493
В отдельных случаях уменьшение результирующей
длины подвесных гирлянд, а также уменьшение откло-
нения гирлянд под действием 'ветра достигается приме-
нением специальных способов крепления гирлянд изо-
ляторов к проводам и элементам опоры, иногда неодно-
типпых для разных фаз. На рис. 7-1,а изображена
7-образная подвеска проводов, исключающая отклоне-
Рис. 7-2. Полуанкерное крепле-
ние проводов после рекон-
струкции двухцепной опоры
35 кВ в одпоцепную 110 кВ.
стояний до элементов опор
негабаритных изоляторов,
ние проводов под действием
ветра. Такой тип подвески
целесообразно осуществлять
для подвески проводов сред-
ней фазы при переводе на
повышенное напряжение ли-
ний с длинными гирлянда-
ми, особенно па опорах типа
«рюмка».
Чтобы избежать удлине-
ния консольных частей тра-
верс, можно применить фи-
ксацию крайних проводов по-
средством установки между
проводами и телом опоры
специальных стержневых
изоляторов (рис. 7-1,6). Ино-
гда применяется так назы-
ваемая полуапкерпая под-
веска проводов (рис 7-2).
Угол между гирляндами вы-
бирается из условия прибли-
жения проводов к траверсе
на расстояние не более ука-
занного в табл. 7-3. Кроме
описанных способов, умень-
шение изоляционных рас-
достигается применением ма-
оттяжных гирлянд, подвеской
специальных дополнительных грузов.
Удлинение поддерживающих гирлянд па промежу-
точных опорах вызывает снижение растояний от прово-
дов до земли. Для линий 35—220 кВ, переведенных на
повышенное номинальное напряжение, разрешается со-
кращение минимально допустимых расстояний между
проводом и землей в середине пролета до 5,5 м для ли-
ний НО кВ и 6,5 м для линий 150—330 кВ.
494
Однако в ряде случаев при значительном удлинении
гирлянды это расстояние выдержать не удается. Чтобы
избежать трудоемких работ по замене или повышению
промежуточных опор на линиях, производится за'мер
расстояния вс всех пролетах до земли и до пересекае-
мых объектов, после чего отдельно выбираются все про-
леты с недостаточными расстояниями. В каждом случае
желательно довести расстояние до нормы без значи-
тельной реконструкции опор. Для этого в практике на-
шли применение следующие методы:
1.	Удлинение гирлянд на деревянных промежуточ-
ных грузоупорных опорах можно компенсировать за
счет поднятия на такую же величину траверс. Защит-
ный угол от этого не изменяется, так как точки подвеса
проводов и тросов сохраняют свое исходное положение.
2.	На многих старых линиях провода натянуты по
ранее действовавшим нормам с большей, чем на новых
линиях, стрелой провеса. В ряде случаев недостаточное
расстояние до земли можно увеличить за счет перетяж-
ки проводов в отдельных пролетах по действующим
нормам.
3.	При замене проводов малых сечений на более
крупные (например, по условиям потерь на корону) сле-
дует иметь в виду, что провода более крупных марок
имеют меньшую стрелу провеса.
В качестве примера в табл. 7-4 приведена разница в стрелах
провеса Af старых и новых проводов при переводе линии 35 кВ на
напряжение ПО кВ для пролетов длиной 140 м.
При замене проводов в пролетах большей длины разница
в стрелах провеса увеличится еще больше. Если же расстояние до
земли и до пересекаемых объектов нельзя довести до нормы с по-
Значения Af
Таблица 7-4
Старые провода	Значения Af, м, для новых проводов марок							
	А-70	А-95	А-120	АС-70	АС-95	АС-120	АС-150	М-70
А-35	1—55	2—0,9	2,34	2,46	2,72	2,74	2,75	3,07
А-50	0,79	1,33	1,58	1,70	1,96	1,98	1,99	2,31
А-70	—	0,54	0,79	0,91	1,17	1,19	1,20	1,52
АС-35	0,56	1,10	1,35	1,47	1,73	1,75	1,76	2,08
АС-50	—	0,13	0,38	0,50	0,76	0,78	0,79	1,11
М-25	— —	—	0,30	0,42	0,68	0,7	0,71	1,03
М-35	—	—		—	0,14	0,16	0,17	0,51
495
мощью перечисленных мероприятии, следует увеличить высоту точ-
ки подвеса проводов путем применения анкерного и полуанкерного
крепления проводов или произвести необходимую реконструкцию
опор.
На деревянных опорах высоту подвески проводов можно изме-
нить заменой пасынков и стоек на более длинные, на металлических
опорах — посредством повышения металлических траверс, изменения
их конструкции или вставкой дополнительных секций. Наиболее
легко этот вопрос решается для двухцепных опор с вертикальным
расположением проводов, когда вместо двух цепей монтируется
одна цепь повышенного напряжения. В этом случае обрезается ниж-
няя траверса и провода на опоре подвешиваются «треугольником»
(рис. 7-2).
Расстояние между фазами па линиях 35—220 кВ проверяется по
условиям защиты от перенапряжений и по условиям работы прово-
дов в пролете. Как правило, определяющей является работа про-
водов в пролете. При переводе линий па повышенное напряжение
вопрос об изменении междуфазпого расстояния должен решаться
для каждой линии индивидуально. В настоящее время в энергосисте-
мах Советского Союза работает несколько линий с междуфазпым
расстоянием в 3 м, переведенных с 35 кВ на напряжение НО кВ, и
линий НО кВ — с междуфазным расстоянием 4 м, переведенных на
напряжение 150 кВ. Опыт эксплуатации этих линий показывает,
что отказ от увеличения междуфазпых расстояний практически не
ухудшил их надежности.
В отдельных случаях изменение междуфазпых расстояний про-
изводится путем реконструкции траверс. Например, на линиях с го-
ризонтальным расположением проводов увеличение междуфазных
расстояний достигается путем удлинения траверс. Для удлинения
гравере металлических опор используются специальные удлинители
из профильной стали, при необходимости усиленные шпрепгелями.
На линиях с деревянными опорами траверсы заменяются на более
длинные.
На анкерных опорах с двойными траверсами увеличения между-
фазных расстояний можно достичь, сместив одиночные траверсы
друг относительно друга. Эти траверсы со-
единяются друг с другом при помощи бол-
Рис. 7-3. Смешанная
юдвеска проводов
тля увеличения меж-
дуфазных расстояний.
тов и шпонок.
На линиях с вертикальным расположе-
нием проводов увеличение междуфазных
расстояний достигается за счет опускания
или поднятия отдельных траверс. В отдель-
ных случаях, чтобы избежать реконструк-
ции опор, применяют «смешанную» подвес-
ку проводов на опоре, за счет которой уве-
личивают расстояния между проводами
(рис. 7-3).
Во всех случаях перевода линий
на повышенное номинальное напря-
жение, когда производится какая-
либо реконструкция отдельных эле-
ментов линии, следует производить
проверку механической прочности
496
опор па условия их работы как в нормальном, так и в
аварийном режимах. Увеличение расчетных усилий нор-
мального режима будет иметь место при повышении точки
подвеса проводов или при замене проводов. Увеличение
расчетных усилий аварийного режима следует рассма-
тривать при изменении типа подвески проводов (замене
выпускающих зажимов на глухие, применении анкер-
ного и полуапкерного крепления, увеличении междуфаз-
ных расстояний за счет удлинения траверс, увеличении
расстояний до земли за счет повышения траверс).
Таблица 7-5
Номинальное напряжение, кВ	Материал опор	Удельное число отключений за год на 100 км		Успешность работы АПВ
		грозовых	не грозовых	
330	Металл	0,27	0,36	100
150	Металл	1,68	1,68	90
	Дерево	6,22	0,85	65
НО	Металл	2,5	2,18	72
	Дерево	2,28	1,56	72
Однако надо иметь в виду, что удлинение гирлянды
изоляторов за счет добавления дополнительных изоля-
торов является благоприятным фактором для работы
опор в аварийном режиме, так как снижает редуциро-
ванное тяжение при обрыве проводов. При переводе
линий 35 кВ на металлических опорах на напряжение
НО кВ снижение редуцированного тяжения вследствие
удлинения гирлянд изоляторов в зависимости от марки
проводов и характеристики анкерного пролета состав-
ляет 10—25%. Опыт эксплуатации линий электропере-
дачи, переведенных на повышенное напряжение и обо-
рудованных устройствами АПВ, показывает, что, хотя
эти линии и не подвергались значительной реконструк-
ции, они обеспечили увеличение пропускной способности
и сохранили удовлетворительные эксплуатационные ка-
чества. В табл. 7-5 приводятся данные об отключе-
ниях 31 линии с продолжительностью эксплуатации
7670 км - лет [7-4].
Перевод линий на повышенное напряжение, кроме
увеличения пропускной способности, дает возможность
в несколько раз сократить потери электроэнергии. По
данным [7-2—7-4] срок окупаемости затрат на перевод
32—548	497
Линий на 'повышенное напряжение составляет от 2 до
7 лет, что ниже нормативного, 'принятого в энергетике.
В тех случаях, .когда с точки зрения надежности элек-
троснабжения абонентов не требуется строительство
дополнительных параллельных цепей, перевод действую-
щих линий на повышенное напряжение является доста-
точно эффективным способом увеличения их пропуск-
ной способности!.
7-3. ЗАМЕНА И ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ПОДВЕСКА
ПРОВОДОВ
При решении вопроса об увеличении пропускной
способности линий в результате соответствующих тех-
нико-э'коном1ических расчетов устанавливается экономи-
чески целесообразное сечение проводов. В зависимости
от конкретных условий ('конструкции опор, марки про-
водов и т. п.) принимается вариант замены либо под-
вески дополнительных проводов в каждой фазе. И в том,
и в другом случае следует стремиться к минимальной
реконструкции опор. Для этого следует 'использовать
в допустимых пределах все фактические запасы меха-
нической 'прочности опор, определяемые конкретны ми
условиями работы опор, заложенные при проектирова-
нии линий.
Например, можно не усиливать стойки опор на лес-
ных участках трассы, где высота лесного массива боль-
ше высоты опоры. В этом случае нельзя ожидать зна-
чительных ветровых нагрузок, и поэтому при замене
проводов на провода большего сечения может потребо-
ваться лишь незначительное усиление траверс.
Обычно типовые опоры рассчитываются на опреде-
ленный диапазон проводов, и замена проводов в этом
расчетном диапазоне не потребует какого-либо усиле-
ния опор.
При решении вопроса о замене проводов на линиях
с деревянными опорами при определении объема рекон-
структивных работ следует исходить не из расчетных,
а из минимально допустимых диаметров опор, так как
реконструируемые линии определенный срок находились
в эксплуатации. Если диаметр оставшейся незагнившей
части древесины больше минимально допустимого диа-
метра, вычисленного для новых расчетных нагрузок,
детали усиливать не требуется. Величина минимально
498
допустимого диаметра для новых расчетных условии
после замены провода определится по формуле
<7-')
где dot — минимально допустимый диаметр до замены
провода, см; М2Нб— наибольший изгибающий момент
после замены провода, Н-см; Мпб—наибольший изги-
бающий момент до замены провода, Н • см.
Величина изгибающего момента, действующего на
стойки и пасынки деревянных опор в нормальном ре-
жиме, в основном определяется давлением ветра па
проводе, а все остальные усилия, создающие дополни-
тельные изгибающие моменты, составляют 10—15%
ветровых нагрузок и в сравнительных расчетах не ока-
зывают практически никакого влияния па результат.
Несмотря на то, что в I и II районах гололедности
значения Л12пб= (1,Зн-2)Л41Нб, минимально допустимые
диаметры деталей после замены проводов будут лишь
незначительно отличаться от старых значений. Это объ-
ясняется тем, что нормы регламентируют наименьшую
величину минимально допустимых и расчетных диамет-
ров деталей опор, на которых подвешиваются провода
малых сечений, и тем самым создают большие коэффи-
циенты запаса прочности. Например, минимально допу-
стимый диаметр стойки опоры НО кВ с ветровыми свя-
зями для провода М-70 равен 13,5 см, по по нормам его
приходится принимать равным 16 см (см. § 3-10). Кро-
ме того, для опор с ветровыми связями минимально до-
пустимый диаметр стоек и пасынков имеет незначитель-
ную величину и от места крепления верхней части
ветровых связей до земли остается практически неиз-
менным [7-2]. Поэтому для значительного диапазона
сечений проводов М-35—М-150; АС-35—АС-150 диа-
метр стоек и пасынков пе будет превышать 16 см.
Для линий, расположенных в III и IV районах голо-
ледности, расчетным является режим давления ветра на
провода, покрытые гололедом. Здесь основную роль
играет толщина стенки гололеда, и замена провода на
определении величины d0 практически пе скажется. На-
пример, при замене проводов АС-35 на провод АС-120
в IV районе гололедности отношение
-^-==1,15, a d„ = d„ 3/Tj5= l,05d0I.
/и 1Нб
32*
499
В тех случаях, когда все же требуется усиление
конструкций опор, рекомендуется производить установ-
ку ветровых связей, оттяжек, подкосов к траверсам,
избегая полной замены деревянных опор.
Для того чтобы облегчить работу опор в аварийных
условиях, следует по возможности производить замену
глухих зажимов на выпускающие, сокращать до мини-
мума число анкерных опор, усиливать опоры вдоль ли-
нии оттяжками и т. п.
Рис. 7-4. Усиленная опора ВЛ 220 кВ после перевода па
напряжение 330 кВ.
При замене проводов па линиях с металлическими
опорами усиление опор в случае необходимости произ-
водится после специальных расчетов путем установки
тросовых оттяжек, шпрсигслей па траверсах, установки
дополнительных раскосов для сокращения длины пане-
лей или замены отдельных секций in т. п.
На рис. 7-4 показана опора ВЛ 220 кВ, переведен-
ная на напряжение 330 кВ с одновременной подвеской
дополнительно второго провода АСО-500 в фазе [7-3].
Провода средней фазы крепятся с помощью V-образной
поддерживающей гирлянды, а траверсы и тросостойки
усилены .специальными тягами, длина которых регули-
руется талрепами. Увеличение ветровых механических
нагрузок на опоры из-за дополнительной подвески про-
500
водов в промежуточных пролетах компенсируется уста-
новкой в пролетах опор ПЗЗО-2 (рис. 7-5). Так как
в этом случае сокращается длина пролета и снижается
тяжение в анкерном пролете, эти факторы были учтены
при определении степени усиления анкерных и угловых
опор.
На отдельных линиях с длинными (10—30 км)
анкерными пролетами из-за невозможности длительных
Рис. 7-5. Опоры ПЗЗО-2, установленные в пролетах ВЛ пе-
ред подвеской второго провода в фазе.
501
отключений при замене проходов приходится временно
соединять провода разных сечений в пролете. Это же
иногда приходится делать для более полного использо-
вания всей строительной длины провода и уменьшения
количества соединителей.
Возможность временного соединения в пролете про-
водов разных сечений должна обязательно проверяться
расчетом, так как привод меньшего сечения может
быть при этом перетянут. Чтобы нс допускать значи-
тельных перетяжек провода и в то же время выдержать
необходимые расстояния до земли и пересечений, вели-
чину задаваемого тяжения следует принимать по воз-
м ожности миним а л ьной.
Ниже приводится приближенный расчет работы про-
водов различных сечений в одном анкерном пролете,
соединенных в одном из промежуточных пролетов.
В анкерном пролете с одинаковой длиной промежу-
точных пролетов I в п пролетах натянут провод сече-
нием Si и удельной нагрузкой у±, а в т пролетах на-
тянут провод сечением S2 и удельной нагрузкой уг. Про-
вод, имеющий большие значения S, будет иметь мень-
шее напряжение в материале ст, так как при определен-
ных значениях тяжения в низшей точке провеса вели-
чина напряжения будет обратно пропорциональной се-
чению cf = To/S. Принимая, что при наибольшей темпе-
ратуре окружающего воздуха t = тяжение в низ-
шей точке провода То во всех пролетах одинаково, дли-
ну провода в анкерном пролете L можно определить из
выражения
L = Lt 4- La = (п 4- m) 14- -24^- (/zy^S2! -4 /ny22S22) =
где и — число пролетов, в которых натянут провод се-
чением Sj; т — число пролетов, в которых натянут про-
вод сечением S2; уи—удельная нагрузка па проводе се-
чением Si; у2— удельная нагрузка па проводе сече-
нием S2;
= I
13
А = -24- (/ZY21S=, 4- тy22S22).
502
Величину Го можно определить, задаваясь расстоя-
нием и стрелой провеса для проводов большего сечения,
так как при одинаковой величине тяжения То провода
большего сечения S2 будут иметь большую стрелу про-
веса. Зная /г, определяем по (2-22) и (2-42) напряжение
и тяжение в проводах большего сечения в пролете:
сг2=	Го— 02*82.
Напряжение в материале од и стрела провеса про-
водов меньшего сечения при заданной температуре
^ = ^макс определяются по найденной величине То.
Аналогично можно рассчитывать все эти величины
для любой заданной температуры и по ним произвести
монтаж различных проводов в одном анкерном про-
лете.
В тех случаях, когда соединение различных прово-
дов в пролете остается на линии длительное время
(2-—3 мес и более), провода могут оказаться в условиях
низкой температуры или наибольшей нагрузки от голо-
леда и ветра. При этом напряжение в проводах мень-
шего сечения может оказаться больше допустимого.
В таких случаях необходимо выполнить проверочный
расчет проводов и определить величину наибольшего
возможного напряжения в проводе. Для выполнения та-
кого расчета задаются величиной предельного допусти-
мого напряжения в проводах согласно табл. 7-6.
Временные сопротивления и предельные
напряжения материала проводов
Таблица 7-6
Провода	Временное сопротивле- ние, Н/мм’	Предельное напряжение, Н/мм’
Медные		390	310
Алюминиевые		150—160	120
Сталеалюминиевые:		
АС сечением 10 мм2		240	190
АС сечением от 16 до 95 мм2		250	200
АС сечением 120 *мм2 и более		290	230
АСО всех сечений		270	210
АСУ всех сечений		310	250
Стальные:		
псо		550	400
ПС и пмс		650—700	480—500
Тросы стальные		1200	950
503
Напряжение в проводах при среднеэксплуатаЦйоН-
ных условиях не ограничивают. Составляя для соответ-
ствующих условий уравнение состояния провода (2-25)
и решая его относительно неизвестной величины напря-
жения в проводе меньшего сечения, проверяют, не пре-
восходит ли эта величина предельно допустимых вели-
чин, приведенных в табл. 7-6.
Повышение механического напряжения в материале
проводов вызывает опасность повреждений их от вибра-
ции. При повреждении отдельных жил вследствие ви-
брации механические напряжения в проводах повысятся
и провода могут оборваться. Поэтому при сращивании
в пролете проводов различных сечений провода мень-
шего сечения надо обязательно защищать гасителями
вибрации. Защита от вибрации проводов большего сече-
ния производится в тех случаях, когда провода соеди-
няются в пролете на срои от 6 мес до 1 года, если
оредпеэксплуатационный коэффициент запаса прочности
Сращивание проводов различных сечений в пролете
осуществляется при помощи натяжных или плашечных
(клыковых) зажимов. На линиях с большими токовыми
нагрузками в шлейфах устанавливаются дополнитель-
ные плашечные зажимы. В отдельных случаях стале-
алюминиевые провода разных сечений можно соединить
с помощью обычных овальных соединений. Например,
провода АС-150 и АС-95 можно опрессовать в соедини-
тельных гильзах СОАС-120, провода АС-120 и АС-70 —
в соединительных гильзах СОАС-95. Механические
испытания такого вида соединений показали их доста-
точную механическую прочность. Надежность электри-
ческого контакта-такого соединения была проверена ла-
бораторными испытаниями и двухлетней эксплуатацией
на одной из линий НО кВ с большими токовыми на-
грузками.
Порядок производства работ по замене проводов
описан в § 2-13.
При решении вопроса об увеличении пропускной
способности рассматривают вариант дополнительной
подвески проводов в каждой фазе (расщепленных про-
водов фазы). Следует иметь в виду, что по сравнению
с одиночными проводами с точки зрения увеличения
пропускной способности и предела передаваемой мощ-
ности линии с расщепленными проводами в фазе имеют
504
лучшие характеристики. Это объясняется более благо-
приятными условиями охлаждения расщепленных про-
водов, а также снижением их реактивного сопротивле-
ния по сравнению с одиночными проводами эквивалент-
ного сечения. Для линий 220 кВ и выше снижаются
потери на корону и уровень радиопомех.
В то же время при определенных условиях и скоро-
сти ветра часто наблюдались «пляска», скручивание
проводов в фазе, при коротких замыканиях имели место
схлестывания расщепленных проводов, что отрицательно
сказывается на работе линий с расщепленными прово-
дами.
Поскольку дополнительная подвеска проводов про-
изводится на действующих линиях, перед началом вы-
полнения работ проверяется механическая прочность
опор, изоляторов и линейной арматуры. В зависимости
от расположения проводов в пучке (вертикальное или
горизонтальное) проверяются изоляционные расстояния
до элементов опоры. Обычно при подвеске дополнитель-
ных проводов крепление проводов к гирляндам прихо-
дится изменять и применять специальные поддерживаю-
щие устройства.
Если второй провод подвешивается в вертикальной
плоскости, то незначительное (до 0,4 м) снижение рас-
стояния до земли можно ликвидировать путем уменьше-
ния количества изоляторов, применения малогабарит-
ных изоляторов или замены арматуры.
Вертикальная подвеска двух проводов в фазе позво-
ляет легко осуществить дополнительную подвеску вто-
рого провода, обеспечивает большую устойчивость пуч-
ка проводов в статическом и динамическом режимах
работы липин и создает более благоприятные условия
работы проводов при вибрации и «пляске». Наличие
распорок, связывающих провода между собой в верти-
кальном направлении, препятствует появлению сущест-
венной вибрации, в результате чего отпадает необходи-
мость в установке гасителей вибрации. Следует ожи-
дать, что и при «пляске» проводов при таком способе
крепления продольные смещения проводов фазы друг
относительно друга будут меньше, чем при горизонталь-
ном расположении проводов, что ограничит выпадание
дистанционных распорок и повреждение проводов.
Монтаж дополнительного нижнего провода произво-
дится следующим образом. После установки поддержи-
505
вающих устройств вместо нижних подвесных зажимов
устанавливаются монтажные ролики, по которым натя-
гивается новый провод. Если старый провод висел на
линии несколько лет и вытянулся, то натягивать новый
провод сразу с такой же стрелой провеса не рекомен-
дуется, так как новый провод с течением времени вытя-
гивается и произойдет разрегулировка проводов фазы.
Для того чтобы устранить это явление, новый провод
натягивается с максимально возможным тяжением и
выдерживается под этим тяжением в течение 8—10 ч.
После того как провод получит определенное удлине-
ние (около 0,02%), тяжение снижают до тех пор, пока
оно не окажется немного выше, чем у старого провода.
Некоторые погрешности в стреле провеса будут
ликвидированы с течением времени. Разница в стрелах
провеса старого и нового проводов определяется по
формуле (при перетяжке 0,03%)
. с 3T&L / I \2	4,5-10-47' / I V
д/ = -2^7- -7—	,	(7-3)
у /пр у	ё \ ‘пр /
где AL/£ = 3-10“4 —относительная разница в длинах
проводов; Т — тяжение в проводе, Н; g— масса прово-
да, Н/м; I — длина рассматриваемого пролета, м; /Пр —
приведенный пролет анкерного участка, м.
Следует иметь в виду, что при одной и той же тем-
пературе окружающего воздуха старый провод больше
нагревается солнцем из-за более темного цвета его по-
верхности. Поэтому окончательный монтаж проводов
лучше всего производить утром, когда влияние солнеч-
ных лучей па нагрев незначительно.
При монтаже дополнительных проводов на линиях
выше 220 кВ особое внимание обращается на состояние
поверхности проводов при раскатке, так как даже про-
таскивание проводов по земле увеличивает коропирова-
ние проводов и радиопомех. Поэтому целесообразно вы-
полнять монтаж новых проводов под тяжением.
После окончательного визирования проводов и за-
крепления их на анкерных опорах производят переклад-
ку и тщательное закрепление проводов в подвесных за-
жимах. Установку дистанционных распорок производят
примерно через неделю. За это время провод получит
в основном необходимое дополнительное удлинение.
Для проверки соответствия стрел провеса старого и
нового проводов применяется специальный прибор
506
(рис. 7-6). При передвижении этого прибора по прово-
дам в случае их разрегулировки стрелка прибора пока-
зывает на шкале величину смещения.
Распорки устанавливаются с телескопических авто-
вышек или специальных монтажных тележек, причем
интервал между распорками по концам пролета должен
быть 40—60 м, а к середине пролета — несколько боль-
ше. При выполнении этих условий провода фазы с точ-
ки зрения скручивания работают лучше.
Рис. 7-6. Прибор для проверки регулировки проводов
в расщепленной фазе.
/ — фиксирующая труба; 2 — провод; 3 — шкала; 4 — стрелка
с грузиком.
Организация работ зависит от того, будет ли линия отключе-
на па все время реконструкции или будет отключаться периодически.
Во втором случае переустройство окажется менее экономичным за
счет холостых пробегов транспорта, увеличения подготовительного
времени, меньшей производительности труда линейных бригад. Кро-
ме того, периодические включения линий заставляют дополнительно
решать вопросы: о своевременном включении линии независимо от
конкретных условий работы (аварийной готовности линий), о пол-
ном использовании строительных длин провода, о дополнительных
мероприятиях по обеспечению безопасности работ. Все подготови-
тельные работы производятся до отключения линии.
7-4. УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ ПРОВОДОВ
В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ
В условиях эксплуатации непрерывный рост потреб-
ления электроэнергии нередко приводит к тому, что ве-
личина тока в проводах некоторых линий временно
определяется по экономическими факторами, а ростом
нагрузок потребителей. В таких случаях в целях преду-
преждения аварий из-за пережога или недопустимого
провисания перегретых проводов токовая нагрузка
не должна превышать длительно допустимой токовой
нагрузки, которая не должна при любых условиях при-
водить к нагреву провода выше определенной темпера-
507
туры. ПУЭ установлена предельно допустимая темпера-
тура неизолированных проводов при длительном прохо-
ждении тока 70рС.
Исследов1а1ния, проведенные в ВНИИЭ и в целом
ряде зарубежных стран [2-32 и 7-5], показали, что пре-
дельно допустимая температура проводов, принятая в
СССР, несколько занижена.
Испытания, проведенные на действующих линиях и
на специальных лабораторных стендах, показали, что
механическая прочность медных проводов при нагреве
До /пр=150оС в течение 3—24 ч понижается в пределах
5—10%, а при нагревах до 85°С в течение нескольких
тысяч часов снижается на 25%. Механическая прочность
сталеалюминневых проводов при нагревах в пределах
150—200°С несколько увеличивается, что объясняется
более благоприятным распределением усилий между
отдельными проволоками в сталеалюминиевых многопро-
волочных проводах.
Модуль упругости, и следовательно, и провес медных
проводов существенно изменяются лишь при температуре
160—165°С. Характеристики сталеалюминиевых прово-
дов еще лучше, хотя существенное снижение модуля
упругости алюминиевых проволок наступает при темпе-
ратуре 150°С, ио модуль упругости стали в этом диапа-
зоне температур практически нс меняется.
Следует иметь в виду, что соединительные зажимы
при удовлетворительном качестве монтажа даже при
больших токовых нагрузках имеют температуру на 10—
12°С ниже, чем провод.
Однако при p.aiccмотрении вопроса об ограничении
величины предельно допустимой температуры провода
следует иметь в виду, что применение существующей
линейной арматуры с магнитными потерями может вы-
звать местный дополнительный нагрев медных проводов
на 10—15°С, а сталеалюмпнпевых проводов большого
сечения—на 25—30°С.
В табл. 7-7 приводятся сравнительные данные о
величинах предельно допустимой температуры проводов,
принятых в ряде зарубежных стран.
Исследования теплового баланса проводов воздуш-
ной линии [7-6] позволили установить повышенную теп-
лоотдачу провода в окружающую среду даже при
незначительном поперечном движении воздуха (и =
= 0,6 м/с). При этом длительно допустимая токовая
508
нагрузка проводов увеличивается примерно на 15—26%.
Бл1а1ГО1П1р|ият'ным1и факторами с этой точки зрения явля-
ются также повышенная теплоотдача провода в верхние
слои воздуха с более низкой температурой окружающей
среды, влияние окисления и загрязнения поверхности
проводов в результате многолетней эксплуатации.
Таблица 7-7
Предельно допустимые температуры проводов
в ряде зарубежных стран
Страна	Температура, °C, для проводов		Страна	Температура, °C, для проводов	
	медных	алюмини- евых или сталеалю- миниевых		медных	алюмини- евых или сгалеалю- мппиевых
Канада			80	Англия			80
Швейцария	70	80	Швеция	75	75
США	85	85		70	125
На основании приведенных данных в отдельных
случаях (во время аварий, при отключении транзитных
линий для ремонтных работ, при эксплуатации времен-
ных линий) 'можно допускать значительно большие
значения предельно допустимой температуры проводов,
чем это предусмотрено ПУЭ, в зависимости от продол-
жительности прохождения по линии увеличенных на-
грузок.
Для работы в течение нескольких месяцев можно
принять предельно допустимую температуру для мед-
ных проводов |/ = 80°С, а для сталеалюминиевых прово-
дов t= 100°С.
При работе в течение суток для медных проводов
/ = 85°С, для сталеалюминиевых проводов с обычной
подвесной арматурой 110°С, а с немагнитной подвес-
ной арматурой /=125°С. Рассчитанная по этим значени-
ям температуры предельно допустимая токовая нагруз-
ка будет зависеть от температуры окружающего воздуха
и скорости ветра, дождя и т. п.
На рис. 7-7 показаны кривые, по которым можно
определить предельно допустимые токовые нагрузки на
медные и сталеалюминиевые провода в аварийных
условиях при различной температуре окружающего
воздуха.
509
I
д
1700
1000
1500
1400
1300
1200
1100
/ООО
900
ДС0-50С
до- ЧОО
ДО-300
ДО-240
800
700
~600
500
400
Тзоо
-30 -20	-10
О 10
б)
ДО-185
----ДС-150
----ДО- 120
----ДО- 95
----ДО- 70
—- ДС-50
/10-35
20 °C
Рис. 7-7. Предельно допустимые токовые нагрузки па
провода в аварийных условиях.
а _- дЛя медных проводов при ?—85оС; б — для сталеалюмипие-
вых проводов при /=125°С.
Однако во всех случаях предельно допустимые
нагрузки по проводам должны согласовываться с номи-
нальными токами коммутационных аппаратов, включен-
ных по концам данной линии.
510
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СООРУЖЕНИЯ
8-1. ЛЕДОРЕЗЫ
При проектировании участков линий, расположенных
на пересечениях через реки и другие водные преграды,
место перехода выбирается так, чтобы переходные и
пойменные опоры по возможности меньше подвергались
размывной деятельности паводковых и ливневых вод,
а также воздействию ледохода и береговых оползней.
При недостаточной ледорезной защите в период
интенсивного ледохода повреждались и даже полностью
разрушались установленные переходные и пойменные
опоры.
Рис. 8-1. Повреждение деревянной опоры ледоходом.
В практике эксплуатации линий электропередачи
были случаи, когда выполненная по проекту защита
оказывалась бесполезной, так как направление паводко-
вых вод и преимущественное направление ледохода
было выбрано проектной организацией неверно (рис. 8-1).
Для защиты деревянных опор широкое распростране-
ние получили клинообразные ледорезы из пропитанной
древесины. При сравнительно небольшом напоре льда
для защиты обычных опор могут применяться деревян-
ные трехгранные ряжи, заполненные камнем. Режущая
кромка ряжей, как правило, усиливается куском
углового железа или рельса.
511
Металлические и железобетонные опоры в ледоход-
ных поймах защищаются путем обвалования фундамен-
тов насыпным грунтом с укреплением откосов дерном
или бутовым камнем в зависимости от гидрогеологиче-
ских условий реки (рис. 8-2).
На рис. 8-3 приведена ледорезная защита с каменным
мощением призмы.
На рис. 8-4 показана защита железобетонной опоры
с помощью щебеночной засыпки.
Рис. 8-2. Обвалование фундаментов насыпным
грунтом с бутовым мощением призмы.
В последние годы в ряде энергосистем при сооруже-
нии переходов линий электропередачи через водные и
ледоводные преграды широко применяются в качестве
защитного покрытия обвалованных грунтом пойменных
и переходных опор железобетонные плиты, связываемые
круглой сталью диаметром 12—16 мм (рис. 8-5).
Для предотвращения размывания грунта обваловки
опоры ' между поверхностью земляной или песчаной
призмы обвалования опоры и железобетонными плитами
укладывается слой щебня или гравия, играющий роль
обратного фильтра. На линиях электропередачи, питаю-
щих ответственных потребителей, щели между железо-
бетонными плитами дополнительно заливают цементным
раствором, а вокруг насыпанной призмы делается хворо-
стяная выстилка (рис. 8-6).
512
Эксплуатация линий электропередачи, пойменные и
переходные опоры которых обвалованы железобетонны-
ми плитами, показала, что подобная ледорезная защита
является вполне надежной. Следует отметить, что
неудовлетворительно выполненное обвалование опор
грунтом, а также отсутствие обратного фильтра, препяг-
Рпс. 8-3. Защита промежуточных опор в пойме рек каменным
мощением (ригели условию не показаны).
Рис. 8-4. Закрепление железобетонных опор с помощью
щебеночной засыпки.
ствующего вымыванию частиц грунта обвалования опор
волнами, рябью или быстрым спадом паводковых вод,
ливневыми потоками воды способствуют разрушению
опор даже и в тех случаях, когда в качестве защитного
покрытия используются железобетонные плиты.
В качестве ледорезной защиты железобетонных опор,
устанавливаемых в ледоходных поймах рек, применяют-
ся также железобетонные сваи, вдавливаемые в грунт и
33—548	513
связываемые по верху железобетонными сваями с по-
мощью металлических хомутов (рис. 8-7).
Однако, как показал опыт эксплуатации, при интен-
сивных -паводках подобная конструкция ледорезов
не защищает опору от ледоходных повреждений, так
как она не обладает свойствами призменной ледорезной
Рис. 8-5. Защита пойменной опоры железобетон-
ными плитами.
Рис. 8-6. Ледорезная защита с покрытием призмы железобетонными
плитами.
I — хворостяная выстилка; 2 — двойное каменное мощение; 3—железобетон-
ные плиты; 4- сборный железобетонный фундамент; 5 — монолитная бетонная
плита; 6 — дерновка.
защиты овальной формы, являясь сама своеобразной
решеткой, собирающей паводковые наносы, которые
создают в дальнейшем условия для образования ледя-
ных заторов.
Ледорезы могут выполняться как отдельно стоящие
сооружения и совмещены с фундаментом опор (рис. 8-8).
514
I’нс. 8-7. Свайная ледорезная защита.
/ — свая. 2 -опора; 3 — хомут.
Рис. 8-8. Ледорез, совмещенный с фунда-
ментом опоры.
33*
515
За состоянием ледорезов со стороны эксплуатацион-
ного персонала систематически осуществляется надзор
при плановых осмотрах монтерским персоналом, при
контрольных осмотрах инженерно-техническим персона-
лом, а также в порядке подготовки к паводку. Неисправ-
ные, поврежденные ледорезы заранее до наступления
паводка должны быть отремонтированы.
В планах работ паводковой комиссии, назначаемой
по предприятию, должны содержаться мероприятия,
обеспечивающие наблюдение за прохождением паводка
и в необходимых случаях подрыв льда в водоемах выше
по течению от переходов линий электропередачи силами
районных паводковых комиссий.
8-2. СИГНАЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА НА ПЕРЕХОДАХ
ЧЕРЕЗ СУДОХОДНЫЕ РЕКИ
Для предотвращения повреждений проводов линий
высокими мачтами судов, а также в целях обеспечения
безопасности движения на речном транспорте «Прави-
лами плавания по внутренним водным путям СССР»
предусматривается установка на берегу вблизи перехо-
дов линий через судоходные реки сигнальных знаков.
Установка этих знаков имеет целью предупредить
экипажи судов о проходящих над рекой проводах воз-
душных линий, недопустимости стоянки судов под про-
водами линий и необходим ости предпринять соответст-
вующие меры предосторожности, а в отдельных случаях
опустить высокие мачты.
Сигнальный знак воздушных переходов линий выпол-
няется в виде белого диска диаметром 1 м, имеющего
две вертикальные красные полосы шириной по 20 см и
укрепленного на столбе, окрашенном чередующимися
полосами белого и черного цветов (рис. 8-9).
Установка сигнальных знаков в каждом отдельном
случае должна быть согласована с местными отделени-
ями управления речного флота. Расстановка сигнальных
знаков на местности производится в соответствии с
рис. 8-10.
Для освещения сигнального знака в ночное вре-
мя диск снабжается двумя сигнальными огнями жел-
того цвета. Плоскость диска (щита) лицевой стороной
должна быть обращена навстречу подходящим к пере-
ходу судам.
516
Питание электрических фонарей может осуществ-
ляться от ближайшего источника питания сети 110 или
220 iB, от установки емкостного отбора мощности или от
разземленных грозозащитных тросов, а также от бата-
рей постоянного тока.
Схема питания от сети 110 или 220 В возможна в тех
случаях, когда поблизости имеется сеть ПО или 220 В.
Указанная схема требует постоянного наблюдения:
включение установки с наступлением темноты, отклю-
Рис. 8-9. Сигнальный знак воз-
душного перехода на пересече-
ниях рек.
Рис. 8-10. Ограждение перехода
линии электропередачи через су-
доходные реки; расстановка зна-
ков на местности.
чение на день, смена лампочек и пр. Все это весьма
затруднительно, так как эксплуатация сигнальных зна-
ков возложена на персонал, обслуживающий линию и
располагающийся часто в значительном удалении от
переходных опор.
Схема питания сигнальных знаков от установки
емкостного отбора мощности целесообразна там, где
имеется возможность изолировать участок троса необхо-
димой длины.
Указанная схема не требует повседневного надзора
(включения и отключения); установка эта всегда вклю-
517
Рис 8-11. Схема пита-
ния сигнальных знаков
речных переходов, осу-
ществляемых от батареи
постоянного тока.
1 — фотовыключатель; 2 —
основная питающая бата-
рея; 3- подпитывающая ба-
тарея; 4 сигнальные лам-
чена и работает, когда линия на-
ходится под напряжением. Мощ-
ность трансформатора емкостного
отбора и мощность электрических
ламп накаливания подбирается
таким образом, чтобы величи-
на напряжения была на 10—20%
ниже поминального. При этом
условии срок службы ламп воз-
растает, и они не требуют частой
замены. Недостатком указанной
схемы является отсутствие сиг-
нального освещения в случае вы-
вода линии в ремонт.
Питание сигнальных знаков от
батарей постоянного тока преду-
сматривает использование двух батарей типа
1,28-НВМЦ-525 («Девиз»), напряжением 1,28 В, емкостью
525 Л-ч, подпитывающей батареи от карманного фона-
ря КБС-0,5 напряжением 4,6 В, шахтерских лампочек на
напряжение 2,5 В и ток 0,55 А.
Для включения установки на ночь и отключения ?
рассветом может ис пользоваться фото-выключатель
У-172-2028.
Вся установка монтируется в герметической коробке
и действует как автомат.
Принципиальная схема установки представлена на
рис. 8-11.
Емкости основных батарей хватает на сезон навига-
ции (апрель—октябрь). Подпитывающая батарея замр-
няется ио мере выхода из строя. Следует помнить, что
батареи ‘надежно работают при температуре воздуха
не ниже +10°С, а поэтому с наступлением морозов их
следует снимать с автомата.
Проверка работы автомата в дневное время произ-
водится простым затемнением смотрового окна фото-
элемента ладонью руки, при этом должны загораться-
огни автомата.
Все сигнальные устройства переходов через судоход-
ные реки к началу навигации должны быть осмотрены
и отремонтированы. В ходе навигации производится
периодический контроль за работой сигнальных
устройств в сроки, устанавливаемые руководством служ-
бы линий предприятия электрических сетей.
5 18
8-3. СИГНАЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА ДЛЯ ВЫСОКИХ ОПОР
Все сооружения, представляющие препятствие для
совершения полетов, подразделяются на две группы:
аэродромные препятствия и линейные препятствия.
Аэродромными препятствиями являются
сооружения в приаэродромной полосе, угрожающие
опасностью столкновения с ними при взлете и посадке
самолетов.
Линейными препятствиями являются мач-
ты радиостанций, опоры линий электропередачи, угро-
жающие опасностью столкновения с ними при соверше-
нии полетов по маршруту.
В целях обеспечения безопасности полетов самоле-
тов, а также в целях предохр анения сооружений о г
воздушного транспорта опоры ВЛ по требованию орга-
низаций ГВФ или ВВС подлежат маркировочной рас-
краске в виде нанесения поочередно красных (оранже-
вых) и белых полос на конструкции опоры шириной от 2
до 15 м, а в ночное время должны быть также огражде-
ны установкой сигнальных огней красного цвета, распо-
лагаемых в верхних частях опор и ниже через каждые
20—30 м для аэродромных препятствий и не более
50 м — для линейных препятствий.
К таким опорам относятся в большинстве случаев
специальные переходные опоры, устанавливаемые в
местах пересечений линии с судоходными и сплавными
реками и другими водными преградами.
Питание светильников сигнального освещения опор
может производиться как от местной сети напряжением
220—380 В, так и от установок емкостного отбора мощ-
ности, для чего используются изолированные грозоза-
щитные тросы линий ПО кВ и выше, па которых нахо-
дится напряжение порядка 10—46 кВ в зависимости о г
поминального напряжения линии, высоты подвески
троса по отношению к проводам и т. д.
Схемы питания сигнального освещения от сети пере-
менного тока выполняются как обычное освещение г
использованием ламп накаливания мощностью до 100 Вт
в герметической арматуре. Подводка к лампам осущест-
вляется кабелем, укрепленным па конструкции опоры.
К недостаткам указанной схемы можно отнести сле-
дующие:
1)	не всегда поблизости от переходных опор имеется
сеть напряжением 220—380 В;
519
Рис. 8-12. Схема передачи электрического тока при напряже-
нии 220 В на противоположный берег реки с использованием
грозозащитных тросов (опоры № 2 и 3 — промежуточные, опо-
ры № 1 и 4 — анкерные).
2)	напряжение сети, как правило, колеблется в зна-
чительных пределах (в ночное время сильно повышает-
ся), что приводит к быстрому выходу ламп из строя;
3)	необходимость постоянного обслуживания (отклю-
чение на дневное время и смена ламп);
4)	затруднительность передачи напряжением 220—
380 В на другой берег реки, где может быть установле-
на другая высокая опора.
Для передачи напряжения с одной переходной опоры
на другую в некоторых случаях может быть предложен
способ использования изолированного грозозащитного
троса, подвешенного на переходе ((рис. 8-12).
Включением рубильников 1 и 2 напряжение от одной
фазы 220 В подается на светильники одной опоры, а по
тросу — па другой берег и вторую опору. Поскольку при
вывертывании ламп грозозащитный трос может оказать-
ся под высоким напряжением, смену ламп можно произ-
водить при условии снятия напряжения 220—380 В
с установки и заземления троса.
Для питания световой сигнализации высоких опор
целесообразно использовать емкостный отбор мощности
от изолированных тросов с использованием ламп нака-
520
Рис. 8-13 Схема питания
светильников (ламп накали-
вания) световой сигнализа-
ции высоких опор с исполь-
зованием емкостного отбо-
ра мощности от изолиро-
ванных тросов через пони-
жающий трансформатор.
1 — заземленный трос; 2 — изо-
лированный трос; 5—5 — прово-
да линии; а, и И2—искровые
промежутки; Р — однополюс-
ный разъединитель;
лампы светильников; Тр —
трансформатор типа ИОМ.
ливания, подсоединен-
ных к понизительному
трансформатору отбо-
ра мощности, обмотка
высокого напряжения которого присоединяется по схеме
трос — земля (рис. 8-13), или с использованием газосвет-
ных Пеоновых ламп высокого напряжения, подсоединяе-
мых непосредственно к изолированному тросу (рис. 8-14).
Во втором случае четыре светильника включены в цепь
последовательно, причем параллельно каждой трубке
Рис. 8-14. Схемы питания газосветных неоновых ламп высокого на-
пряжения, подсоединяемых непосредственно к изолированному тросу.
1 — заземленный грозозащитный трос; 2 — изолированный грозозащитный трос;
3—5 — провода линии электропередачи; И — искровой промежуток (разряд-
ник); Р — однополюсный разъединитель;	— газосветные лампы, выпол-
ненные нз трубок 0 18 мм; Л'\—Л\— газосветные лампы, выполненные из тру-
бок 0 12 мм; 6 — реактор, ограничивающий ток.
521
светильника диаметром 18 мм подсоединена другая труб-
ка диаметром 12 мм, которая является резервной и вхо-
дит в работу при выходе из строя первой трубки [8-1,8-2].
Преимуществом указанной схемы является то, что
отпадает необходимость в понижающих трансформато-
рах; сами светильники более экономичны, имеют боль-
ший срок службы и имеют резерв в случае выхода из
строя любой из ламп.
Разъединитель используется при необходимости вы-
полнить ту или иную работу на установке и служит для
заземления изолированного участка троса.
Операции с разъединителями должны производиться
с помощью оперативной штанги.
8-4. ЗАЩИТНЫЕ ВОРОТА
Для предотвращения случаев повреждения проводов
линий в местах пересечения с подъездными железнодо-
рожными путями, находящимися в ведении промышлен-
ных предприятий различных юсдомств, необходима уста-
новка так называемых защитных ворот (рис. 8-15).
Защитные ворота устанавливаются на железнодо-
рожных путях в непосредственной близости от перехода
линии не ближе 15 м от крайних проводов в виде
Рис. 8-15. Защитные ворота на пересечениях подъездных же-
лезнодорожных путей линиями электропередачи.
522
П-образных конструкций из дерева, металла или желе-
зобетона.
Размеры защитных ворот должны обеспечить, с одной
стороны, необходимые расстояния до габарита подвиж-
ного состава, а с другой стороны, обеспечить безопасные
расстояния до проводов линии. Перекладина ворот рас-
полагается ня высоте не ниже 5,8 м от головки рельса.
Установка и обслуживание защитных ворот произво-
дятся организацией, в ведении которой находятся же-
лезнодорожные пути. Персонал, эксплуатирующий ли-
нии, должен следить за выполнением этого требования и
своевременно ставить вопрос перед владельцем об уста-
новке или ремонте защитных ворот.
8-5. ЗАЩИТА ОПОР И ПРОВОДОВ ЛИНИИ
ОТ ПОВРЕЖДЕНИЙ ТРАНСПОРТОМ
В тех случаях, когда опоры располагаются в непо-
средственной близости к проезжен полосе улиц и авто-
мобильных дорог, они должны защищаться отбойными
тумбами, устанавливаемыми в 2—3 м от основания опор
со стороны движения транспорта (рис. 8-16, 8-17).
Высота отбойных тумб от поверх-
ности земли не должна быть менее
1 м. Крепление отбойной тумбы
в грунте должно быть выполнено
надежно путем трамбовки при за-
сыпке грунтом с добавлением щебня.
На автомобильных дорогах в ме-
стах пересечения с линиями с обеих
сторон линии должны устанавли-
ваться сигнальные знаки, указываю-
щие допустимую высоту движущего-
ся транспорта с грузом. Сигнальные
знаки (рис. 8-18) устанавливаются
организацией, в ведении которой на-
ходится дорога, по согласованию
с организацией, эксплуатирующей
линии. На знаках указывается пре-
Рис. 8-16. Железобе-
тонная отбойная тум-
ба для защиты опор
линии.
дельная высота груза, которая со-
гласовывается в каждом отдельном
случае с администрацией сетевого
предприятия.
523
Рис, 8-17. Защита опоры от повреждения транс-
портом.
Рис. 8-18. Ограждение перехода
ВЛ через автомобильную дорогу.
а — сигнальный знак перехода воздуш-
ной линии; б—установка сигнальных
знаков па переходе через автомобиль-
ную дорогу.
1Д
8-6. ПЕШЕХОДНЫЕ МОСТИКИ И НАСЫПИ ВДОЛЬ ТРАССЫ
Для быстрого осмотра линии, а также для обеспече-
ния планового осмотра линий на трассах в местах пере-
сечения с небольшими речками и ручьями необходимо
сооружать пешеходные мостики. Обычно для этой цели
используются оставшиеся от строительства конструкции
металлических мачт с приваренными к ним поручнями
или специально изготовленные легкие конструкции из
дерева или металла.
524
Пешеходные мостики должны надежно укрепляться,
с тем чтобы весенними паводковыми водами они не были
снесены. Обычно сооружение таких мостиков при проек-
тировании линий не предусматривают, и в эксплуатации
приходится сооружать их своими силами.
В местах прохождения линий по топким болотам и
низинам, где на поверхности земли длительное время
может сохраняться вода, должны сооружаться насыпи,
деревянные настилы или применяться другие способы,
позволяющие 'монтерам, производящим осмотр линии
или ее ремонт, быстро преодолевать указанные препят-
ствия. Для этой цели обыкновенно используются местные
с т ро ит ел ьн ы е м ат ери а л ы.
Персонал, обслуживающий линии, должен повседнев-
но заботиться о состоянии подъездов к трассе линии,
производя в необходимых случаях работы по ремонту
отдельных участков дорог с закладкой труб для стока
воды.
Правильное содержание всего комплекса вспомога-
тельных сооружений облегчает эксплуатационному пер-
соналу обслуживание линий, повышает культуру
эксплуатации и обеспечивает надежную, безаварийную
работу.
Глава девятая
ТРАССЫ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
9-1. ТРАССА ЛИНИИ, ОХРАННАЯ ЗОНА, РАЗРЫВЫ
И ПРОСЕКИ
Трассой называется полоса земли, по которой про-
ходит линия электропередачи. В целях обеспечения со-
хранности линий необходимо вести систематическое на-
блюдение за состоянием трасс линий.
Поскольку повреждения электрических сетей вызыва-
ют перерывы в обеспечении электрической энергией горо-
дов, колхозов, заводов, фабрик, шахт и других потреби-
телей, наносят ущерб народному хозяйству, а также мо-
гут привести к несчастным случаям с людьми,
поддержание трасс линии в хорошем состоянии является
большой и важной задачей персонала электрических се-
тей.
Охрана линий электропередачи от повреждений явля-
ется важным государственным делом. Специальным По-
525
становлением Совета Министров СССР от 30 ноября
1953 г. за № 2866 утверждены «Правила охраны высоко-
вольтных электрических сетей». Эти правила распростра-
няются на все сети напряжением 2 кВ и выше, а также
на линии связи, обслуживающие предприятия электро-
сетей. Аналогичные правила утверждены для электриче-
ских сетей до 1000 В [9-3].
Для сохранности и нормального содержания воздуш-
ных линий электропередачи установлены:
1)	охранные зоны вдоль линий, проходящих по
ненаселенным местностям, определяемые параллельны-
ми прямыми, отстоящими от крайних проводов на рассто-
яния для линий напряжением:
До 20 кВ включительно...........................10	м
„	35 кВ	„	 15	м
„	110 к В	„	 20	м
„	150—330	кВ	„	 25	м
„	400-500	кВ	„	 30	м
„ 750 кВ	„	................... . 40 м
2)	разрывы, т. е. горизонтальные расстояния от
крайних проводов линии при наибольшем их отклонении
до ближайших выступающих частей зданий и сооруже-
ний не менее:
Д'вд	линий	до 20 кВ включи ie и.ио .............2	м
„	„	35— 110 кВ	„	 4	м
150 кВ	г ....................5	м
„	„	220 кВ	„	..........Ом
„	„	330 кВ	„	............8 м
400—500 кВ	„	 10	м
„	„	750 кВ „	............40 м
3)	просеки в лесных массивах и зеленых насажде-
ниях.
Ширина просек зависит от высоты основного лесного
массива. В низкорослых насаждениях высотой до 4 м ши-
рина просеки должна быть пе менее расстояния между
крайними проводами плюс 6 м (по 3 м на каждую сторо-
ну от крайних проводов). В насаждениях высотой более
4 м ширина просеки не должна быть меньше расстояния
между крайними проводами плюс удвоенная высота ос-
новного лесного ’массива (по расстоянию, равному высо-
те основного лесного массива на каждую сторону от
крайних проводов).
Исключением из этого правила является прохождение
Линии по паркам, заповедникам, лесным зеленым зонам,
по ценному лесному массиву, защитным полосам вдоль
526
железных и шоссейных дорог, где ширина просек для
воздушных линий электропередачи может быть уменьше-
на по согласованию с организацией, в ведении которой
находятся указанные насаждения.
Однако при этом следует иметь в виду, что рассто-
яния от крайних проводов линии при наибольшем их от-
клонении до кроны деревьев не должны быть меньше 2 м
для линий до 20 кВ, 3 м
для линий 35—ПО кВ,
4 м для линий 150—220 кВ
и 5 м для линий 330—
500 кВ.
При прохождении че-
рез территорию фрукто-
вых садов с насаждением
высотой не более 4 м вы-
рубка просек не обяза-
тельна.
В последние годы при
строительстве новых ли-
ний внедряются более
прогрессивные формы раз-
рубки просек, позволяю-
щие снизить капитальные
вложения на сооружение
линии электропередачи и
уменьшить объем выру-
баемого леса при одновременном обеспечении эксплу-
атационной надежности линий (рис. 9-1).
Трасса воздушной линии электропередачи должна пе-
риодически расчищаться от поросли и деревьев и содер-
жаться в безопасном в пожарном отношении состоянии;
должна поддерживаться установленная ширина просек,
а отдельные деревья, угрожающие падением на провода
и опоры, должны вырубаться с уведомлением об этом
организации, в ведении которой находятся насаждения.
В связи с широким строительством в СССР ВЛ 500
и 750 кВ и намечаемым па 1975—1980 гг. строительством
линий ультравысокого напряжения 1150 кВ серьезное
значение приобретает защита населения и работающих
на трассах ВЛ людей от действия электрического поля.
Расчеты показали, что напряженность электрического по-
ля под проводами ВЛ 500, 750 и 1150 кВ может дости-
гать в середине пролета (при принятых минимальных
527
габаритах от проводов до земли соответственно 8, 10 и
14,5 м) величин, равных соответственно 14, 19 и
20 кВ/м. При этом воздействие электрического поля про-
является:
1)	в прохождении через тело человека емкостного
электрического тока, величина которого зависит от ве-
личины напряженности электрического поля;
2)	в разрядах на человека при касании им изолиро-
ванных от земли металлических предметов (машин, забо-
ров, проволок на виноградниках, крыш строений и т. и.);
3)	в разрядах и возгорании паров бензина при за-
правке машин или бензохранилищ.
По данным [9-4] безопасной для человека с точки зре-
ния прохождения емкостного тока считается величина
напряженности электрического поля 15 кВ/м. Следует
отметить, что величина напряженности электрического
поля более 15 кВ/м может иметь место весьма ограни-
ченное время только на ВЛ 750 кВ и выше при нормаль-
ном провисании проводов в середине пролета.
Для вновь проектируемых ВЛ 750 кВ и выше допу-
стимая величина электрического поля под проводами на
высоте 1,8 м от земли принимается 15 кВ/м, а в местах
пересечений с дорогами 12 кВ/м.
Значительно более опасным и неприятным является
прикосновение человека к изолированным от земли ме-
таллическим предметам, находящимся под проводами
или вблизи ВЛ. Зона влияния, в которой прикосновение
человека к изолированным от земли металлическим пред-
метам может оказаться опасным или неприятным, огра-
ничена практически безопасной напряженностью электри-
ческого поля, равной 5 кВ/м. Границы этой зоны для
ВЛ 500, 750 и 1150 кВ проходят на расстоянии от оси
линии соответственно 20, 30, 40 м. При этом, однако,
следует иметь в виду, что протяженные предметы, такие,
как проволочные заборы, проволоки на виноградниках
при достаточной их длине, даже за пределами указанной
зоны также могут быть опасными для прикосновения к
ним людей.
Во избежание вредного действия электрического поля
на человека пребывание людей в зоне влияния
ВЛ 750 кВ и выше должно быть по возможности ограни-
чено. Остановка машин на пневматическом ходу в зоне
влияния ВЛ 500 кВ и выше, как правило, должна быть
запрещена. В случаях вынужденной остановки машин
528
в зоне влияния они должны быть заземлены до выхода
из них людей. Такое заземление производится специаль-
ным гибким тросиком, присоединенным к раме машины
со стальным острым наконечником на другом конце,
сбрасываемым на землю.
Сельскохозяйственные работы в зоне влияния ВЛ
500 кВ и выше целесообразно проводить на гусеничных
тракторах с закрытыми металлическими кабинами. При
отсутствии закрытых кабин на тракторах должны быть
установлены защитные экраны над водителем.
Все металлические предметы (крыши) в зоне влия-
ния ВЛ 500 кВ п выше следует заземлять. Проволочные
заборы и проволока на виноградниках должны иметь за-
земления на расстоянии не более 450—460 м друг от дру-
га и на расстоянии до 50—100 м от оси ВЛ.
Заправку машин в зоне влияния производить, как
правило, запрещается, в экстренных случаях перед за-
правкой следует надежно соединить гибким металличе-
ским тросиком бак машины и канистру или шланг авто-
цистерны. Бензохранилища (даже временные) в зоне
влияния ВЛ 500 кВ и выше размещать не разрешается.
Все указанные правила следует пропагандировать
среди населения населенных пунктов, расположенных
вблизи трасс ВЛ, а также среди работников совхозов,
колхозов и других предприятий, производящих работы
под проводами ВЛ 500 кВ и выше. Методы такой пропа-
ганды аналогичны описанным в § 9-2.
9-2. РАБОТА ПО ОХРАНЕ ЛИНИЙ
Наибольшее число повреждений линий электропере-
дачи вызывают нарушения правил производства работ
вблизи линий или под проводами линий электропереда-
чи, что требует от персонала предприятия электрических
сетей проводить систематическую работу по охране ли-
ний электропередачи.
Правилами охраны электрических сетей определено,
что в пределах охранных зон, разрывов и просек запре-
щается:
а)	без письменного разрешения организации, эксплу-
атирующей линию электропередачи, строить всякого рода
сооружения, линии связи и воздушные электрические
сети, производить взрывные работы, разработки торфя-
ных и других карьеров, всякого рода строительные, зем-
34—548	529
пяные, -монтажные и ремонтные работы и производить
посадку деревьев;
б)	устраивать без письменного разрешения органи-
зации, эксплуатирующей линию, в непредусмотренных
для проезда местах (в стороне от дорог) проезды непо-
средственно под проводами воздушных линий для ма-
шин высотой более 3 м;
в)	производить полеты авиации всех ведомств, за иск-
лючением авиации, обслуживающей нужды энергосистем,
на высоте меньше 100 м над воздушными линиями элек-
тропередачи и сбрасывать над ними балласт, тросы и
другие предметы, а также спускаться на парашютах;
г)	ставить скирды хлеба, ометы соломы, стога сена,
штабеля торфа или лесоматериалов; располагать поле-
вые станы, загоны, коновязи и скотные дворы; разводить
огонь и устраивать костры.
Трасса линии электропередачи должна систематиче-
ски очищаться от разного рода строительного и монтаж-
ного материала (кусков провода, бандажной проволоки
и т. П.) .
На трассе линии запрещается производить всякого
рода действия, могущие принести ущерб или нарушить
нормальную работу линий, как-то: портить опоры, про-
вода и грозозащитные тросы, снимать проволочные бан-
дажи, набрасывать па провода посторонние предметы,
бить изоляторы, влезать на опоры и приставлять к про-
водам какие-либо предметы, устраивать различные свал-
ка, склады и т. п.
На трассах линий не должны допускаться игры детей,
пускание змеев и т. п.
Следует внимательно следить за тем, чтобы земле-
пользователи соблюдали «Правила охраны высоковольт-
ных электрических сетей», не повреждали оснований
опор, проложенных заземлений при производстве работ
вблизи опор. Для этого площадки земли, используемые
под опоры линии, изымаются от землепользователей в
следующих размерах:
а)	под опоры 20—750 кВ — площадка, занимаемая
опорой, и 3 м вокруг нее;
б)	под опоры меньших напряжений и линий связи,
обслуживающих электрические сети,—- площадка, зани-
маемая опорой, и 1 м вокруг нее.
Важную роль в обеспечении надежной работы линий
электропередачи играет состояние разрывов, т. е. рас-
530
стояний до выступающих частей зданий и сооружений
при наибольшем отклонении проводов.
Этот вопрос в условиях интенсивного строительства
в последнее время приобретает актуальное значение. Не-
соблюдение правил ведет к большому количеству по-
вреждений проводов линий строительными машинами
(экскаваторами, кранами и пр.), а иногда и к несчаст-
ным случаям с работающими людьми.
Оставлять здания под проводами линий электропере-
дачи, за исключением несгораемых зданий промышлен-
ных предприятий, запрещается.
СОБЛЮДАЙ ГАБАРИТЫ
Рис. 9-2. Плакат «Соблюдай габариты» (с допустимыми расстояния-
ми от проводов линии до стрелы автокрана).
Организация, эксплуатирующая линии электропереда-
чи, обязана ознакомить население, проживающее вбли-
зи трасс воздушных линий, с требованиями «Правил ох-
раны высоковольтных электрических сетей» путем лич-
ных бесед, довести до сведения населения решения
исполкомов местных Советов, публиковать материалы в
местной печати, развешивать красочные плакаты, высту-
пать по радио, периодически вручать извещения и пре-
дупреждения руководителям предприятий и учреждений,
колхозов, совхозов и т. п.
34*	531
Примерная форма такого извещения приведена в при-
ложении 6. На рис. 9-2 приведен образец красочного
плаката об охране линий.
Учитывая повышенную опасность работы кранов
вблизи или под проводами линий электропередачи, пер-
сонал электрических сетей следит за тем, чтобы все ор-
ганизации письменно согласовали с предприятиями элек-
трических сетей порядок проведения работ, обеспечива-
ющий сохранность воздушных линий и безопасность
обслуживающего персонала; выполняли работы по наряду-
допуску с соответствующим инструктажем и при этом
соблюдали требования, изложенные в письменном согла-
совании.
Большой задачей для эксплуатационного персонала
линий электропередачи, проходящих по лесным масси-
вам, является удовлетворительное содержание просек.
На просеках, вырубленных для линий, вырастает боль-
шое количество кустарника. Кустарник настолько быстро
растет, что за 3—4 года он достигает высоты 3—4 м.
Наличие кустарника на трассе сокращает расстояния
от провода линий до земли, ухудшает условия проезда
по трассе, условия обзора трассы при обходе, условия
производства ремонтных и эксплуатационных работ на
линии, создает повышенную пожарную опасность для ли-
ний, так как при низовых пожарах создаются условия
для возможных перекрытий через ионизированный воз-
дух, не говоря уже о том, что заросшая трасса в услови-
ях пожара может привести к загоранию опор и повреж-
дениям проводов линий.
9-3. МЕХАНИЧЕСКИЕ СПОСОБЫ ОЧИСТКИ ТРАСС
ОТ ЗАРОСЛЕЙ
Очистка трасс от зарослей кустарника является од-
ной из трудоемких работ. Поэтому работа по своевремен-
ной очистке трасс от зарослей кустарника всегда долж-
на находиться в центре внимания эксплуатационного
персонала.
Ручные способы очистки трасс при помощи топоров,
ножей ввиду их малой производительности стали приме-
няться исключительно редко и используются там, где
нельзя по тем или иным причинам применить современ-
ную технику (крутые склоны, овраги, ручьи и т. п.).
532
При работах по расширению трассы, связанных с вал-
кой крупных деревьев, применяют электропилу
ЦНИИМЭ К-5 или бензопилу «Дружба».
Более производительным способом очистки трасс яв-
ляется работа кусторезов (рис. 9-3). Кусторезы типа
Д-174 монтируются на тракторе С-80 или С-100 и приме-
няются для срезания кустов и деревьев диаметром до
20—25 см. Рабочим органом кустореза является отвал,
имеющий форму клина, к нижним кромкам которого при-
креплены режущие ножи. Подъем и опускание отвала
производятся лебедкой, управляемой из кабины тракто-
ра.
Рис 9-3. Расчистка трассы от кустарника кусторезом
Д-174.
Над кабиной установлено ограждение для защиты ка-
бины тракториста от возможного падения дерева в сто-
рону кабины. Управление кусторезом осуществляется од-
ним человеком. Однако в условиях эксплуатации, когда
имеется возможность приближения на опасные расстоя-
ния к проводам, находящимся под напряжением, а так-
же в том случае, когда работа производится вдали от
других работников, исходя из требований Правил тех-
ники безопасности необходимо посылать второго чело-
века— наблюдающего, который в опасной зоне осущест-
вляет наблюдение и контроль за работой кустореза, помо-
гает трактористу в производстве мелкого ремонта, а в
533
свободное время вырубает кустарник в непосредственной
близости к опоре, на крутых склонах, где кусторез не
может произвести очистку.
Работу по расчистке трасс обычно организуют следу-
ющим образом: трактору с кусторезом придается двухос-
ный прицеп (фургон-общежитие), приспособленный под
жилье. В нем хранятся необходимый инструмент для
производства мелкого ремонта и точки ножей, продукты
питания па несколько дней, запас воды и пр.
Качество очистки трасс от кустарника в очень боль
шой степени зависит от состояния режущих ножей, кото-
рые в ходе работ затупляются. Поэтому время от време-
ни появляется необходимость в заточке последних. Опыт
показал, что па периодический съем и отправку их для
заточки в мастерские требуется немало времени. Поэто-
му заточку ножей производят без отсоединения их от от-
вала. Это может выполняться двумя способами:
а)	с помощью электрошлифовальных машин И-109,
приводимых в движение от передвижных электростанций
ЖЭС-4, ЖЭС-9 или от генераторов, установленных па
автомашине;
б)	с помощью шлифовального круга, привод которого
осуществляется от вала отбора мощности трактора.
Указанный отбор мощности осуществляется гибким
валом с помощью монтажа переходной муфты, дополни-
тельного валика и шарикового подшипника в крышке
заднего люка трактора. В этом случае поднимают отвал
кустореза, укладывают его на бревно, отцепляют отвал
от трактора и, подавая трактор к отвалу, производят за-
точку ножей шлифовальным кругом. Данный метод по-
зволяет избежать лишних непроизводительных простоев
кустореза и не требует передвижной электростанции.
В некоторых предприятиях электрических сетей при
расчистке трасс нашли применение бульдозеры, смонти-
рованные на гусеничных тракторах. С точки зрения ор-
ганизации работ очистка трасс бульдозерами почти ничем
не отличается от работ по очистке трасс кустореза-
ми. Однако при очистке трасс бульдозерами можно до-,
биться более высокого качества работ, хотя это идет за
счет снижения выработки, так как, добиваясь улучше-
ния качества очистки, приходится 2—3 раза проезжать
по одному месту, причем одновременно со срезанием или
выдергиванием кустов с корнями происходит сдвигание
их на край трассы. Кроме того, при работе по расчистке
534
трасс с помощью бульдозеров имеется полная возмож-
ность использовать их для ремонта проезжих дорог по
трассе, устройства более пологих спусков при прохожде-
нии крутых оврагов, ручьев, устройства мостов и т. п.,
а также для производства работ по засыпке и планиров-
ке земли у опор.
Следует иметь в виду, что поддаются уничтожению
кусторезом и бульдозерами более крупные кусты, чем
мелкий кустарник, который вследствие своей гибкости
прижимается к земле и таким образом часть его оста-
ется неповрежденной. В таких случаях бульдозер может
срезать кустарник вместе с небольшим слоем земли.
Как показал опыт расчистки трасс кусторезами и
бульдозерами, кроме облегчения или снижения трудоем-
кости самого процесса расчистки трасс, этот метод явля-
ется более эффективным средством борьбы с порослью
на трассе, чем ручные способы рубки, так как после 1 —
2 раз работы кустореза или бульдозера густота кустар-
ника значительно снижается, в то время как при рубке—
повышается.
С целью достижения еще более высокого качества
расчистки трасс с одновременным проведением работ по
сбору порубочных остатков, а также корчеванием пней
на трассе целесообразно применение корчевателей-соби-
рателей па тракторе С-80 или С-100. Положительной
стороной этого метода является, кроме улучшения ка-
чества расчистки трасс, еще то, что после их работы
площадь оказывается пригодной для возделывания под
•сельскохозяйственные культуры, что создает дополни-
тельные резервы посевных площадей для колхозов и сов-
хозов.
В поисках новых путей борьбы с кустарниковой расти-
тельностью на трассе линий электропередачи в насто-
ящее время в отдельных энергосистемах созданы прицеп-
ные устройства к тракторам — катки-кусторезы, выпол-
ненные в виде полых цилиндров-катков с наваренными
•на их поверхность спиральными режущими ребрами
(рис. 9-4).
Для увеличения массы до 10—11 т катки заполняют-
ся летом водой, а зимой — трансформаторным маслом.
Катки крепятся к раме с помощью подшипников.
Простым прокатыванием по трассе с кустарником каток-
кусторез пригибает кустарник диаметром до 15 см и ло-
мает его на мелкие части.
535
Применением катка-кустореза достигается высокая
производительность труда: за 1 рабочий день очищается
от зарослей 8—10 га.
Лучшим временем для работ по расчистке трасс ку-
сторезами, бульдозерами и корчевателями нужно счи-
тать в центральной части Советского Союза май — сен-
тябрь, однако в отдельные годы при благоприятных по-
годных условиях период расчистки трасс может
продолжаться до января, когда имеют место заморозки,
а земля покрыта неглубоким снежным покровом.
Рис. 9-4. Каток-кусторез для расчистки от кустарника трасс линий
электропередачи.
Как правило, расчистку трасс по времени не следует
связывать с производством остального ремонта линий
электропередачи иа данной конкретной линии. Однако по
возможности надо стараться произвести расчистку трас-
сы накануне капитального ремонта линии. Необходимо
придерживаться отдельного графика для поочередной
расчистки, с тем чтобы избежать лишних, бесполезных
перевозок или переездов кусторезов, бульдозеров и кор-
чевателей на сравнительно большие расстояния. Следу-
ет избегать больших перегонов механизмов самоходом,
а лучше перевозить их на трайлерах.
9-4. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С КУСТАРНИКОМ
НА ТРАССАХ
В последнее время все большее распространение по-
лучает химическая очистка трасс от кустарника. Расчист-
536
ка вручную кусторезом имеет существенный недостаток
в том, что при вырубке остаются нетронутыми корни ку-
старника, которые в дальнейшем дают новые побеги. При
расчистке бульдозерами и корчевателями корни кустов
частично нарушаются, и от этого густота кустарника
уменьшается.
Стремление к еще большему уничтожению корневой
системы и, таким образом, к сокращению объема работ
по расчистке трассы на более длительный период приво-
дит к необходимости применения химического способа
борьбы с растительностью на трассе.
Для этой цели могут применяться различные препа-
раты, как, например, натриевая соль 2,4-дихлорфеноук-
сусиой кислоты и бутиловый эфир 2,4Д. Повышенной
чувствительностью к препаратам 2,4Д обладают ольха
серая и черчая, ольха кустарниковая, береза, лещина и
все виды ивы (за исключением ивы козьей). Менее вос-
приимчивы осина, рябина, дуб, черемуха, ива козья, липа
и ряд других древесных пород. Высокой чувствительно^
стью против действия препаратов 2,4Д обладают ель,
сосна, кедр сибирский, ясень обыкновенный, клен остро-
листый и крушина ломкая.
При правильной обработке уничтожается 60—95%
кустарника.
Работу по химическому уничтожению кустарниковой
растительности необходимо производить в период от пол-
ного развития листьев до сформирования верхушечных
почек при температуре не ниже + 15°С.
Натриевая соль дихлорфепоуксусной кислоты — поро-
шок розоватого или сероватого цвета с содержанием
65—70% действующего вещества, обладает сильным,
устойчивым запахом карболовой кислоты, неогнеопасен,
не ядовит для человека и животных, одежду и обувь не
портит, коррозию металлов практически не вызывает,
растворяется в воде.
Более эффективным по своему воздействию на ку-
старник является бутиловый эфир 2,4Д.
Бутиловый эфир — бурая маслянистая жидкость, не-
растворимая в воде, с содержанием 50—55% действую-
щего вещества, с водой образует эмульсию белого цвета;
имеет сильный устойчивый запах, безвреден, как и натри-
евая соль, для человека и животных.
Для обработки 1 га кустарника количество техниче-
ского препарата 2,4Д берется в зависимости от высоты
537
кустарника, его густоты и породы древесины, а также
в зависимости от содержания в нем действующего веще-
ства. Как правило, в рекомендациях по химической рас-
чистке трасс приводятся данные о расходе действующего
вещества на гектар кустарника. Для определения необ-
ходимого количества препарата следует пользоваться
следующей формулой:
Л = -|-  100,
где А—дозировка технического препарата на 1 га, кг;
Б— принятая дозировка действующего вещества на 1 га,
кг; Д — содержание действующего вещества в техниче-
ском препарате, %.
Нормы расхода химически чистого (действующего)
вещества приводятся в табл. 9-1.
Химическая обработка кустарника водным раствором
или водной эмульсией соответствующего препарата со-
стоит из опрыскивания его в период развития листьев,
когда не закончен процесс их воскования [9-2].
Капли раствора или эмульсии, оседая на листьях,
вызывают через 1—2 нед отмирание листьев и молодых
побегов, а через 1—2 мес происходит массовое высыха-
ние кустарника. На отмирающих растениях поселяются
дереворазрушающие грибки, вследствие чего древесина
ветвей, ствола и корней становится хрупкой п ломкой.
Кустарник, погибший от действия химических препара-
тов, новой поросли не дает, так как большинство корней
кустарника погибает.
Химическую обработку кустарника можно произво-
дить наземными средствами, а также с самолетов и вер-
толетов.
Применение ранцевого опрыскивания как малопроиз-
водительного следует рекомендовать только в исключи-
тельно редких случаях, когда имеется небольшой объем
работ пли труднопроходимые участки трасс. Обычно при-
меняют опрыскиватели типов ОПМ, ОЛТ, КОМ, ОПК,
опыливатели ОПМ — комбинированные опрыскиватели-
опыливатели, устанавливаемые на автомашинах, па трак-
торах, а также на тракторных и автоприцепах вместе с
баками для воды. Указанные опрыскиватели и опылива-
тели применяются в сельском хозяйстве для борьбы с
вредителями и болезнями садовых и полевых культур
(рис. 9-5).
538
На рис. 9-6 производится фотография трассы с ку-
старником, обработанным бутиловым эфиром 2,4Д.
Несмотря на то, что бутиловый эфир 2,4Д в 2 раза с
лишним дороже натриевой соли 2,4Д, из-за быстроты
воздействия его на растения ему следует отдать предпоч-
тение перед натриевой солью.
Рис. 9-5. Обработка кустарника па трассе линии бутиловым эфиром
2ДД с помощью опрыскиваю тя тина 01 IB (опрыскиватель прицеп-
•лон вентиляторный).
Рис. 9 6. Участок трассы с кустарником, обработанный эфиром б\ти-
повым 2,4Д.
539
Сравнивая различные способы борьбы с кустарником
па трассах линии, можно сделать следующие выводы:
а)	лучшие результаты дает применение химического
метода очистки трасс от кустарника с использованием
бутилового эфира 2,4Д;
б)	высокая стоимость бутилового эфира 2,4Д не
должна являться препятствием для использования его
в качестве основного препарата, так как сроки перио-
дичности расчистки трассы в этом случае увеличива-
ются;
в)	целесообразно применение комбинированных ме-
тодов расчистки трассы от кустарника: сначала приме-
нять химический способ, а затем механический метод с
использованием бульдозеров и корчевателей-собирате-
лей для очистки от засохшего кустарника и оставшихся
неповрежденными кустов хвойных пород и других рас-
тений.
В этом случае создаются условия для возможного ис-
пользования в дальнейшем указанных площадей для по-
севов сельскохозяйственных культур.
I' ,’1 а в а д с с я 1 а я
ОСМОТРЫ И РЕВИЗИИ ЛИНИЙ
10-1. ПЕРИОДИЧЕСКИЕ ОСМОТРЫ
С целью выявления возникающих дефектов и приня-
тия своевременных мер к их устранению производятся
периодические осмотры линий монтерским персоналом.
Тщательная проверка состояния трассы и всех элементов
линии необходима также для определения объемов оче-
редного капитального ремонта.
Рекомендуются следующие сроки периодических ос-
мотров воздушных линий монтерами: линии, расположен-
ии.1 в районах интенсивного строительства, а также ли-
пни, повреждение которых может вызвать прекращение
подачи электроэнергии потребителям, осматриваются не
реже 1 раза в месяц, все остальные линии — не реже
1 ра за в 6 мес.
Персонал, производящий осмотр, проходит вдоль ли-
нии неторопливым шагом, осматривая поочередно все
элементы линии, а также состояние трассы. Рекоменду-
542
ется идти не строго под проводами линии, а несколько в
верх, переходя в случая надобности на другую сторону
стороне от нее, с тем чтобы удобнее было смотреть на-
линии; опоры осматриваются со всех сторон. Персонал,
осматривающий линии в ночное время, передвигается по
краю трассы, чтобы не приблизиться к оборванному про-
воду на опасное расстояние.
Если по трассе встречаются препятствия (реки, овра-
ги, заборы и т. п.), то, обойдя их, лицо, производящее
осмотр, возвращается обратно к месту прохождения ли-
нии над препятствием и отсюда продолжает осмотр.
Лицо, производящее осмотр, снабжается биноклем,
имеющим увеличение не менее 6—8-кратного.
Осматриваемую линию следует считать находящей-
ся под напряжением. Это требование необходимо со-
блюдать потому, что она может быть в любое время
включена под напряжение.
Разрешается выполнение мелких, несложных работ
на трассах, не связанных с подъемом на опоры выше 3 м
от земли, как-то: подсыпка и планировка земли у пор,
правка окопки опор от низового пожара, подтяжка осла-
бевших бандажей опор, небольшая вырубка кустарни-
ка и т. п.
Ниже перечисляются характерные дефекты и неис-
правности элементов линии, а также разные работы на
трассе, наличие которых надлежит выявить при осмотре,
зафиксировать и принять меры к их устранению.
Неисправности по трассам. Наличие на
трассе и в охранной зоне линии различных предметов
может оказаться причиной повреждения линии. К таким
предметам относятся стога сена, соломы, штабеля торфа,
лесоматериалы и другие горючие материалы. Указанные
материалы при горении могут образовать высокое пла-
мя, которое может послужить причиной короткого за-
мыкания. Кроме того, температура пламени может при-
вести к отжигу материала проводов и потере ими меха-
нической прочности.
На просеках, проложенных в лесных массивах, сле-
дует обращать внимание на наличие деревьев, стоящих
на краю трассы, с точки зрения их прочности, высоты и
наклона в сторону линии. Деревья, имеющие наклон в
сторону линии и высоту, достаточную, чтобы при падении
повредить провода линии, должны в срочном порядке
удаляться. Удаление угрожающих падением на провода
543
деревьев можно производить без согласования с лесхо-
зами, но с последующим их уведомлением.
При осмотре также следует обращать внимание на
состояние зарослей как под проводами линии, так и вок-
руг опоры. Наиболее опасными в пожарном отношении
являются хвойные породы, сухостой и валежник. Высота
зарослей, как правило, не должна превышать 3 м.
При осмотре переходов линии через судоходные реки,
шоссейные дороги следует обратить внимание на наличие
сигнальных знаков.
При осмотре пересечений линии через подъездные
железнодорожные пути необходимо обратить внимание
па наличие защитных ворот.
Производство различных работ вблизи
проводов и опор линий. Такими работами могут
быть:
а)	посадка в охранной зоне деревьев, кустов и пр.;
б)	вспашка земли ближе 1—3 м от опоры в зависи-
мости от напряжения линии. Следует помнить, что с
целью предохранения от повреждений опор площадки
земли, занимаемые самой опорой, и 3 м вокруг нее для
линий 20—750 кВ и 1 м для линий напряжением ниже
20 кВ и линий связи изымаются от землепользователей
и не должны использоваться ими;
в)	земляные, строительные, планировочные и взрыв-
ные работы в охранной зоне и вблизи нее;
г)	прокладка силовых, телефонных и телеграфных
подземных кабелей;
д)	прокладка подземных и наземных трубопроводов
(водопроводов, газопроводов, нефтепроводов и пр.) в ох-
ранной зоне;
е)	сооружение воздушных линий электропередачи и
линий связи в охранной зоне;
ж)	сооружение дорог, причалов, разгрузочных пло-
щадок, стрельбищ вблизи линии.
Организации, производящие работы в охранных зо-
нах линий электропередачи, должны строго соблюдать
правила организации работ, согласованные с организа-
цией, эксплуатирующей линию.
При согласовании, как правило, устанавливаются ус-
ловия производства работ; работник, производящий ос-
мотр линии, должен выяснить характер выполняемой ра-
боты, объем в охранной зоне и методы ее использова-
ния, обратить внимание работающих на опасность при-
544
ближения к проводам линии и запретить производство
работы, если она не согласована с эксплуатирующей ор-
ганизацией или имеется реальная угроза целости элемен-
тов линии и безопасности работающих. В последнем слу-
чае лицо, производящее осмотр, составляет акт с участи-
ем представителя организации, производящей работы,
где излагает требование немедленно прекратить работы.
При плановых обходах линии всегда следует обра-
щать внимание на состояние подъездных путей и мостов,
которые могут использоваться при ликвидации повреж-
дений на линиях, а также при производстве плановых ре-
монтных работ. О всех замеченных ненормальностях в
состоянии подъездных путей необходимо докладывать
своему руководителю.
Наклоны опор вдоль и поперек линии.
Величина наклона опор определяется глазомерно или с
помощью отвеса, а в отдельных случаях оптическими
приборами.
Определить величину наклона опоры с помощью от-
веса можно только в безветренную погоду. Для этого не
требуется подниматься на опору, а достаточно отойти от
опоры на такое расстояние, чтобы опора проектировалась
на нить отвеса, и направить нить отвеса на вершину опо-
ры. Наблюдая за нитью отвеса у поверхности земли, за-
мечают какой-либо предмет и, замеряя расстояние от
замеченного предмета до оси основания, определяют ве-
Та б лица 10-1
Допустимые в эксплуатации отклонения опор
от нормального положения
Виды допусков	Допустимые отклонения		
	Деревян- ные опоры	Металличе- ские опоры	Железо- бетонные опоры
Смещение опоры поперек линии (вы- хода из створа), м: при пролетах до 200 м 	 при пролетах 200—300 м . . . . при пролетах более 300 м . . . . Наклон опоры вдоль и поперек линии (от высоты опоры)	 Перекос траверс (от длины траверсы)	0,1 0,2* 1:100 1:50	0,1 0,2 0,3 1:200 1:150** 1•250** *	0,1 0,2* 1:150 1:100
* При пролетах более 2 10 м.
** При длине траверсы до 15 м.
*** При длине траверсы более 15 м.
35-548
545
личину наклона. Определение величины наклона опор
с помощью отвеса особенно необходимо при прохожде-
нии линии по крутым склонам. В этом случае глазомер-
ное определение дает большую погрешность.
Отклонения опор от нормального положения должны
быть не более данных, приведенных в табл. 10-1, а так-
же в [2-4].
Деформация частей металлических опор. При опреде-
лении допустимых прогибов элементов металлических
опор можно пользоваться данными табл. 10-2.
Таблица 10-2
Допустимые прогибы элементов металлических опор
и металличгских деталей железобетонных опор
Элементы опор
Допустимые прогибы
Пояса в пределах панели (в любой плоскости) и
элементы решетки:
при панелях и элементах решетки длиной до
1м.......................................
то же д тиной о г I до 2 м.................
то же длиной 2 м и более ..................
Колонны и подкосы в сборе ... .................
2 мм
3 мм
5 мм
1/750 длины, но пе
более 20 мм
1/300 длины
Траверсы .....................................
Трещины и повреждения наземных ча-
стей опор и фундаментов. Трещины в железо-
бетонных опорах с ненапряженной арматурой допускают-
ся шириной не более 0,2 мм и не более 6 шт. па 1 м дли-
ны стойки опоры; количество волосных трещин не
нормируется.
В опорах с предварительно напряженной арматурой
трещины пе допускаются.
Прочиедефекты на опорах:
оседание или вспучивание земли вокруг фундаментов,
отсутствие гаек анкерных болтов, плохое состояние ко-
лодцев анкерных болтов;
ржавление, трещины металлических опор (особенно
в узлах и косынках);
дефекты сварочных швов, заклепочных и болтовых со-
единений;
плохое состояние номеров, условных наименований
линий, расцветки фаз, наличие предупредительных пла-
катов по технике безопасности;
546
недостаточная длина нарезки болтов, отсутствие
шайб, гаек, ослабление проволочных бандажей;
загнивание деревянных деталей опор; повреждение
древесины опор дятлом; обгорание и расщепление дета-
лей опор;
плохое состояние антисептических бандажей и защи-
ты опор от низовых пожаров;
наличие на опорах птичьих гнезд;
отсутствие сигнальных огней на опорах высотой более
50 м;
отсутствие отбойных тумб у опор, расположенных
на проезжей части улиц, дорог.
По проводам п тросам:
наличие набросов на проводах и тросах линии. При
обнаружении набро-са следует различать материал на-
броса (веревка, тесьма, нитка, тряпка, проволока).
Наиболее опасен проволочный наброс, который необхо-
димо снимать в срочном порядке. Следует оценивать и
другую сторону набросов, а именно: место нахождения
наброса и его размеры (нижняя, средняя или верхняя
фаза, наброс вблизи опоры, наброс, свисающий низко
к поверхности земли, где не исключена возможность при-
ближения на опасные расстояния или касания проходя-
щими людьми, транспортом, животными и пр.);
наличие оборванных или перегоревших проволок, сле-
дов оплавления и вспучивания жил, а также коррозии
проводов и тросов. В случае обнаружения оборванных
или лопнувших проволок следует по возможности более
точно определить количество оборванных проволок (ко-
личество концов проволок, деленное пополам). Послед-
нее необходимо для определения прочности оставшегося
провода и решения вопроса о сроке производства ремон-
та;
разрегулировка проводов (ненормальное провисание
или расстояние между проводами разных фаз от прово-
дов до земли и пересекаемых объектов). В случае обна-
ружения разрегулировки проводов следует по возможно-
сти отыскать причину указанного разрегулирования (про-
скользнул провод в натяжном зажиме, в поддерживаю-
щем зажиме, соединителе и пр.);
наличие заметной вибрации или «пляски» проводов и
тросов;
ненормальное положение петель (шлейфов) проводов
на опорах анкерного типа (петля приблизилась к дета-
35*
547
лям опоры, деформировалась или зацепилась за защит-
ную арматуру).
По арматуре:
коррозия зажимов и арматуры; наличие трещин, ра-
ковин, оплавлений и т. п.; отсутствие гаек, шплинтов,
шайб на деталях арматуры; вытяжка или проскальзыва-
ние проводов в зажимах; следы перегрева на натяжных
зажимах и соединителях;
ослабление крепления (вязки) проводов к изоляторам
и отвертывание крюков и штырей;
при наличии инея на проводах отсутствие его на де-
фектных соединителях вследствие их перегрева;
частичное расцепление в отдельных деталях армату-
ры: скобах, ушках, серьгах и др.
По изоляторам:
механическое повреждение фарфора или стекла (тре-
щины и сколы фарфора более 25%). При обнаружении
механического повреждения следует отмечать величину
боя изоляторов, принимая за 100% расстояние от шапки
изолятора до края тарелки фарфора:
наличие следов перекрытия гирлянд и отдельных эле-
ментов (ожоги и оплавления глазури, растрескивание
фарфора, следы оплавлений на армировке изоляторов
и арматуре гирлянд), загрязненность изоляторов уноса-
ми химических и металлургических заводов, котельных
и т. д.;
отклонение подвесных гирлянд и штыревых изоля-
торов вдоль линии более 15°;
отсутствие замков или шплинтов в гирлянде;
выход стержня из головки изолятора или изгиб стер-
жней и штырей изоляторов;
трещины в шапках изоляторов и коррозия металличе-
ских частей;
сильное коронирование изоляторов.
По заземляющим устройствам и сред-
ствам защиты от атмосферных перенапря-
жений: повреждение или обрывы заземляющих спус-
ков на опоре и у поверхности земли; отсутствие у дере-
вянных опор с тросами перемычек на верху стоек и бол-
товых зажимов; отсутствие скоб, крепящих заземляющие
спуски к опоре;
нарушение закрепления заземляющих спусков к ме-
таллическим и железобетонным опорам; подгорание и по-
вреждение защитных рогов и колец гирлянд изоляторов;
548
состояние указателей срабатывания разрядников; соот-
ветствие величины внешнего искрового промежутка раз-
рядников проектной величине; расположение разрядни-
ков с точки зрения направления зон выхлопа; состояние
лакового покрова разрядников (загрязнение, трещины,
следы ожогов); наличие оплавлений или других следов
электрической дуги на электродах внешнего искрового
промежутка разрядника; ослабление крепления защит-
ной арматуры, разрядников, частей молниеотводов;
отсутствие средств грозозащиты на пересечениях с
другими линиями передачи и линиями связи (разрядни-
ков, искровых промежутков, заземляющих спусков
и т. п.).
Монтер, производящий осмотр линии, обязан аккурат-
но по мере обнаружения записывать в блокнот замечен-
ные неисправности, указывая номера опор и пролетов,
где этот дефект обнаружен, фазу (левая, средняя, пра-
вая, верхняя, нижняя), номера гирлянд, изоляторов в
гирлянде и другие сведения, которые по (возможности бо-
лее полно отражают место и характер дефекта.
По окончании осмотра линии монтер делает подроб-
ную запись в листок осмотра, имеющий следующую фор-
му (форму листка осмотра см. ниже). В листок осмотра
заносятся все обнаруженные дефекты и неисправно-
сти, включая замеченные и записанные ранее при
предыдущих осмотрах. При выявлении дефектов аварий-
ного характера монтер, кроме записи в листке осмотра,
обязан немедленно сообщить об этом своему руководи-
телю или диспетчеру предприятия электрических сетей.
----------- энерго	Листок осмотра № --------------
электросетей
Наименование линии ------------------------------------------
№ опор	Замеченные неисправности	Состояние трассы
(писать подробно)
Обход произведен от опоры №-------------- до опоры №
„------“------------ 19 ------ г. монтером -----------
Листок обхода принят „------“------------------19 ------ г.
Подпись
549
Заполненный листок осмотра сдается мастеру, кото-
рый проверяет содержание обходного лйитка, уточняет
в случае надобности место и характер дефекта, заносит
в журнал дефектов вновь обнаруженные дефекты и неис-
правности, определяет сроки устранения их и ставит свою
подпись, свидетельствующую о проверке листка осмотра
и взятии на учет обнаруженных дефектов. При очередной
оказии, но не позднее чем при отсылке очередного отчета
за месяц листки осмотра направляются в службу линий
электрических сетей вместе с другими первичными доку-
ментами.
10-2. ВНЕОЧЕРЕДНЫЕ ОСМОТРЫ
Внеочередные осмотры производятся после автомати-
ческого отключения линии, в том чис^с и при ее успеш-
ном повторном включении (АПВ), а также при наступле-
нии гололеда, тумана (на участках, подверженных силь-
ному загрязнению), во время ледохода и разлива рек,
при лесных и степных пожарах п других отличных от
нормальных условиях.
Осмотры после автоматических отключений с целью
выяснения причин этих отключений могут быть двух ви-
дов, а именно:
а)	когда линия после автоматического отключения в
результате автоматического повторного включения
(АПВ) вновь включается и остается под напряжением
и электрической нагрузкой;
б)	когда линия не поддается повторному включению
(АПВ неуспешно, так как короткое замыкание на линии
не исчезло) и линия при АПВ или при включении вруч-
ную снова отключается.
В первом случае, как правило, с организацией и про-
изводством осмотра спешить не следует. Необходимо
учитывать время суток, погоду и т. п.
Для производства тщательного осмотра линии, при
котором можно заметить следы перекрытия, оплавления,
ожогов, необходимо светлое время дня. Следует также
оценивать состояние погоды, при котором произошло ав-
томатическое отключение, и, исходя из этого, искать
причины отключения линии. Например, если автомати-
ческое отключение произошло во время грозы, то причи-
ну следует искать в перекрытиях гирлянд изоляторов,
неправильной работе разрядников, расщеплении дере-
550
винных опор, оплавлениях на проводах в местах пересе-
чения с другими линиями электропередачи и линиями
связи с недостаточными расстояниями.
Если автоматическое отключение линии произошло во
время сильного ветра, причину следует искать в возмож-
ных завалах деревьев на провода линии пабросах от-
дельных предметов на провода, приближении проводов
на опасные расстояния к элементам опор или сооруже-
ниям, расположенным в непосредственной близости от
проводов линии.
В том же случае когда линия автоматически отклю-
чилась и не поддается включению от руки (не держит
напряжения, снова отключаясь), осмотр должен быть
организован немедленно. При этом осмотр, как правило,
производят в быстром темпе, иногда не выходя из авто-
машины, если представляется возможность проезда по
трассе, или с вертолета. Задачей осмотра в этом случае
является отыскание причин, препятствующих включе-
нию лини. Такими причинами обычно являются крупные
повреждения, такие как поломка опор, обрыв проводов,
разрушение гирлянд изоляторов, обрыв грозозащитных
тросов, завал деревьев на провода.
Могут быть и такие случаи, когда поврежденная ли-
ния АПВ дежурным от руки включается под напряжение,
по па одной из фаз отсутствует нагрузка. Это бывает в
тех случаях, когда па линии имеет место обрыв проводов
без замыкания их на землю или между собой (разрыв
проводов в петле), или тогда, когда в результате дейст-
вия электрической дуги произошло отгорание поврежден-
ного провода, лежащего на земле.
Внеочередные или аварийные осмотры организуются
по команде дежурного диспетчера. По окончании осмот-
ров сведения об их результатах линейный персонал обя-
зан доложить дежурному диспетчеру и своему руково-
дителю.
В случаях, когда не обнаружены причины автомати-
ческого отключения линии, администрация предприятия
электрических сетей обязана путем дополнительных пере-
крестных осмотров с земли и верховых осмотров добить-
ся обязательного отыскания причин автоматического от-
ключения линии.
Обнаруженные повреждения и дефекты заносятся в
листок осмотра, который отмечается словом «внеочеред-
ной» или «аварийный», и записываются мастером в жур-
551
нал дефектов. После устранения повреждений в журна-
ле дефектов делается соответствующая отметка об уст-
ранении дефекта. /Кроме того, все повреждения с указа-
нием объема выполненного ремонта заносятся в паспорт
линии. Учет обнаруживаемых повреждений линии необ-
ходим для того, чтобы отличать новые повреждения от
старых, своевременно принимать необходимые меры к
устранению обнаруживаемых ненормальностей на основе
анализа характера повреждений и их повторяемости.
Осмотры при гололеде. В начале и конце зим-
него периода, когда температура воздуха близка к 0°С,
провода и тросы линии могут .покрываться гололедными
образованиями в виде чистого гололеда, инея (изморози)
и их смеси.
При получении сообщений об образовании гололеда
дежурный диспетчер предприятия электрических сетей
отдает необходимые распоряжения линейному персоналу
о наблюдении за характером и интенсивностью гололед-
ных отложений на ненагруженных линиях, а также при-
нимает необходимые подготовительные меры к организа-
ции плавки гололеда.
В процессе плавки гололеда линейный персонал, снаб-
женный хорошей связью (радиосвязь) с дежурным дис-
петчером, обязан вести непрерывное наблюдение за хо-
дом плавки непосредственно на линии.
При образовании значительного инея на проводах и
тросах администрация электрических сетей должна орга-
низовать внеочередные осмотры линий. Целью осмотра
является выявление участков линии с большим количест-
вом инея и других гололедных образований на проводах,
так как на разных участках линии иней сохраняется по-
разному. Провода и тросы линий, расположенных в от-
крытой местности, вследствие ветра и вибрации очища-
ются от инея, в то время как провода и тросы участков
линии, проходящих по низинам, оврагам, лесным просе-
кам, могут длительное время сохранять на себе иней.
Если не принять мер к удалению инея, то при досле-
дующих выпадениях мокрого снега мехническая нагрузка
на провода может достичь недопустимых величин.
На просеках с тонкими молодыми деревьями по кра-
ям трассы наблюдаются наклоны деревьев в сторону
проводов линии под тяжестью снега и инея, что может
привести к поломке деревьев и падению их на провода
или к перекрытию с проводов на ветки деревьев.
552
Осмотры после стихийных явлений.
После того как в районе расположения линий электро-
передачи имели место метеорологические условия, при
которых провода, тросы и опоры линий испытали меха-
нические нагрузки, близкие к расчетным или превосхо-
дящие их, следует организовать внеочередные осмотры
линий, целью которых является выяснение повреждений,
которые не привели пока к автоматическому отключению
линий, но по своему характеру могут послужить причи-
ной повреждения отдельных элементов линии. Так,
после сильных ветров и бурь могут быть наклоненные
деревья на краю трассы, большие набросы на проводах
и тросах, наклоны опор, особенно после обильных дож-
дей, когда грунт у оснований опор был нарушен, дефор-
мация металлических опор и др.
Производя внеочередной осмотр после сильных
морозов или гололеда, следует обращать особое вни-
мание на целость отдельных проволок, проводов и
тросов, на соединение проводов и тросов в пролетах,
состояние крепления проводов к анкерным опорам
(пет ли проскальзывания провода в натяжных за-
жимах).
Во время «пляски» проводов и тросов следует произ-
водить наблюдение на всем протяжении участка линии,
где происходит «пляска».
Осмотры участков трасс с загрязнен-
ной изоляцией. На участках линий, подверженных
усиленному загрязнению, в сырую погоду может прои-
зойти перекрытие изоляции. Поэтому при сильных тума-
нах, моросящих дождях и мокром снегопаде по решению
администрации производятся внеочередные осмотры
участков линий, подверженных сильным загрязнениям
изоляции.
При силе потрескивания и заметным даже днем
искровым разрядам можно судить о степени загрязнения
изоляции и необходимости принятия мер к предотвраще-
нию повреждений изоляции линии или возгорания
древесины опор.
Ночные осмотры линий. Некоторые явле-
ния, характеризующие состояние линии электропередачи,
можно выявить только ночью. К таким явлениям отно-
сятся усиленное коронирование и искрящие разряды на
поверхности изоляторов, а также нагрев контактов на
проводах.
553
Искрение и разряды по поверхности изоляторов чаще
всего наблюдаются в сырую погоду и при оттепелях.
Голубое свечение изоляторов и синие тонкие искры
не представляют опасности перекрытия. Темно-желтые
короткие разряды характеризуют сильное загрязнение
изоляторов и требуют принятия мер по очистке пли
обмывке изоляторов. Образование на поверхности изо-
ляторов плотных желтых и белых разрядов, кистевых
разрядов желто-белого цвета, охватывающих значитель-
ную часть изоляторов гирлянды, указывает на то, что
перекрытие может произойти в ближайшее мгновенно.
По данным ночных осмотров можно судить о необхо-
димости протирки пли обмывки изоляторов пли их за-
мены.
Должны быть определены зоны усиленного загрязне-
ния изоляции, которые осматриваются в вечернее время,
в сырую погоду, при туманах и моросящих дождях.
Ночные осмотры линий можно рекомендовать для
проверки состояния контактов в тех случаях, когда
линия несет большую электрическую нагрузку и состоя-
ние контактных зажимов не является удовлетворитель-
ным.
Сроки проведения ночных осмотров устанавливаются
руководством предприятия электрических сетей по мере
необходимости.
Осмотры при ледоходе. Ранней весной, до
вскрытия рек и до начала ледохода, администрацией,
обслуживающей линии электропередачи, выявляются
места, где возможны затопления оснований опор и про-
хождение льда, а также проводятся соответствующие
мероприятия по подготовке к паводку.
К таким мероприятиям относятся подготовка пере-
правочных средств, размещение такелажных приспосо-
блений и инструмента с учетом возможных разливов
рек и затоплений, ремонт ледорезов и пр.
При вскрытии рек и наступлении ледохода на всех
участках линии, проходящих речными поймами, где
возможен ледоход, устанавливается наблюдение за уров-
нем воды и передвижением льда. Ответственное лицо за
проведение мероприятий по подготовке к паводку уста-
навливает связь с местной паводковой комиссией. Если
вода и лед могут достигнуть опор линий электропереда-
чи, организуются круглосуточные дежурства эксплуата-
ционного персонала. При необходимости принимаются
554
меры к подрыву льда специальными подрывными коман-
дами (прохождение больших льдин с поверхности
замерзших озер и т. п.).
Осмотры при лесных и низовых по-
жарах. При получении сообщения о возникновении
пожара вблизи линии эксплуатационный персонал
обязан немедленно выехать к месту пожара с целью
определения характера пожара и степени опасности,
которую он представляет для линии. Об этом немедлен-
но сообщается дежурному диспетчеру. Если пожар
представляет непосредственную угрозу линии, то линей-
ный персонал немедленно принимает меры к недопуще-
нию огня к опорам линии, для чего производится осмотр
противопожарной окопкп опор и в случае необходимости
обновляет ее.
В случае угрозы пожара целости линии необходимо
обратиться за помощью к местным советским органам
по вопросу организации тушения и локализации пожара.
При организации работ и по тушению пожара вблизи
линии эксплуатационный персонал обязан ознакомить
лиц, принимающих участие в работах, с правилами
техники безопасности при пожаротушении вблизи линий
высокого напряжения.
10-3. ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСМОТРЫ
Кроме осмотров линий монтерским персоналом,
техническое состояние линий и их трасс должно прове-
ряться инженерно-техническим персоналом: старшими
мастерами и мастерами, инженерно-техническими ра-
ботниками служб линий. Как бы хорошо ни был произ-
веден монтерский осмотр, как бы точно ни были отра-
жены и описаны дефекты элементов линий электропере-
дачи, у инженерно-технических работников не будет
отчетливого представления о техническом состоянии
линии электропередачи и ее трассы, если все элементы
линии не будут осмотрены лично.
Инженерно-технические работники, являющиеся
организаторами работ по эксплуатации и ремонту линий
электропередачи, обязаны периодически обходить все
эксплуатируемые линии.
Они имеют более высокую квалификацию, могут
более грамотно оценить техническое состояние линии,
заметить имеющиеся отступления от действующих
правил и норм; более правильно наметить необходимые
555
мероприятия по устранению недостатков и дефектов.
Кроме того, производство осмотров линии инженерно-
техническими работниками необходимо для контроля
работы монтерского персонала по выполнению ими
осмотров или работ капитального и текущих ремонтов,
а также эксплуатационных работ.
Инженерно-технические осмотры производятся
не реже 1 раза в год, причем необходимо руководство-
ваться следующим:
при осмотре линии накануне производства на ней
капитального ремонта следует выявить полный объем
капитального ремонта с учетом устранения всех дефек-
тов и неисправностей иа линии;
в год производства капитального ремонта на линии
осмотр следует производить, как правило, после работ
по ремонту линии с целью контроля за выполнением
объема и качества ремонта;
в промежуточные между ремонтами годы осмотр
линий должен включать в себя выборочную проверку
состояния тех деталей деревянных опор, которые имели
загнивания, а также других элементов линии, надеж-
ность работы которых по тем или иным соображениям
вызывает сомнение.
По окончании осмотра обязательно должен состав-
ляться акт с подобным перечнем недостатков и дефектов
на липни и мероприятий по их устранению с указанием
сроков. Один экземпляр акта остается в делах РМС,
а второй экземпляр хранится в службе линий предприя-
тия электрических сетей.
10-4. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА КОРОТКОГО
ЗАМЫКАНИЯ НА ЛИНИЯХ
Стремительный рост электрических сетей с одновре-
менным снижением удельной численности персонала па
100 км линий все настойчивее ставит вопрос о необходи-
мости автоматических методов определения мест корот-
кого замыкания на линиях, с тем чтобы как можно
меньше отвлекать эксплуатационный персонал, занятый
на ремонте оборудования, на проведение внеочередных
осмотров.
Анализ работы релейной защиты иногда дает грубую
ориентировку того, в какой части линии произошло
короткое замыкание: в начале ее, в середине или в
конце. Однако анализ работы релейной защиты не осво-
556
бождает линейный персонал от производства осмотра по
всей длине линии.
Организация и проведение внеочередных осмотров
на длинных линиях электропередачи являются очень
трудной задачей, так как требуют большого количества
монтерского персонала, транспортных средств и време-
ни. К тому же не все повреждения на линии могут быть
обнаружены осмотром линии без влезания на опоры, и
тогда большая работа по производству осмотра оказы-
вается безрезультатной. Поэтому во многих странах,
в том числе и в Советском Союзе, работают над созда-
нием и внедрением автоматических методов отысканий
мест повреждений на линии, позволяющих облегчить и
ускорить указанную работу [10-2].
Для отыскания мест повреждений (обрыв провода,
заземление проводов, замыкание между проводами) в
Советском Союзе и за рубежом нашли широкое приме-
нение импульсные измерители (типа ИКЛ-5) и другие,
позволяющие определить на отключенных линиях с до-
статочной точностью расстояние от подстанции до места
повреждения и характер повреждения—обрыв или
заземление проводов. Этот метод применяется в случаях
устойчивых повреждений, когда линия при автоматиче-
ском включении или дежурным от руки не может быть
включена в работу.
Просмотр отключенной и заземленной линии импуль-
сным измерителем, как правило, ведется поочередно с
обеих сторон, после чего дается указание линейному
персоналу выехать в район повреждения для детального
осмотра.
Кроме таких импульсных измерителей, в настоящее
время разработано и опробовано много типов приборов
и методов автоматического определения мест поврежде-
ний на линиях, позволяющих быстро и достаточно точно
определять расстояния до места повреждений как
устойчивых, так и неустойчивых — в момент их возник-
новения. Правда, пока еще не создано таких совершен-
ных приборов, которые бы в полной мере удовлетворяли
всем необходимым требованиям при различных повре-
ждениях линий, а именно: точность, быстрота действия,
надежность, простота обслуживания и т. п.
В нашей стране наибольшее распространение полу-
чили фиксирующие приборы, основанные на измерении
электрических параметров нулевой последовательности
557
(96%) и лишь 4% на измерении параметров обратной
последовательности.
При этом примерно на 86% воздушных линий место
повреждения определяется по измерениям с двух концов
воздушной линии, что позволяет избежать погрешностей,
вызванных переходным сопротивлением в месте корот-
кого замыкания. При двусторонних измерениях исполь-
зуются как токи (22%) или напряжения (42%), так и
токи и напряжения одновременно (36%)-
Измерения с одного конца линии применяются в тех
случаях, когда затруднительно включение измеритель-
ных приборов с противоположного конца, при этом
используются фиксирующие амперметры (47%) и фик-
сирующие вольтметры (50%).
Эффективность и точность определения мест корот-
ких замыкаиий на линиях 110—500 кВ, оборудованных
фиксирующими приборами, могут быть охарактеризова-
ны следующими данными, полученными в 1969 г. [10-3].
Всего оборудовано 137 299 км линий 110—500 кВ,
т. е. 68% всех линий длиной 20 км и более, причем па
линиях электропередачи 330—500 кВ, имеющих, как
правило, большую длину и ответственность, оснащен-
ность фиксирующими приборами значительно выше и
составила 87%.
При обходе и осмотре проверено 2700 устойчивых и
неустойчивых коротких замыканий, из которых найдено
1156 (42,8%); при этом из числа найденных на долю
случаев обнаружения мест повреждения с погрешностью
до 10% приходится 78%.
Распределения случаев в диапазонах погрешностей
до 2, от 2 до 5 и от 5 до 10% практически одинаковы и
составляют 25, 29 и 24% соответственно.
Таким образом, точность измерений в 54% случаев
находится в пределах 5%.
Имея данные автоматических методов отыскания
мест повреждения, достаточно произвести тщательный
осмотр 5—10% длины линии, и примерно в 80% случаев
будет найдена причина автоматического отключения.
А это очень важно для обеспечения надежного электро-
снабжения потребителей.
Точность определения места повреждения при этом
колеблется в широких пределах и иногда достигает
5—10% длины ВЛ. Тем не менее использование фикси-
рующих приборов позволяет сократить трудозатраты
558
для отыскания повреждений на длинных ВЛ в 5—10 раз.
В последние годы разработаны и внедряются лока-
ционные автоматические искатели повреждений
типов Р5-7, УИЗ-1 и ЛИДА (УИЗ-2). Эти приборы, так
же как фиксирующие приборы, производят измерение в
момент возникновения повреждения до отключения ВЛ.
Искатели повреждения подключаются к ВЛ высокоча-
стотными кабелями с волновым сопротивлением 75 или
100 Ом через фильтры присоединения и конденсаторы
связи. Действие таких приборов основано на локацион-
ном принципе. Так, например, устройство ЛИДА произ-
водит измерение времени i/ между моментом посылки в
линию зондирующего импульса и моментом прихода
импульса обратно, отраженного от места повреждения.
При этом расстояние до места повреждения I определя-
ется по соотношению
где и=(297±0.5) км/мс — скорость распространения
импульса.
Технические данные таких приборов следующие:
Дальность измерения .......................... До 200—300 км
Точность (относительная погрешность).......... 1—2%
Число обслуживаемых ВЛ........................ 4—6
Собственное время измерений .................. 20—50 мс
Мощность зондирующего импульса.................От	5—8 до 90 кВт
Посылка зондирующего импульса в линию произво-
дится автоматически от устройства релейной защиты
ВЛ в момент возникновения повреждения. Результат
измерения записывается на экране электронно-лучевой
трубки и сохраняется до момента записи его оператором.
Ввиду сложности и высокой стоимости таких искателей
(до 15—18 тыс. руб.) применение автоматических лока-
ционных искателей пока целесообразно только на маги-
стральных длинных ВЛ, простой которых в аварийном
режиме вызывает нарушения в работе объединенных
энергосистем и в питании ответственных потребителей.
Следует подчеркнуть важность обязательного отыска-
ния фактического места повреждения на линии при
осмотрах для отработки и совершенствования автомати-
ческих методов определения мест коротких замыканий.
При этом следует иметь в виду, что большинство
неустойчивых коротких замыканий затруднительно
отыскать путем осмотра с земли, не поднимаясь на опо-
559
ры. В этих случаях необходимо производить верховые
осмотры отдельных участков линии без снятия напря-
жения.
10-5. ВЕРХОВЫЕ ОСМОТРЫ
В тех случаях, когда произведенными осмотрами с
земли не удалось определить причины автоматического
отключения линий, а также в плановом порядке в целях
предупреждения возможных повреждений линий произ-
водятся верховые осмотры линий, т. е. осмотры ее
монтерским персоналом с влезанием на опоры. Как
правило, такие осмотры производятся на линиях без сня-
тия напряжения. Монтер, влезший на опору соблюдая
соответствующие меры предосторожности, не приближа-
ясь на минимально допустимые расстояния к токоведу-
щим частям, находящимся под напряжением, производит
тщательный осмотр проводов, арматуры, изоляторов и
частей опоры с целью обнаружения оплавлений, пере-
крытий и других повреждений элементов линии.
Плановые верховые осмотры производятся не реже
1 раза в 6 лет, чередуясь с производством верховых
ревизий так, чтобы промежуток времени между верхо-
выми осмотрами и верховыми ревизиями был не более
3 лет.
Однако в тех случаях, когда на какой-либо линии
произошло несколько случаев автоматического отключе-
ния и при осмотрах с земли не были выявлены причины
этих отключений, необходимо произвести внеочередной
верховой осмотр (в основном по окончании грозового
сезона).
10-6. ВЕРХОВЫЕ РЕВИЗИИ (ПРОВЕРКИ)
С целью более тщательной проверки состояния эле-
ментов линии не реже 1 раза в 6 лет производятся верхо-
вые ревизии линии с выборочной выемкой провода из
поддерживающих зажимов.
Ревизиям с выемкой провода из зажимов подверга-
ются участки линий, проходящие по открытым местно-
стям, где чаще возникают вибрация и «пляска» прово-
дов. В случае обнаружения повреждения жил проводгз
или троса от вибрации хотя бы на одной опоре необхо-
димо произвести верховую ревизию со сплошной выем-
кой провода из зажимов на находящихся примерно в
560
одинаковых условиях участках данной линии, где обна-
ружено повреждение.
В случаях обнаружения перекрытых изоляторов
также необходима тщательная проверка состояния про-
вода и арматуры, так как в эксплуатации было немало
случаев обрывов проводов в результате потери ими
механической прочности из-за подгорания отдельных
проволок провода при перекрытиях гирлянд изоляторов.
На линиях с расщепленными проводами в фазе при
верховых ревизиях необходимо проверить состояние
дистанционных распорок.
При верховой ревизии арматуры выявляют наличие
трещин, раковин и коррозии на ее поверхности, а также
износ осей и других деталей шарнирных соединений.
Если износ деталей составляет более 10% или они име-
ют раковины или трещины, то такие детали подлежат
замене.
При ревизии обращают внимание на расстояния от
места крепления гасителя до оси поддерживающего за-
жима. Указанное расстояние не должно отличаться от
проектного на величину ±25 мм.
Проверяя опору, на которой установлены трубчатые
разрядники, необходимо проверить прочность крепления
разрядников; правильность их установки, соответствие
внешних и внутренних искровых промежутков проектным
величинам.
Величина внешнего промежутка разрядника не долж-
на отличаться от проектной более чем на ±10%, а на
порталах и первых ‘опорах— на величину более ±5%.
Величина внутренних искровых промежутков разрядни-
ков на линиях 35—НО кВ не должна отличаться от
проектной более чем на ±5% и ±3% для линий 2—
10 кВ.
Верховые ревизии могут выполняться на отключен-
ных и заземленных линиях или на отключенной и зазем-
ленной фазе линии, а также на линиях, находящихся
под напряжением. В последнем случае работа произво-
дится с помощью специальных изолирующих устройств
(изолирующие лестницы, изолирующие площадки,
автовышки с изолирующим звеном).
Монтеры, производящие верховую ревизию, должны
иметь с собой пассатижи, ключи, а также шплинты,
шайбы, замки для изоляторов, с тем чтобы большинство
мелких дефектов было устранено при ревизии.
561
Таблица 9-1
Дозировка препаратов и норма расхода жидкости при проведении работ по уничтожению
кустарника и древесной растительности
Преобладающие породы	Бутиловый эфир 2,4Д						Натриевая соль 2,4Д					
	Дозировка действующего вещества, кг, на 1 га при высоте, м			Расход жидкости, л, на 1 га при высоте, м			Дозировка действующего вещества, кг, на 1 га при Bbicoie, м			Расход жидкости, л, на 1 га при высоте, м		
	до 3	до 5	свыше	до 3	до 5	свыше 5	До 3	До 5	свыше	ДО 3	До 5	свыше
Ольха серая и черная, ива русская, шелюга красная, ива белая и ДР-	3,5—4	4—5	5—6	1000	1200	1500	4—5	5-6	6—7	1200	1500	2000
Береза, лещина, ольха кустарниковая,	ива филиколистная,	чер- неющая, серая и др.	4—5	5—6	6—7	1000	1200	1500	5—6	6—7	7—8	1200	1500	2000
Примечания: 1. Повышенные нормы расхода жидкости при работе с натриезой солью 2,4Д вызваны низкой растворимостью этого пре-
парата.
2. Для усиления токсического действия арборицидов добавлять к раствору натриевой соли 2,4Д аммиачную селитру в дозировке 8—12 кг
на 1 кг и смачиватель ОП-7 или ОП-9 в количестве 0,2—0,4% объема жидкости, а к эмульсии бутилового эфира 2,4Д—10—15 кг дизельного топ-
лива в зависимости от объема жидкости.
На длинных линиях электропередачи 330—500 кВ с
широкими просеками и большими площадками кустар-
ника появляется необходимость применения самолетов
и вертолетов для опрыскивания, которое производится в
безветренную погоду или с небольшим ветром.
В этом случае самолет (вертолет) должен низко, на
высоте 40—50 м, пролетать по трассе с подветренной сто-
роны и производить опрыскивание с учетом отклонения
капелек раствора или эмульсии ветром во избежание
порчи леса, растущего по краям трассы. Обработку с са-
молета, как правило, необходимо производить дважды.
Ширина полосы обработки не превышает 30 м. Скорость
полета не более 120—140 км/ч.
Наилучшим периодом для работ по химической очист-
ке трассы в средней полосе Советского Союза является
май — июль в сухую погоду при температуре ire ниже
15°С, причем опрыскиваться должны свободные от росы
или капель дождя листья. С целью более длительного
сохранения препарата на листьях в эмульсию добавля-
ется соляровое масло от 10 до 20 кг на 1 м3 эмульсии.
Большая доза добавляется при жаркой погоде.
Лучший эффект достигается, когда сразу после опры-
скивания не бывает осадков, которые снижают эффектив-
ность обработки, особенно в случае применения натрие-
вой соли 2,4Д дихлорфеноуксусной кислоты, для которой
требуется более длительный период сухой погоды после
обработки.
После химической обработки не следует сразу выру-
бать усыхающий крупный кустарник высотой более 2 м,
пока древесина его до корней не станет хрупкой и лом-
кой, так как преждевременная очистка подсыхающего
кустарника снижает значение химического воздействия.
Очистка трассы от засохшего кустарника произво-
дится бульдозерами и корчевателями-собирателями.
Так как препараты 2,4Д имеют неприятный устойчи-
вый запах, хранить их необходимо в закрытом сухом по-
мещении, не используемом для хранения продуктов. По
этой же причине не следует в течение первых 2—3 дней
после обработки кустарника пасти на трассе скот, так
как молоко и мясо животных па некоторое время могут
приобрести неприятный запах.
Следует заметить, что препараты 2,4Д не оказывают
вредного воздействия на полезные травы при попадании
на них капель раствора или эмульсии.
541
Верховая ревизия на отключенных линиях произво-
дится непосредственно с опор линий, часто с вылезанием
на гирлянду, а также с использованием телескопических
автовышек, лестниц, люлек и пр.
Нагрузка от массы проводов при верховой ревизии
со вскрытием поддерживающих зажимов и выемкой
провода может восприниматься стяжными болтами,
лебедками, полиспастами и прочими приспособлениями,
облегчающими труд монтеров.
Оставшиеся после верховой ревизии дефекты подроб-
но записываются производителем работ в ведомости
верховых ревизий и сдаются мастеру, который дает
заключение о необходимости и сроках ремонта линий,
регистрируя обнаруженные дефекты в журнале дефектов
данной линии. Ниже приводится форма ведомости верхо-
вой ревизии линии.
---------------------------- энерго
---------------------- электросетей
_______________________________ РМС
ВЕДОМОСТЬ
верховой ревизии и взрхового осмотра на воздушной линии
Дата осмотра -----------
№ опор	Тип опор	Замеченные дефекты	Фамилия осматривавшего	Примечание
				
				
Подпись: ------------------------------------
Проверил: мастер РМС —— ---------------------------------•
862
Глава одиннадцатая
АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА
ЭКСПЛУАТАЦИИ
11-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Для правильной организации эксплуатации линий в
электрических сетях необходимо систематически произ-
водить анализ работы действующих линий. Анализ рабо-
ты линий складывается из следующих двух составных
частей.
Прежде всего в службе линий необходимо детально
анализировать результаты всех профилактических ос-
мотров, ревизий и замеров, проводимых на линиях. Для
этого необходимо систематически вести строгий учет
всех выявленных дефектов и своевременно намечать и
проводить мероприятия по их устранению. Во-вторых,
следует тщательно вести учет, проводить анализ и
выявить причины всех автоматических отключений и
повреждений на линиях; намечать противоаварийные
мероприятия. Кроме того, следует вести учет времени
простоя линий в капитальном (или текущем) ремонте
и в аварийном ремонте.
Анализ всех полученных сведений следует вести си-
стематически ежегодно и желательно за возможно более
длительный срок работы тех или иных линий. При этом
анализируется работа как отдельных линий (или даже
участков ВЛ), так и всех линий разных напряжений
предприятия электрических сетей или всей энергосисте-
мы в целом. Результаты анализа работы ВЛ в каждой
энергосистеме должны передаваться в Центральный
общесоюзный орган, где суммируется и анализируется
работа всех электрических сетей СССР.
Очевидно, что система учета аварийной статистики в
соответствии с Инструкцией по расследованию аварий п
браков в работе не может быть использована для техни-
ческого анализа надежности ВЛ. Необходимо иметь
полные .данные о повреждаемости ВЛ и их элементов,
с помощью которых может быть выполнена оценка
надежности как технико-экономической категории по
методу определения минимума расчетных затрат на
сооружение ВЛ.
Надежность ВЛ должна оцениваться при этом
с учетом стоимости аварийно восстановительных работ,
563
планово-предупредительных ремонтов и эксплуатацион-
ного обслуживания, ущерба у потребителей при аварий-
ных и плановых отключениях.
Наиболее целесообразно, по-видимому, в дальнейшем
оценивать деятельность эксплуатационных организаций
не по общему количеству аварий и браков, а по способ-
ности обеспечить некоторую заданную заранее норми-
рованную величину надежности для различных ВЛ (по
напряжению и материалу опор).
В настоящее время некоторые организации приступи-
ли к разработке таких научно обоснованных нормативов
надежности ВЛ. Применение их при проектировании и
эксплуатации исключит субъективный подход при раз-
работке и реализации проектов ВЛ и позволит более
объективно оценивать результаты работы эксплуатиру-
ющих организаций.
Следует также иметь в виду, что перечень общих
показателей надежности дан в ГОСТ 13377-67.
Выводу из анализа работы линий в электросетях
позволяют правильно планировать и направлять средст-
ва на капитальный ремонт линий, являются исходными
данными для составления планов перспективного разви-
тия электрических сетей данного района и позволяют
правильно вести техническую политику в вопросах
внедрения новой техники.
Выводы из анализа работы действующих линий по
энергосистеме или по Советскому Союзу в целом поз-
воляют обобщить опыт эксплуатации и выявить степень
надежности линий разных напряжений и разных конст-
рукций (опор и проводов), а также наметить правильные
пути в проектировании и строительстве новых линий.
Оценка надежности дальних линий электропередачи
сверхвысокого напряжения 330 кВ и выше играет суще-
ственную роль в решении основных вопросов развития
электрических сетей и в создании объединенной энерге-
тической системы СССР.
11-2. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ РАБОТ
Анализ результатов профилактических осмотров,
ревизий и замеров проводится на основании обработки
листков осмотра, ведомостей верховой ревизии, ведомо-
стей замеров изоляторов и контактных зажимов и жур-
налов загнивания деталей деревянных опор. При этом
результаты последнего осмотра, ревизии и замера долж-
564
ны сравниваться с аналогичными результатами за пре-
дыдущие годы.
Так, наличие на трассе данной линии строительно-
монтажных или земляных работ требует либо более
частых осмотров, либо проведения дополнительных
инженерно-технических осмотров, либо принятия адми-
нистративных мер и т. д.
В случае обнаружения при очередных • замерах
большого количества «нулевых» изоляторов по сравне-
нию с предыдущим периодом необходимо тщательно
проанализировать причины появления таких изоляторов
путем лабораторных исследований снятых с линии изо-
ляторов, сравнения условий работы изоляции на данной
линии с условиями работы изоляторов на других подоб-
ных линиях (число перекрытий изоляции, наличие
«пляски», действительные запасы прочности, условия
загрязнения и т. п.); необходимо также установить, на
каких опорах (анкерных или промежуточных) и на
каких участках линии выявлены «нулевые» изоляторы.
В зависимости от выявленных причин повышенной
отбраковки изоляторов на данной линии могут быть
правильно намечены те или иные мероприятия по устра-
нению дефектов, а в отдельных случаях па основе такого
анализа могут быть выявлены и причины выхода из
строя изоляторов.
При обнаружении увеличения числа дефектных
зажимов следует прежде всего сравнить величину
передаваемой мощности по линии при последних заме-
рах с прошлыми, так как при увеличении передаваемой
мощности (тока в липни) наиболее интенсивно проявля-
ются дефекты монтажа контактных зажимов. Необходи-
мо также проверить количество случаев прохождения на
данной линии токов короткого замыкания, время отклю-
чения коротких замыканий и величину этих токов, срав-
нив их с аналогичными данными за предыдущий период.
Особо тщательно необходимо анализировать резуль-
таты замеров загнивания древесины. Журналы замеров
загнивания деталей опор, как правило, следует делать
многолетними, с тем чтобы была возможность проанали-
зировать поведение деталей опор па данной линии за
ряд лет. На основании обработки результатов замеров
загнивания следует сделать правильный вывод об
интенсивности (скорости) загнивания деталей на данной
линии. Это особенно важно при переходе па пяти-шести-
37—548	565
летнюю периодичность капитальных ремонтов линии.
В отдельных случаях при массовом значительном загни-
вании отдельных деталей (например, пасынков) необхо-
димо решить вопросы организации большого объема
работ по капитальному ремонту на данной линии:
Детального анализа требуют результаты верховой
ревизии линии при выявлении повреждений проводов от
вибрации, повреждений или истирания отдельных дета-
лей арматуры гирлянд изоляторов, значительного ржав-
ления деталей металлических опор и подножнпков и др.
В каждом конкретном случае должны быть собраны
исчерпывающие данные об условиях работы линии,
сроке службы данных элементов, наличии внешних
причин, а в отдельных случаях должны быть проведены
лабораторные исследования и анализы.
Только путем тщательного анализа условий работы
данного элемента линии могут быть правильно выявле-
ны причины того пли иного дефекта.
. В каждой энергосистеме и предприятии электросетей
необходимо систематически вести графики отбраковки и
замены дефектных изоляторов, контактных зажимов,
деталей деревянных опор и др.
В графиках анализа работы изоляторов дается зави-
симость во времени (по годам) следующих величин:
количества установленных изоляторов по типам в
штуках;
количества замеренных изоляторов по типам в шту-
ках и процентах от числа установленных изоляторов;
количества забракованных изоляторов по типам в
штуках и процентах от числа замеренных изоляторов;
количества замененных изоляторов в штуках.
Указанные зависимости целесообразно иметь на
одном графике для каждого типа изолятора и суммар-
ные для всех изоляторов в энергосистеме или предприя-
тии электросетей. Целесообразно также иметь аналогич-
ные зависимости для линий разных напряжений, что
дает возможность сравнивать работу тех или иных изо-
ляторов в различных условиях.
Следует иметь в виду, что при первом замере изоля-
торов на новых линиях процент отбраковки изоляторов
может быть несколько завышен за счет попадания на
линию при монтаже заведомо дефектных фарфоровых
изоляторов пли осыпания стеклянных деталей изолято-
ров из закаленного стекла в первый период после изго-
566
товления. Этот процент может достигать 0,5—0,8 %' числа
замеренных изоляторов.
При периодических замерах высококачественных
фарфоровых изоляторов отбраковка их при трех-шести-
летней периодичности замеров не должна превышать
0,1—0,2%, числа замеренных изоляторов.
Для анализа работы контактных зажимов составля-
ются графики аналогично описанным графикам по
изоляции.
Если количество забракованных изоляторов или
контактных зажимов в процентах от числа замеренных
из года в год уменьшается, значит эксплуатация и орга-
низация ремонта на данном предприятии электросетей
организованы правильно.
В графиках анализа работы древесины опор целе-
сообразно дать зависимость во времени (по годам)
следующих величин:
количества установленной древесины в кубических
метрах и штуках (по отдельным деталям опор);
количества замеренных деталей в процентах от
установленных;
количества забракованных деталей в штуках, куби-
ческих метрах и процентах от замеренных;
 количества замененных деталей опор в штуках и
кубических метрах, а также в процентах от установлен-
ных.
Эти зависимости целесообразно иметь отдельно для
пасынков, траверс, стоек и прочих деталей опор, для
линий разных напряжений.
В отдельных случаях следует составить подобные
графики для отдельных линий, где имеет место большой
объем забракованных деталей. Кроме того, в энергосисте-
ме или в районе электросетей следует составить суммар-
ный (объемный) график для всех линий на деревянных
опорах.
Правильный анализ отбраковки деталей деревянных
опор дает возможность своевременно принять меры по
повторному антисептированию опор или по проведению
необходимой реконструкции данной линии (замена
круглых траверс на составные; замена деревянных па-
сынков на железобетонные и т. д.). Систематическое
уменьшение процента бракуемой и заменяемой древеси-
ны указывает на правильную организацию эксплуатации
древесины.
567
При трехлетней периодичности замеров и ремонта
деревянных опор отбраковка и замена деталей опор из
хорошо пропитанной антисептиками древесины должны
составлять 2—3% от объема установленной на линии
древесины. Для линий из непропитанной древесины, а
также для опор из ели и пихты эта величина может
быть в 2—3 раза выше.
На основе статистической обработки данных профи-
лактических осмотров, ревизий и измерений могут быть
получены следующие показатели надежности отдельных
элементов ВЛ:
а)	удельная отбраковка изоляторов, выраженная в
количестве дефектных изоляторов на 100 шт. пли в про-
центах от замеренных или осмотренных;
б)	количество опор и фундаментов, имеющих дефек-
ты в процентах от осмотренных по видам повреждений
или неисправностей;
в)	количество мест обрыва проволок и других повре-
ждений проводов и тросов на 100 км ВЛ;
г)	количество дефектных деталей линейной арматуры
(по типам) в процентах от осмотренных;
д)	удельная отбраковка отдельных деталей деревян-
ных опор (или опор в целом) в процентах от замеренных
и осмотренных на 100 км линий.
В ряде случаев, когда показатеЛ*и надежности изоля-
торов, контактных зажимов или деталей деревянных
опор резко снижаются, следует изменить периодичность
профилактических замеров, сократив сроки очередных
измерений и капитальных ремонтов на данной ВЛ.
11-3. АНАЛИЗ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ И НАДЕЖНОСТЬ РАБОТЫ
ЛИНИЙ
Необходимым условием для правильного и глубокого
анализа повреждаемости линий и оценки их надежности
является четкий и своевременный учет всех автоматиче-
ских отключений и повреждений линий, детальное рас-
следование каждого такого случая с обязательным
выявлением причин отключения или повреждения.
В службе линий предприятия электросетей и в энер-
госистеме следует вести специальный учет автоматиче-
ских отключений и повреждений линий.
Этот учет ведется либо в журналах учета, форма ко-
торого приводится ниже, либо на перфокартах (при
568
использовании для учета автоматических отключений и
повреждений ЭВМ).
Записи в журнале или на перфокарте производятся
в день отключения или обнаружения повреждения одним
из инженерно-технических работников предприятия
электрических сетей.
Графы 6 и 7 в журнале могут быть заполнены только
после полного окончания расследования данного случая.
В случаях серьезных повреждений на линии, привед-
ших к аварии или браку в работе, назначается специаль-
ная комиссия для расследования причин повреждений и
подготовки протпвоаварпйных мероприятий. В сложных
случаях к работе в таких комиссиях следует привлекать
представителей проектных и научно-исследовательских
организаций.
Акты комиссий утверждаются вышестоящей органи-
зацией; намеченные в них протпвоаварпйныс меропри-
ятия являются обязательными и включаются в соответ-
ствующие планы работ.
Все зарегистрированные случаи автоматических
отключений и повреждений по истечении квартала или
года должны подвергаться статистической обработке и
анализу.
При этом для линий разных напряжений и с разным
материалом опор выявляются:
количество грозовых и негрозовых отключений (в том
числе с повреждениями элементов ВЛ);
количество успешных АПВ;
распределение всех случаев по причинам возникнове-
ния повреждений;
распределение всех случаев повреждений по месту
возникновения (опоры, фундаменты, провода и тросы,
изоляция, арматура);
количество аварий и браков по существующей клас-
сификации;
время аварийного простоя линий.
Анализ и статистическую обработку данных о повре-
ждаемости и аварийном простое следует вести для линий
разных напряжений в отдельности.
Целесообразно также отдельно проводить анализ
работы линий на деревянных, железобетонных и метал-
лических опорах.
Обработку статистических данных в энергосистемах
целесообразно вести па ЭВМ.
569
Энергоупра вление _— ----------... .,--------------—„
(наименование)
------------------------------- предприятия электросетей
(наименование)
ЖУРНАЛ
учета автоматических отключений и повреждений линий
Начат --------------------------- Окончен ------------------------------
(дата)	(дата)
Примечания: 1. Причину повреждений изложить подробно с оценкой правильности работы АПВ.
2.	Дать оценку деятельности оперативного и ремонтного персонала.
3.	Желательно приложить фотографии аварийных элементов оборудования и конструкций.
4.	Отметить, сколько было всего автоматических отключений, в том лиспе успешных АПВ за один случай нарушения нормальной рабо-
ты ВЛ.
Случаи автоматических отключений ВЛ, вызванные
причинами, возникшими на подстанциях и в энергосисте-
ме (не на линиях), должны быть рассмотрены особо,
так как они не зависят от конструкции ВЛ. К таким
причинам относятся неправильная работа релейной
защиты и автоматики, повреждения оборудования
линейных ячеек, ошибки оперативного персонала и т. и.
Анализ этих причин и их устранение являются большим
резервом повышения надежности работы ВЛ и особенно
линий сверхвысокого напряжения.
На основании этих статистических данных в конце
года определяются удельные показатели надежности
для линий разных напряжений и с разным материалом,
опор, т. е. определяется количество случаев различных
повреждений на 100 км линий в год.
Эти показатели сравниваются с показателями данной
энергосистемы за предыдущие годы и с аналогичными
показателями других энергосистем СССР и за рубежом.
На основании такой сравнительной оценки может быть
сделан вывод об уровне надежности тех или иных линий
в энергосистеме.
При этом следует иметь в виду, что оптимальный
уровень надежности ВЛ может быть определен только
на основе технико-экономических расчетов по методике
расчетных затрат.
В качестве исходных данных при решении этой зада-
чи должны быть использованы показатели надежности,
достигнутые на действующих ВЛ за достаточно длитель-
ный срок.
При этом наряду с показателями надежности,
полученными путем обработки и анализа всех автомати-
ческих отключений ВЛ, должны также учитываться все
случаи повреждений элементов ВЛ, выявленные при
профилактических осмотрах, ревизиях п измерениях на
ВЛ (см. § 11-2). Эти повреждения, накапливаемые в
межремонтный срок, в значительной мере определяют
уровень надежности ВЛ. Если не учитывать накаплива-
ния повреждений и неисправностей, не приведших к
автоматическим отключениям ВЛ, то уровень надежно-
сти будет излишне оптимистичен. При этом показателя-
ми надежности работы отдельных элементов ВЛ следует
считать удельную повреждаемость элементов по различ-
ным причинам, выраженную в процентах от количества
осмотренных или замеренных элементов.
571
Анализ показателей надежности действующих ВЛ,
полученных на основе обработки всех случаев автомати-
ческих отключений ВЛ и всех повреждений, выявленных
при профилактических работах, позволит:
а)	на уровне энергосистемы.
определить рациональную периодичность ремонтных
и профилактических работ;
предложить планируемые численные показатели на-
дежности для различных ВЛ и их элементов;
оценивать работу предприятий энергосистем по пока-
зателям надежности;
определить необходимость и эффективность меропри-
ятии по повышению надежности ВЛ;
обосновать нормативы аварийного разерва и заявки
па оборудование п материалы для различных предпри-
ятий электрических сетей;
б)	па уровне Центрального общесоюзного органа
(министерства)
утверждать показатели надежности ВЛ и их элемен-
тов для различных районных энергоуправлений;
определять зависимость показателей надежности ВЛ
от срока службы, от условий эксплуатации и от климати-
ческих условий;
выявлять характерные причины повреждаемости ВЛ
и выпускать соответствующие директивные материалы,
направленные на повышение надежности ВЛ;
сопоставлять показатели надежности аналогичного
оборудования и элементов ВЛ, выпускаемых различны-
ми заводами, и определять соответствие этих показате-
лей требованиям ГОСТ и технических условий;
определять суммарный педоотпуск электроэнергии
из-за автоматических отключений ВЛ.
В табл. 11-1 —11-4 приводятся некоторые данные по
удельной повреждаемости линий разных напряжений в
СССР п по данным CIGRE за рубежом.
Приведенные в табл. 11-1 сведения говорят о значи-
тельной разнице величины повреждаемости ВЛ одного
и того же напряжения с одинаковым материалом опор
для различных энергосистем СССР. Эта разница опреде-
ляется главным образом отличием климатических усло-
вий в разных районах, а также уровнем эксплуатации
ВЛ в различных энергосистемах.
Следует отметить также, что ВЛ на деревянных опо-
рах в большинстве случаев имеют большую удельную
572
Таблица 11-1
Повреждаемость линий 35—220 кВ в различных
энергосистемах СССР [11-6]
Энерго- система	Напряжение, кВ	Материал опор	Продолжи- тельность эксплуатации, 100 км-лет	Удельное число отклю- чений ВЛ на 100 км-лет
А	35	Сталь, железобетон,	42,2	7,9
		дерево		
	110	То же	122,0	7,85
Б	35		—	7,32
	НО		—	6,44
В	но		189,0	4,Н
Г	35	Дерево	—	3,82
		Железобетон	—	3,15
	НО	Сталь	—	2,25
		Дерево	—	3,49
		Железобетон	—	1,15
д	но	Сталь	—	1,8
		Дерево	—	4,2
Е	но	Железобетон, сталь	40,0	3,47
		Дерево	19,4	3,82
Ж	35	Сталь, дерево, же-	—	1,14
		лезобетон		
	НО	Сталь, дерево, же- лезобетон	—	3,68
	220	Сталь, железобетон	—	0,66
повреждаемость, чем линии на стальных или железобе-
тонных опорах.
Сравнивая данные табл. 11-1 и 11-2, можно сделать
вывод о более надежной работе линий ПО—220 кВ в
Таблица 11-2
Повреждаемость линий разных напряжений
в США и Канаде [11-2]
Напряжение, кВ	Число линий	Общая про- тяженность, км	Общее коли- чество лет эксплуата- ции, км-лет	Удельная повреждаемость на 100 км-лет	
				Общее число повреж- дений	В том числе грозовых
100—125	418	28 600	196 400	8,45	5,9
126—150	122	8260	55 500	3,72	1,80
151—175	65	7080	42 200	2,77	1,6
200—250	75	9250	43 800	1,75	1,0
573
Таблица 11-3
Повреждаемость линий 400—500 кВ в СССР [11-3]
Отчетный период, годы	Протяженность линий на ко- нец периода, км	Продолжи- тельность эксплуатации, 100 км-лет	Количество отключений			Удельное количество отключений на ЮОкм-лет		
			Не грозо- вые	Гро- зовые	Всего	Не гро- зовые	Г розо- вые	Всего
1956—1958	2595	45,6	и	3	14	0,241	0,066	0,31
1959—1960	3910	65,3	46	4	50	0,706	0,060	0,77
1961—1962	7127	116,4	55	21	76	0,472	0,180	0,65
1963—1964	8075	151,6	60	14	74	0,398	0,092	0,49
1965—1966	9017	170,5	87	15	102	0,510	0,090	0,60
1967—1968	10094	180,3	65	18	83	0,360	0,100	0,46
1969—1970	12935	232,9	112	13	125	0,480	0,056	0,53
1971 — 1972	15309	272,6	155	9	164	0,569	0,033	0,60
Всего:	15309	1235,2	591	97	688	0,482	0,078	0,56
СССР. Кроме того, совершенно очевидной является бо-
лее высокая надежность работы линий высокого напря-
жения по сравнению с линиями более низкого напряже-
ния.
В табл. 11-3 и 11-4 приводятся данные об удельной
повреждаемости линий 400—500 кВ в СССР и линий
сверхвысокого напряжения (более 275 кВ) за рубежом
Т а блица 11-4
Причины и объекты повреждений на линиях
сверхвысокого напряжения
Причины или объекты повреждений	Число повреждений на 100 км-лет	
	В СССР	По данным CIGRE
Причины: Природные явления 	 В том числе: гроза 	 туманы 	 гололед и „пляска" 	 ураганы и пр	 Внешние причины	 Неисправности оборудования 		0,28 0,08 0,03 0,11 0,06 0,13 0,15	0,92 0,62 0,18 0,07 0,05 0,08 0,08
Всего:	0,56	1,08
574
по данным [11-2]. В СССР грозовая повреждаемость ли-
ний 400—500 кВ в- 7—8 раз ниже, чем в зарубежных от-
четных данных. Это объясняется главным образом при-
менением в СССР одноцепных опор 400—500 кВ с двумя
тросами, имеющими угол защиты 20—30°.
Следует отметить относительно высокую повреждае-
мость наших линий 400—500 кВ при «пляске» и гололеде
(0,11 против 0,07 отключения на 100 км-лет) по сравне-
нию с зарубежными линиями.
При среднем удельном числе отключений линий 400—
500 кВ в СССР 0,56 на 100 км-лет эта величина для ли-
ний в центре европейской части СССР составляет 0,63,
а для линий в Центральной и Западной Сибири—0,37.
Высокую повреждаемость (1—2 отключения на
100 км-лет) имеют лишь отдельные участки линий
500 кВ, проходящие в особо гололедных районах и в
районах с частой и интенсивной «пляской» проводов.
Анализируя удельные данные о повреждаемости от-
дельных элементов линий: опор, фундаментов, проводов,
тросов, изоляции и арматуры, можно выявить сравни-
тельную надежность этих элементов в каждой отдельной
энергосистеме и в целом по СССР. На основе этих выво-
дов могут быть даны обоснованные рекомендации для
составления таких нормативных документов, как П'УЭ
и СНиП.
Большое значение имеют анализ и обработка данных
о времени аварийного простоя дальних линий электро-
передачи сверхвысокого напряжения. На базе таких до-
статочно обоснованных данных может быть выбрана ве-
личина необходимого резерва генераторной и трансфор-
маторной мощности в энергосистемах.
Анализ повреждаемости и определение степени на-
дежности различных категорий линий в целом по СССР
должны производиться на базе обработки всех имею-
щихся данных с использованием современных методов
математической статистики и теории вероятности.
Глава двенадцатая
ПРИЕМКА ЛИНИЙ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
12-1. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ПРИЕМКЕ ЛИНИЙ
Вновь сооруженная линия электропередачи перед
включением ее под напряжение и электрическую нагруз-
ку подлежит приемке назначенной приказом приемочной
575
комиссией. Комиссия составляется из представителей
строительно-монтажной, эксплуатационной и проектной
организаций, а также Технической инспекции профсо-
юза. Как правило, приемочная комиссия возглавляется
директором или главным инженером предприятия элек-
трических сетей.
Для приемки линий электропередачи 330—750 кВ,
проходящих через несколько энергосистем, комиссия на-
значается приказом Министерства энергетики и электри-
фикации СССР.
Па приемочную комиссию возлагаются выдача раз-
решения на включение липни электропередачи и оформ-
ление акта о передаче ее во временную или постоянную
эксплуатацию. Выдача разрешения на включение линии
может быть осуществлена па основании проверки соот-
ветствия выполненных работ проекту; наличия необходи-
мой технической документации и проведения комплексно-
го опробования ВЛ. Комплексным опробованием линий
электропередачи является нормальная и непрерывная
работа линии в течение 24 ч. Началом опробования счи-
тается включение под нагрузку.
С целью достижения лучшего качества строительно-
монтажных работ эксплуатационная организация долж-
на организовать технический надзор за производством
строительных и монтажных работ, контролируя сложные
и ответственные работы в процессе их выполнения.
Для осуществления технического надзора эксплуати-
рующая организация выделяет своего представителя, ко-
торый следит за правильностью выполнения строитель-
ных и монтажных работ. О всех дефектах и ненормаль-
ностях представитель эксплуатации ставит в известность
производителя работ и свою администрацию.
В том случае, когда монтируется оборудование, впер-
вые появляющееся в данном предприятии электрических
сетей, представителям эксплуатации, осуществляющим
надзор за качеством монтажа, поручается, кроме того,
освоение нового оборудования в пропс.се строительства.
Присутствие представителя эксплуатации ни в какой
степени не снимает ответственности со строительной ор-
ганизации за качество выполняемой работы.
Для того чтобы вовремя заметить упущения, дефек-
ты, отступления от проекта, эксплуатационной организа-
ции необходимо своевременно ознакомиться с проектной
документацией. Еще при выдаче технических условий
576
пли технического задания на проектирование эксплуата-
ционная организация должна высказать свои замечания
и пожелания, направленные на то, чтобы построенная
линия электропередачи.лучшим образом отвечала требо-
ваниям «'Правил технической эксплуатации» и «Правил
устройства электроустановок», а также была сооружена
с учетом местных особенностей.
При рассмотрении и утверждении проекта эксплуата-
ционная организация должна тщательно просмотреть
проект с целью выяснения полноты учета всех ранее вы-
ставленных пожеланий, а также с целью оценки пра-
вильности принятых проектной организацией решений по
отдельным конструктивным вопросам.
В процессе строительства представитель эксплуата-
ции должен стать хорошим помощником администрации
строительно-монтажной организации с целью обеспече-
ния качества строительных и монтажных работ.
При строительстве уникальных ВЛ пли линий в особо
сложных условиях должен быть организован авторский
надзор за строительством представителями проектной ор-
ганизации.
После того как основные работы по сооружению ли-
нии будут закончены, строительно-монтажная организа-
ция предъявляет линию к сдаче, т. е. официально уве-
домляет эксплуатационную организацию о необходимо-
сти начать работы по приемке линий в эксплуатацию.
В помощь приемочной комиссии из представителей
эксплуатации, строительно-монтажной и проектной ор-
ганизации организуется рабочая комиссия с участием
монтеров-линейщиков. Рабочая комиссия возглавляется
инженерно-техническим работником службы линий.
В задачу рабочей комиссии входит тщательный ос-
мотр линии с влезанием на каждую опору, с проверкой
всех мест креплений, наличия шайб, шплинтов, гаек, с
проверкой состояния трассы, необходимых мер защиты
от атмосферных перенапряжений, наличия заземлений,
условных обозначений, номеров, плакатов и пр.
12-2. ОФОРМЛЕНИЕ ПРИЕМКИ ЛИНИЙ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
Результаты работы рабочей комиссии оформляются
актом, в котором перечисляются все обнаруженные не-
достатки и дефекты.
После ознакомления с результатами работы рабочей
комиссии приемочная комиссия намечает сроки устране-
577
ния оонаруженных дефектов и недоделок и устанавлива-
ет конкретный срок включения линии.
К этому времени должна быть представлена в полном
объеме проектная (исполнительная) техническая доку-
ментация, а именно:
а)	утвержденный технический или технорабочий про-
ект, исполнительные рабочие чертежи и схемы;
б)	перечень отклонений от проекта с обоснованием
причин этих отклонений и согласованиями проектной ор-
ганизации;
в)	акты на скрытые работы;
г)	акты осмотра выполненных переходов, пересече-
ний и сближений, составленные совместно с представите-
лями заинтересованных организаций;
д)	протоколы замеров сопротивлений заземлений
опор;
е)	паспорт линии электропередачи, составленный по
установленной форме;
ж)	инвентарная опись линии;
з)	опись вспомогательных сооружений и сдаваемого
аварийного резерва.
После сообщения строительно-монтажной организа-
ции об устранении всех выявленных дефектов и недоде-
лок представители службы линий предприятия электри-
ческих сетей производят повторный осмотр линии с со-
ставлением дополнительного акта.
Председатель приемочной комиссии получает пись-
менные сообщения от строительно-монтажной организа-
ции и от соответствующих служб предприятия электри-
ческих сетей о том, что все работы на вновь построенной
линии закончены, заземления и люди с линии сняты и
линию можно включать. Оформляется заяйка, и предсе-
датель приемочной комиссии дает распоряжение дежур-
ному диспетчеру электросетей о включении линии по
утвержденной программе, которая предусматривает:
а)	испытание линий рабочим напряжением (толч-
ком) ;
б)	фазировку линии;
в)	опробование линии под нагрузкой в течение 24 ч.
При положительных результатах испытаний линии
составляется акт о приемке ее в эксплуатацию.
С момента подписания акта линия электропередачи
переходит в ведение эксплуатирующей организации и
принимается на баланс последней.
578
ПРИЛОЖЕНИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОВОДОВ и ТРОСОВ (ГОСТ 839-59 И СООТВЕТСТВУЮЩИЕ ТУ)
Таблица П1-
Число и диаметр проволок проводов
Номиналь-	Число и диаметр проволок для марок проводов											
	М	А	АС		А СО		АСУ		АСУС	
ное сече-									Алюми- ниевые	
ниэ, мм2	Медные	Алюми- ниевые	Алюми- ниевые	Стальные	Алюми- ниевые	Стальные	Алюми- ниевые	Стальные		Стальные
4	1Х2.24	—	—	—	—	—	—	—	—	—
6	1X2,73	—	—	—	—	—	—	—	—	
10	1X3,53	—	6X1,6	1X1,2	—	—	—	—	—	—
16	7X1,68	7X1,70	6X1,8	1X1,8	—	—	—	—	—	—
25	7Х2,И	7X2,12	6X2,2	1X2,2	—	—	—	—	—	—
35	7X2,49	7X2,50	6X2,8	1X2,8	—	—	—	—	—	—
50	7X2,97	7X3,00	6X3,2	1X3,2	—	—	—	—	—	—
70	19X2,14	7X3,55	6X3,8	1X3,8	—	—	—	—	18X2,2	19X2,2
95	19X2,49	7X4,12	6X4,5	1X4,5	—	—	—	—	24X2,2	37X2,2
120	19X2,64	19X2,80	28X2,29	7X2,0	—	—	30X2,22	7X2,2	—	—
150	19X3,15	19X3,15	28X2,59	7X2,2	24X2,80	7X1,8	30X2,50	7X2,2	—	—
185	37X2,49	19X3,50	28X2,87	7X2,5	24X3,10	7X2,0	30X2,80	7X2,8	52X2,12	37X2,2
240	37X2,84	19X4,00	28X3,29	7X2,8	24X3,59	7X2,4	30X3,20	/ХЗ, 2	—	—
300	37X3,15	37X3,20	28X3,66	7X3,2	54X2,62	7X2,6	30X3,55	19X2,2	54X2,62	37X2,6
330	—	—	—	—	54X2,8	7X2,8	—	—	—	—
400	37X3,66	37X3,69	28X4,24	19X2,2	54X3,04	7X3,0	30X4,12	19X2,5	—	62X2,6
500	—	37X4,15	—	—	54X3,37	19X2,0	—	—	54X3,3/	
600	—	61X3,65	—	—	54X3,69	19X2,2	—	—	—	—
700 1000	—	—	—	“Г	54X4,10	19X2,5	—		54X4,72	91X3,0
Таблица П1-2
Физико-механические данные проводов
Номинальное сечение прово- да, мм2	Расчетное сечение, мм2		Расчетный диаметр, мм		Расчетная масса провода, кг/км
	токопроводя- щей части провода	стального сердечника	провода	стального сердечника	
АС
10	10,1	1,13	4,4	1,2	36
16	15,3	2,5	5,4	1,8	62
25	22,8	3,8	6,6	2,2	92
35	36,9	6,2	8,4	2,8	150
50	48,3	8,0	9,6	3,2	196
70	68,0	11,3	11,4	3,8	275
95	95,4	15,9	13,5	4,5	386
120	115	22,0	15,2	6,0	492
150	148	26,6	17,0	6,6	617
185	181	34,4	19,0	7,5	771
240	238	43,1	21 ,6	8,4	997
300	295	56,3	24,2	9,6	1257
400	325	72,2	28,0	11,0	1660
		АСС			
150	148	17,8	16,6	5,4	559 687
185	181	22,0	18,4	6,0	
240	243	31,7	21,6	7	937
300	291	37,2	23,5	7,8	1098
330	332	43,1	25,2	8,4	1270
400	392	49,5	27,2	9,0	1501
500 600	482 578	59,7 72,2	30,2 33,1	10,0 11,0	1836 2206
700	712	93,3	37,1	12,5	2756
		АСУ			
120	116	26,6	15,5	6,6	530
150	147	34,4	17,5	7,5	678
185	185	43,1	19,6	8,4	850
240	241	56,3	22,4	9,6	1111
300	297	72,2	25,2	11,0	1390
400	400	93,3	29,0	12,5	1840
		АСУС			
70	68,5	72,2	15,4	11,0	790
95	91,2	140,6	19,8	15,4	1220
185	183,5	116,5	22,5	14,0	1465
300	291,0	196,0	28,7	18,2	2430
500	482,0	324,3	36,9	23,6	3991
1000	946,5	643,2	51,9	33,0	7720
580
Продолжение табл. П1-2
Номинальное сечение про- вода, мм1	Расчетное сечение, мм’		Расчетный диаметр, мм		Расчетная масса провода, кг/км
	токопроводя- щей части Провода	стального сердечника	провода	стального сердечника	
М
4	3,94			2,2	—	35
6	5,85	—	2,7	—.	52
10	9,79			3,5	—.	87
16	15,5			5,0	—.	140
25	24,5	—	6,3	—.	221
35	34,1	—	7,5	—.	323
50	48,5	—.	8.9	—.	439
70	68,3	—	10,7	—	618
95	92,5	—	12,7	—	837
120	117	—	14,0	—.	1058
150	148	—	15,8	—.	1338
185	180	—	17,4	—	1627
240	234	—.	19,9	—	2120
300	288	—	22,1	—	2608
400	289	—	25,6	—	3521
А
16	15,9	—	5,1	—	44
25	24,7	—	6,4	—	68
35	34,4	—	7,5	—	95
50	49,5	—	9,0	—.	136
70	69,3	—	10,7	—	191
95	93,3	—	12,4	—.	257
120	117	—	14,0	—	322
150	148	—.	15,8	—.	407
185	183	—	17,5	—	503
240	239	—	20,0	—	656
300	298	—	22,4	-—	817
400	396	—	25,8	—.	1087
500	501	—.	29,1	—. 	1376
600	604	—	32,0	—	1658
ПС (ГОСТ 5800-51 с измене! нами 1964 г.)
25	24,6	—	5,6	—	194,3
35	37,2	—	7,8	—.	295,7
50	49,8	—	9,2	—	396,0
70	78,9	—	11,5	—.	631,6
95	94,0	—	12,6	—	754,8
		МП			
240	240	—	30,0z 24,3			2135
300	300	—	35,0/28,0	—	2670
581
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
ХАРАКТЕРИСТИКИ И ВЫБОР ГАСИТЕЛЕЙ ВИБРАЦИИ
Тилы гасителей вибрации треста Электросетьизоляция
Марка	Марки и сечение проводов, мм2				Масса гру- за, кг	Размеры, мм					Масса, кг	Диапазон рабочих чаетет Гц
	АС, АСО АСУ	А	м	ПС, пмс • с		Диа- метр груза	Длина груза	Диа- метр троса	Диаметр губок за- жимов	Длина гасителя		
ГВ-2-9	—	—	—	50	0,8	46	103	9	9	300 -	2,5	15—100
ГВН-2-13	95	95	70	—	0,8,	46	103	9	13	400	2,5	11—80
ГВ-3-12	—	—	—	70	1,6	58	130	11	12	400	4,2	12—80
ГВН-3-14	—	—	95	—	1,6	58	130	11	14	400	4,2	12—80
ГВН-3-17	120—150	120—150	120—150	—	1,6	58	130	11	17	450	4,5	10—75
ГВН-4-22	185—240	185—240	185—240	—	2,4	65	143	11	22	500	5,8	7—65
ГВН-5-25	300	300—400	—	—	3,2	73	162	13	25	550	7,8	6—55
ГВН-5-30	400—500	500	—	—	3,2	73	162	13	30	550	7,8	6—55
ГВН-5-34	600	—	—	—	3,2	73	162	13	34	600	8,0	5-50-
Определение места установки гасителей вибрации
Защита от вибрации обычных пролетов, как правило, осуще-
ствляется путем установки в каждом пролете двух гасителей вибра-
ции на каждый провод или трос.
Расстояние до места установки гасителей С измеряется для про-
межуточных опор — от середины гасителей до середины поддержи-
вающего зажима; для анкерных — до шарнира в месте крепления
натяжных зажимов к гирляндам, а у тяжелых и малоподвижных
натяжных зажимов — до места выхода провода из зажима.
Расстояние С с достаточной для практического применения точ-
ностью могут быть подсчитаны по следующей формуле;
С - 1,75
Тс.э
где Тс.э — среднеэксплуатационное тяжение в проводе, Н;
Yi — удельная нагрузка от собственной массы провода,
Н/(м-мм2).
Так как уч для отдельных групп проводов почти одинакова, та
с ~ к КтёТ,
где Тс.э измеряется в килоньютонах (кН).
Коэффициенты /С = 1,75/Kyi• 103 для разных марок проводов по-
лучаются при этом следующими:
Марка А АСО АС-35—АС-95 АС-120—АС-500 АСУ М
провода
К 0,332	0,3	0,297	0,294	0,288 0,183
Для больших переходов расстояния для точек подвески двух
гасителей вибрации Ci и С2 определяются по формулам, м:
С, 0,0013d
Р
где d — диаметр провода или троса, мм; р — масса 1 м провода или
троса, Н; Тс.э — среднеэксплуатационное тяжение в проводе, Н.
Для более точного определения расстояния С в обычных про-
летах также можно воспользоваться формулой
С = 0,0013d
38—548
585
П РИЛ О Ж ЕН ИЕ 3
ВЫБСР РАССТОЯНИЙ МЕЖДУ ПРСВОДАМИ ПО УСЛОВИЯМ «ПЛЯСКИ»
Таблица ПЗ-1
Наименьшие горизонтальные смещения проводов соседних
ярусов на промежуточных опорах в районе I со
слабой „пляской" проводов
Напряже- ние ВЛ, кВ	Расстояние по верти- кали, мм	Горизонтальные смешения, м, соседних проводов при габарит- ных стрелах провеса, м							
		4	5	6	8	10	12	.4	16
35	2,5	0,50	0,50	0,50	1,10	1,50	1,80	2,00	2,10
	з.о	0,50	0,50	0,50	0,80	1,30	1,65	1,85	2,05
	3,5	—	0,5)	0,50	0,50	1,20	1,60	1,80	2,00
	4,0	—	0,5)	0,50	0,50	1,00	1,50	1,70	1,95
	4,5	.—			0,50	0,50	0,6)	1,30	1,60	1,90
	5,0	—			—	0,50	0,50	1,10	1,50	1,80
	5,5	—					0,50	0,50	0,50	1,40	1 ,75
	6,0			—.					0,50	0,50	1,10	1,60
	6,5											0,50	0,60	1,40
	7,0	—	—	—	—	—	0,50	0,50	1,10
110	3,0	0,70	0,70	0,70	1,20	1,70	1,90	2,15	2,30
	3,5	0,70	0,70	0,70	1,00	1,50	1,90	2,10	2,20
	4,0		0,70	0,70	0,70	1,20	1,70	2,00	2,15
	4,5	—	___	0,70	0,70	1,00	1,50	1,90	2,10
	5,0	—	—.			0,70	0,70	1,30	1,70	2,00
	5,5	—			—	0,7)	0,70	1,09	1,60	1,95
	6,0	—			—	—	0,70	0,70	1,40	1,89
	6,5	—			—	—			0,70	1,10	1,60
	7,0	—	—	—	—	—	0,70	0,70	1,90
150	3,5	1,00	1,00	1,00	1,0)	1,60	2,00	2,20	2,35
	4,0			1,00	1 ,00	1,00	1,40	2,80	2,10	2,30
	4,5			1,00	1,00	1,00	1,10	1,70	2,00	2,25
	5,0				——	1,00	1,00	1,50	1,90	2,20
	5,5					—	1,00	1,00	1,10	1,70	2,10
	6,0					—	—.	1,00	1,00	1,50	2,00
	6,5					—	—	—	1,00	1,20	1,80
	7,0	—	—	—	—	—	1,00	1,00	1,60
220	5,0			1,50	1,50	1,50	1,80	2,20	2,50
	5,5					1,50	1,50	1,50	1,50	2,10	2,30
	6,0					—	—	1,50	1,50	1,90	2,20
	6,5					—	—	—	1,50	1,70	2,10
	7,0	—	—	—	—	—	1,50	1,50	1,85
330				2,00	2,00	2,20	2,55	2,89	3,15
	6,0							2,00	2,10	2,45	2,75	3,10
	6,5									2,00	2,35	2,65	3,05
	7,0									2,00	2,20	2,60	3,00
	7,5							—	2,0'1	2,0)	2,50	2,95
	8,0									2,00	2,00	2,40	2,90
	8,5	—	—	—	—	2,00	2,00	2,30	2,70
П р и меча ни е На опорах анкерного типа горизонтальные смещении прово-
дов соседних ярусов, как правило, должны быть не менее: для ВЛ 35 кВ—0,5 м'
ПО кВ—0,7 м; 150 кВ—1,0 м; 220 кВ—1,5 м; 330 кВ— 2,0 »<,
586
Таблица ПЗ-2
Наименьшие горизонтальные смещения проводов соседних
ярусов на промежуточных опорах в районе II с
умеренной „пляской" проводов
№	К								
<6 *		Горизонтальные смещения, м, соседних проводов при габарит-							
				ных стрелах провеса, м					
									
ДЗ № X ®		4	5	. 6	8	. 10		М	16
35	2,5	0,70	0,70	1,00	1,60	2,00	2,30	2,50	2,60
	3,0	0,70	0,70	0,70	1,30	1,80	2,15	2,35	2,55
	3,5			0,70	0,70	1,00	1,70	2,10	2,30	2,50
	4,0			0,70	0,70	0,70	1,50	2,00	2,20	2,45
	4,5					0,70	0,70	1,10	1,80	2,10	2,40
	5,0							0,70	0,70	1,80	2,00	2,30
	5,5							0,70	0,70	1,00	1,90	2,25
	6,0									0,70	0,70	1,60	2,10
	6,5											0,70	1,10	1,90
	7,0	—	—	—	—	— 	0,70	0,70	1,60
110	3,0	1,20	1,20	1,20	1,70	2,20	2,40	2,65	2,80
	3,5	1,20	1,20	1,20	1,50	2,00	2,40	2,60	2,70
	4,0	—	1,20	1,20	1,20	1,70	2,20	2,50	2,65
	4,5	—			1,20	1,20	1,50	2,00	2,40	2,60
	5,0	—	—	—	1,20	1,20	1,80	2,30	2,50
	5,5	—					1,20	1,20	1,50	2,10	2,45
	6,0	—	—			—	1,20	1,20	1,90	2,30
	6,5	—					—			1,20	1,60	2,10
	7,0	—	—	—	—	—	1,20	1,20	2,00
150	3,5	1,50	1,50	1,50	1,50	2,10	2,50	2,70	2,85
	4,0	—	1,50	1,50	1,50	1,90	2,30	2,60	2,80
	4,5	—	1,50	1,50	1,50	1,60	2,20	2,50	2,75
	5,0	—					1,50	1,50	2,00	2,40	2,70
	5,5	—					1,50	1,50	1,60	2,20	2,60
	6,0	—					—	1,50	1,50	2,00	2,50
	6,5	—					—			1,50	1,70	2,30
	7,0	—	—	—	—	—	1,50	1,50	2,10
220	5,0	—			2,00	2,00	2,00	2,30	2,70	3,00
	5,5	—	—	2,00	2,00	2,00	2,00	2,60	2,80
	6,0	—					—	2,00	2,00	2,40	2,70
	6,5	—				—	—	2,00	2,20	2,60
	7,0	—	—	—	—	—	2,00	2,00	2,35
330	5,5	—			2,50	2,50	2,70	3,05	3,30	3,65
	6,0			—			2,50	2,60	2,95	2,25	3,60
	6,5									2,50	2,85	3,15	3,55
	7,0	—			—			2,50	2,70	3,10	3,50
	7,5	—	—					2,50	2,50	3,00	3,45
	8,0	—	—			—	2,50	2,50	2,90	3,40
	8,5	—	—	—	—	2,50	2,50	2,80	3,20
Примечание. На опорах анкерного типа горизонтальные смещении прово-
дов соседних ярусов, как правило, должны быть не менее: для ВЛ 35 кВ—0,7 м;
ПО кВ—1,2 м; 150 кВ—1,5 м; 220 кВ—2 м; 330 кВ—2,5 м.
587
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
(куда)
Наименование предприятия электросетей)
адрес ------------------------------ ------------------------------
телефон----------------------------- (кому)
ИЗВЕЩЕНИЕ
—----------------------------------- доводит до Вашего сведения,
(Наименование предприятия электросетей)
что на территории предприятия расположены сооружения воздушной
высоковольтной линии ----------------------------------------------
Согласно „Правилам охраны высоковольтных электрических се-
тей* на Вас возлагается ответственность за сохранность сооружений
высоковольтной линии ----------------------------------------------
Вам надлежит принять все меры, обеспечивающие выполнение
указанных Правил, в частности:
1.	Не допускать в охранной зоне линии в каждом отдельном слу-
чае без специального разрешения от ---------------------------------
(наименование предприятия)
производства работниками предприятия, а также посторонними орга-
низациями на Вашей территории:
а)	погрузочно-разгрузочных, строительных, монтажных, земляных
и других работ;
б)	устройство складов, свалок, зеленых насаждений, огородов
и т. д., затрудняющих подъезд к опорам линии этектропередачи.
(Охранной зоной считается участок земли вдоль воздушной линии,
определяемый параллельными прямыми, проходящими на расстоя-
нии------------------ м от крайних проводов линии).
Линия отреза
РАСПИСКА
Действующие Правила охраны высоковольтных электрических
сетей* и Извещение--------------------------------------------------
(наименование предприятия электросетей)
получил.
Об ответственности за непринятие мер по охране высоковольтной
линии-------------------------------------- поставлен в известность
(предприятие, должность н подпись
ответственного руководителя предприятия, печать предприятия)
----------------------.197---г.
598
Продолжение приложения
(оборотная сторона извещения)
2.	Категорически воспрещается:
а)	устраивать проезды непосредственно под проводами линий
й вдоль линий ближе------------ м от крайнего провода высокогаба-
ритных машин, комбайнов, экскаваторов высотой более 3 м;
б)	останавливаться всем видам транспорта и сельскохозяйствен-
ным машинам под проводами линии электропередачи;
в)	ставить под проводами линии скирды хлеба, копны сена, шта-
беля торфа, леса, разводить и устраивать костры, располагать коно-
вязи и полевые станы.
3.	Следить за сохранностью высоковольтной линии электропере-
дачи.
4.	При появлении осадки или размыва грунта, оползней вблизи
опор и т. п. немедленно ставить в известность
(наименование предприятия электросетей)
5.	Ознакомить с настоящим Извещением и „Правилами охраны
высоковольтных электрических сетей“ под расписку назначенных
Вами для исполнения данного извещения лиц.
К сооружениям линии допускать лишь работников электросети
по их служебным удостоверениям.
Все сообщения и переговоры производить по адресу:
или по телефону---------------------- “ ---------------------- 197—г.
Директор---------------------------------------------------
(наименование предприятия электросетей)
Линия отреза
по ул.------------------------------------------------------------'----
„Правила охраны высоковольтных электрических сетей“ и
Извещение вручил----------------------------------------------------—
(должность, фамилия)
(наименование предприятия)
,------• 197---------------------------г.
590
о	ПРИЛОЖЕНИЕ?
Величины токов» активной мощности и энергии» необходимых для плавления гололедной муфты на одной*
фазе линии длиной 1 км
	Продолжительность плавки гололеда, мин																	
	30			40			60			80			100			120		
Марка		А			«0									►				
прогода			-		Ь				о								(2	
	Ток, А	Мощно* кВт	< 51 о £ у х е. • CJ j) Н к: sCC С. я s:	• Ток, А	Мощно* кВт	Расход энергш кВт-ч	Ток, А	Мощно* кВт	Расход энергии кВт-ч	Ток, А	Мошнос кВт	Расход энергии кВт • ч	о	Мощное кВт	Расход энергии кВт  ч	Ток, А	Мошнос кВт-ч	Расход энергии, кВт • ч
М-16	200	43,0	21,5	182	36,3	24,2	165	29,6	29,6	155	26,3	35,0	149	24 3	40 5	145	23 0	46 0
М-25	269	48,2	24,1	245	40,4	26,9	221	32,7	32,7	2 7	28,8	38,4	198	264	44 0	193	94 0	49 8
М-35	320	53,2	26,6	300	44,3	29,5	268	35,5	35,5	252	31,1	41,4	241	28 5	475	223	26 7	Б3 4*
М-50	410	58,8	29,4	371	48,9	32,6	331	38,9	38,9	309	33,9	45,2	295	30 8	51 'З	285J	988	67*6
М-70	505	64,4	32,2	457	53,2	35,5	4 об	42 0	42,0	378	36.4	48,5	361	33 1	55 1	348	308	61 6г
М-95	623	70,0	35,0	562	57,6	38,4	498	45,2	45,2	463	39,1	52,1	431	35'4	590	425	32 9	65 8
М-120	724	74,4	37,2	652	61,1	40,7	577	47,9	47,9	535	41,2	55,0	509	37'з	62 2	491	34 6	69*2
А-16	156	43,0	21,5	143	36,3	24,2	129	29,6	29,6	122	26,3	35,0	117	24 3	405	114	93'0	46 ГЬ
А-25	295	48,2	24,1	187	40,4	26,9	168	32,7	32,7	158	28,8	38,4	151	26 4	44’0	147	94’9	49*8-
А-35	255	53,2	26,6	232	44,3	29,5	2С8	35,5	35,5	194	31,1	41,4	186	28 5	475	180	9r’7	г3’4
А-50	321	58,8	29,4	292	48,9	32,6	261	38,9	38,9	244	33,9	45'2	232	30 8	51’з	224	288	57 6-
А-70	396	64,4	32,2	361	53,2	35,о	321	42,0	42,0	298	36,4	48,5	285	33’1	55’1	27Б	30’8	61 *6
А-95	483	70,0	35,0	438	57,6	38,4	388	45,2	45,2	361	39,1	52,1	344	35 4	59'0	ЗЯ]	32’9	65Я
А,120	555	74,4	37; 2	499	61,1	40,7	441	47,9	47,9	410	41,2	55^0	390	37 3	52’2	Я7Б	34’6	60*2*
АС-35	262	56,2	28,1	238	46,8	31,2	212	37,3	37,3	199	32,6	43^5	190	297	49 5	1Я4	27*8	55*6
АС-50	330	62,0	31,0	300	51,4	34,3	267	40,7	40,7	249	35,4	47^2	237	32’1	53 5	229	до’О	60 0
АС-70	407	68,0	34,0	370	55,9	37,3	328	44,0	44,0	306	38,1	50,8	291	345	57’5	280	3g’ 1	64*9’
АС-95	497	74.2	37,1	450	60,9	40,6	398	47,7	47,7	370	41,1	54,8	352	37*1	61 9	338	34*4	6RSL
АС-120	565	77;6	38,8	509	63,7	42,5	450	49,7	49,7	417	42,8	57,0	396	38 6	64 4	ЗЯ2	35*8	71 *4
АС-150	657	81,4	40,7	596	66,9	44,5	525	52,0	52,0	485	44,6	59^6	462	40 2	67 1	445	47 4	74*7'
АС-185	747	85,0	42,5	675	69,5	46,4	597	54,3	54,3	553	46,6	62,1	524	41 9	6QQ	R05	38 8	77 7*
АС-240	863	88,6	44,3	780	72,6	48,4	690	56,6	56,6	640	48,6	64’8	606	437	72 0	^83	40 6	81 * 1
АС-300	1250	152,2	76,1	1120	120,7	80,5	960	89,1	89,1	870	73,4	97 8	810	63 9	106 ’5	770	57 6	115 1
АСО-400	1500	162,8	81,4	1340	129,0	86,0	1150	95,2	95,2	1040	73,2	104,3	970	68 1	113*5	990		122 6
АСО-500	1700	169,4	84,7	1510	134,3	89,5	1300	99,1	99,1	1 190	81,5	108,6	1100	709	11Я * 1	1040	бз’з	127*7^
АСУ-300	1280	157,4	78,4	1140	124,8	83,2	980	92,1	92,1	890	75,7	101,0	830	66’9	1 ng q	7QO	59	1188-
АСУ-400	1530	167,0	83,5	1860	132,4	88,2	1170	97,7	97,7	1060	80,3	107,0	990	69^9	116,’4	940	62’,9	125,0
Примечание. Величины токов					плавления подсчитаны												У 	 to/"1	л.,.—.	
Рости ветра о = 5 м/с. Для проводов АСО и АСУ диаметр гололедной муфты D										= 7,5 см.					* сине] с. j у j. с		1 —	С 11	
СПИСОК ЛИТЕРА ТУ РЫ
К главе первой
1-1, Правила технической эксплуатации электрических станций и
сетей. Изд. 12-е. М., «Энергия», 1968, с. 145—150.
1-2. Правила устройства электроустановок. Изд. 4-е. М., «Энер-
гия», 1965, с. 161—225.
1-3. Инструкция по эксплуатации воздушных линий электро-
передачи напряжением вьцпе 1000 В. М., «Энергия», 1967, 134 с.
4-4. Правила техники безопасности при эксплуатации воздуш-
ных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше. М., «Энер-
гия», 1969. 96 с.
1-5. Правила охраны высоковольтных электрических сетей. М.,
СЦНТИ ОРГРЭС, 1971. 8 с.
1-6. Рекомендации по организации и работе кабинета по тех-
нике безопасности на предприятиях электрических сетей Минэнерго
СССР. М„ СЦНТИ ОРГРЭС, 1972. 24 с.
1-7. Руководящие указания по организации работы с персона-
лом на электростанциях, в электрических и тепловых сетях. М.,
СЦНТИ ОРГРЭС, 1971, 64 с.
4-8. Агафонов С. С., Ишкин В. X. Радиосвязь в энергосистемах.
М., «Энергия», 1973. 64 с.
1-9. Нормативы неснижаемого аварийного запаса голого прово-
да, катанки и железобетонных приставок для предприятий электри-
ческих сетей. М„ БТИ ОРГРЭС, 1967. 6 с.
1-10. Нормативы неснижаемого аварийного запаса материалов и
оборудования для линий электропередачи напряжением 330 кВ и
выше, магистральных и межсистемных линий электропередачи более
низких напряжений. М„ СЦНТИ ОРГРЭС, 1972. 8 с.
1-11. Зеличенко А. С., Смирнов Б. И. Устройство, эксплуатация
и ремонт воздушных линий электропередачи. М., «Высшая школа»,
1970. 272 с.
1-12, Нормы и правила по охране труда при работах на под-
станциях и линиях электропередачи напряжением 400, 500 и 750 кВ
переменного тока промышленной частоты. М., СЦНТИ ОРГРЭС,
1972. 12 с.
1-13. Синьчугов Ф. И. Об организации эксплуатации электриче-
ских сетей. — «Электрические станции», 1965. № 11, с. 19—21.
1-14. Синельщиков Ю. М. Механизмы и приспособления для
эксплуатационных и ремонтных работ на электростанциях и в элек-
тросетях. М., «Энергия», 1965. 64 с.
1-15. Технология и организация сооружения линий электропере-
дачи. М., «Энергия», 1969. 528 с. Авт,: М. М. Каетанович, С. В. Кры-
лов, Д. В. Рабинович, М. А. Реут.
603
1-16. Справочник по строительству линий электропередачи. Под
ред. А. Д. Романова. М., «Энергия», 1971. 512 с.
К главе второй
2-1. Глазунов А. А. Основы механической части воздушных ли-
ний электропередачи. Т. I. М , Госэнергоиздат, 1956. 224 с.
2-2. Глазунов А. А., Глазунов А. А. Основы механической части
воздушных линий электропередачи. Т. II. М., Госэнергоиздат, 1959.
240 с.
2-3. Баланов Н. В. и др. Монтаж приводов линий электропере-
дачи в сложных условиях. М., «Энергия», 1974, с. 56—63.
2-4. Справочник по электрическим установкам высокого напря-
жения. Под ред. И. А. Баумштейна и М. В. Хомякова. М., «Энер-
гия», 1974, с. 247—390.
2-5. Либерман А. Я. Современное состояние проблемы вибрации
и защиты от нее воздушных линий. — «Труды ЦНИЭЛ», 1956,
вып. 5, с. 62—90.
2-6. Бургсдорф В. В., Карсаулидзе А. Н. Определение ампли-
туды подпрыгивания провода при сбросе гололеда или мокрого сне-
га.— «Труды ЦНИЭЛ», 1956, вып. 5, с. 91—107.
2-7. Раастад. Норвежские исследования условий обледенения.
Перевод с англ. Р Л. Тумаровскпй. — «Энергетика за рубежом. Ли-
ния электропередачи высокого напряжения», 1960, вып. 5, 48 с.
2-8. Бургсдорф В. В., Муретов Н. С. Гололедные нагрузки воз-
душных линий электропередачи СССР. — «Труды ВНИИЭ», 1960,
вып. 10, 208 с.
2-Я Миронов Е. П. О «пляске» проводов на линиях электро-
передачи.— «Электричество», 1963, № 11, с. 61—63.
2-10. Эдвардс А. и Медынский А. Исследование «пляски» про-
водов линий электропередачи. — «Энергетика за рубежом. Линии
электропередачи высокого напряжения», 1958, вып. 3, 36 с.
2-11. Хволес Е. А. Определение длины вставки или вырезки
провода в пролете для регулирования стрелы провеса. — «Электри-
ческие станции», 1960, № 4, с. 65—67.
2-12. Либерман А. Я. Исследования вибрации проводов расщеп-
ленной фазы на линиях 400—500 кВ. — В кн.: Дальняя электропере-
дача Волжская ГЭС имени В. И. Ленина—Москва. М., Госэнерго-
издат, 1958, с. 203—208.
2-13. Сарычев Б. М. Справочник по проектированию воздушных
линий электропередачи. М., Изд-во МКХ РСФСР, 1958, 368 с.
2-14. Бургсдорф В. В. Сооружение и эксплуатация линий элек-
тропередачи в силыюгололедных районах. М., Госэнергоиздат, 1947,
152 с.
2-15. Сарычев Б. М. Определение расстояний сталеалюминиевых
проводов воздушных линий электропередачи до пересекаемых объек-
тов при обрыве провода в соседнем пролете. М., Госэнергоиздат,
1959, 88 с.
2-16. Голубцов Р. А., Карсаулидзе А. Н. К расчету сталсалю-
миниевых проводов по новым правилам устройства электроустано-
вок.— «Электрические станции», 1960, № 1, с. 71—72.
2-17. Зеличенко А. С., Хомяков М. В. и Нейман Р. И. Опыт
эксплуатации грозозащитных тросов высоковольтных линий электро-
передачи.— «Электрические станции», 1959, № 8, с. 65—68.
604
2-18. Пономарев Д. С. Мероприятия по борьбе с коррозией ста-
леалюминиевых проводов. — «Электрические станции», 1961, № 7,
с. 59—60.
2-19. Сарычев Б. М. и Зеличенко А. С. Определение допустимых
расстояний воздушных линий электропередачи от сооружений и крон
деревьев. — «Электрические станции», 4960, № 9, с. 70—73.
2-20. Андриевский В. Н. Повреждение проводов при перекры-
тиях изоляции на линиях 35—220 кв. «Электрические станции», 1960,
№ 9, с. 69—70.
2-21. Руководящие указания по расчету проводов и тросов воз-
душных линий Электропередачи. М., «Энергия», 1965. 100 с. (Техни-
ческое управление по эксплуатации энергосистем).
2-22. Бошнякович Н. Д. Механический расчет проводов и тросов
линий электропередачи. Изд. 2-е, персраб. Л., «Энергия», 1971, 208 с.
2-23. Руководящие указания по плавке гололеда на воздушных
линиях электропередачи. М., СЦНТИ ОРГРЭС, 1969, 96 с.
2-24. Прикладная климатология. — «Труды главной геодезиче-
ской абсерватории имени А. И. Воейкова», 1970, вып. 265, с. 3—50.
2-25. Инструкция но определению экономической эффективности
капитальных вложений в развитие энергетического хозяйства (гене-
рирование, передачи и распределение электрической и тепловой
энергии). М., «Энергия», 1973, с. 8—11, 42-—53.
2-26, Зеличенко А. С., Хволес Е. А., Чаплина Н. В. Выбор типа
поддерживающих зажимов на линиях 330—750 кВ. — «Электриче-
ские станции», 1970, № 2, с. 58—61.
2-27, Плавка гололеда в электрических сетях. Материалы все-
союзного совещания. Изд. Львовского университета, 1970, 172 с.
2-28. Крюков К. П., Новгородцев Б. П. Конструкции и механи-
ческий расчет линий электропередачи. Л., «Энергия», 1970, 392 с.
2-29. Савваитов Д. С. Изгибпые деформации в проводах семи-
жильной конструкции при вибрации. — «Электрические станции»,
1973, № 9, с. 61—62.
2-30. Жила Е. И. Из опыта проектирования схем плавки голо-
леда па ВЛ. — «Электрические станции», 1971, № , с. 85—88.
2-31, Мельзак И. Я., Шеренцис А. Н. Возможности увеличения
длительно допустимых по нагреву токовых нагрузок проводов ВЛ.—
«Электричество», 1973, № 7, с. 7—11.
2-32. Мельзак И. Я. Обзор зарубежных исследований по нагреву
проводов линий электропередачи электрическим током. — «Энерге-
тика за рубежом», 1973, № 3, с. 19—22.
2-33. Белоусов Ю. Ф. Механический расчет проводов ВЛ, осна-
щенных схемами плавки гололеда —«Электрические станции», 1971,
№ 9, с. 49—51.
К главе третьей
3-1. Крюков К. П., Курносов А. И., Новгородцев Б. П. Конструк-
ции и расчет опор линий электропередачи. Л., «Энергия», 1964,
586 с.
3-2. Розанов Г. М. Некоторые вопросы расчета механической ча-
сти воздушных линий. М., Госэпергоиздат, 1954, 224 с.
3-3. Зеличенко А. С. Механизация окраски металлических опор
линий электропередачи.-- «Электрические станции», 1961, № 3,
с. 71—75.
605
3-4. Нагрузочная способность голых сталеалюминиевых прово-
дов и целиком алюминиевых проводов по результатам длительных
испытаний на повышение температуры в условиях открытого воз-
духа. — «Энергетические системы и электротехническое оборудова-
ние», декабрь 1963, с. 51—55.
3-5. Андриевский В. Н. Эксплуатация деревянных опор линий
электропередачи. М., Госэнергоиздат, 1962, 56 с.
3-6. Андриевский В. Н. Эксплуатация металлических и железо-
бетонных опор линий электропередачи. М., Госэнергоиздат, 1963,
88 с.
3-7. Эксплуатационный циркуляр № Э-21/54. О методе подсчета
механической прочности древесины опор линий электропередачи
при внутреннем загнивании. М., Госэнергоиздат, 1954, 8 с.
3-8. Зеличенко А. С., Сарычев Б. М. Определение расчетных и
минимально допустимых диаметров деталей деревянных промежу-
точных опор линий электропередачи. Передовой научно-технический
и производственный опыт. М., ЦИТЭИ, № Э-59-81/25, 1959, 20 с.
3-9. Зеличенко А. С., Сарычев Б. М. Определение расчетных
и минимально допустимых диаметров деталей деревянных анкерных
опор линий электропередачи. Передовой научно-технический и про-
изводственный опыт. М.г ЦИТЭИ, № Э-60-Г9/6, I960, с. 3—27.
ЗЛО. Рекомендации по защите от коррозии стальных и железо-
бетонных строительных конструкций лакокрасочными покрытиями.
М., Стройиздат, 1973, с. 32—38.
3-Г1. Андриевский В. Н. Определение минимально допустимых
диаметров деталей деревянных опор линий электропередачи.—
«Электрические станции», 1958, № 9, с. 34—40.
3-12. Сарычев Б. М. Применение полуанкерного и анкерного
крепления проводов па промежуточных опорах. — «Электрические
станции», 1961, № 12, с. 27—29.
3-13. Севастьянов Н. В. Применение железобетонных опор на
линии электропередачи 330 кВ. — «Энергетик», 1960, № 10, с. 45—46.
3-14, Цапко А. И. Когти для подъема на железобетонные опоры
прямоугольного сечения. — «Энергетик», 1960, № 11, с. 38—39.
3-15. Боев Н. М., Комиссаров Б. И. Измеритель тяжения в тро-
совых оттяжках линии электропередачи. — «Энергетик», 1959, № 3,
с. 40—41.
3-16. Рамингер. Металлизация наружных конструкций методом
распыления. — В кп.: Энергетика за рубежом. Линии электропере-
дачи высокого напряжения. М., Госэнергоиздат, 1960, вып. 5, с. 38—40.
3-17. Голубцов Р. А., Карсаулидзе А. Н. Расчет промежуточных
опор воздушных линий электропередачи при аварийном режиме
работы. — «Электрические станции», 1958, № 1, с. 63—64.
3-18. Крюков К. П., Новгородцев Б. П. О применении низко-
легированной стали для опор линий электропередачи. — «Электри-
ческие станции», 1958, № 1, с. 46—49
3-19. Диденко В. Н. Определение тяжения в стержневых от-
тяжках опор линий электропередачи. — «Энергетик», 1964, № 10,
с. 15—46.
3-20. Павлов П. Т., Шевырногов В. И. Перемещение опоры
в вертикальном положении. — «Энергетическое строительство», 1965,
№ 2, с. 39—40.
606
3-21. Андриевский В. Н. Деформация металлййескйх oiidp йа Лй-
чши электропередачи 220 кв. — «Электрические станции», I960, № 9,
с. 77—79.
3-22. Боев Н. М. Испытания промежуточных опор статическими
нагрузками в аварийном режиме на линии электропередачи 500 кВ.—
«Электрические станции», i960, № 3, с. 46—49.
3-23. Тер-Ованесов Г. С. Трещиностойкость свайных фундамен-
тов под металлические опоры линий электропередачи.— «Электри-
ческие -станции», 1959, № 10, с. 75—78.
3-24. Инструкция по работам на линиях электропередачи 35—
220 кВ и 6—10 кВ, находящихся под напряжением. М., «Энергия»,
1964, 240 с.
3-25. Филимончук И. И. Свайные железобетонные фундаменты
для опор линий электропередачи. М., Госэнергоиздат, 1956, 48 с.
3-26. Корсунцев А. В., Мерхалев С. Д. Влияние импульсных то-
ков на механические характеристики бетона в опорах.—«Электри-
ческие станции», 1958, № 8, с. 73—76.
3-27. Инструкция но эксплуатации линий электропередачи. М.,
Госэнергоиздат, 1953, 96 с.
3-28. Зеличенко А. С. Двухцепные деревянные опоры для линий
электропередачи 20—35 кВ типа «двойная свечка». — «Электриче-
ские станции», 1960, № 10, с. 60—62.
3-29. Современные средства защиты от коррозии и хранение
стальных конструкций в энергосистемах. М., БТИ ОРГРЭС, 1958,
56 с.
3-30. Инструкция по окраске металлических опор линий электро-
передачи с применением преобразователя ржавчины. М., СЦНТИ
ОРГРЭС, 1969, 72 с.
3-31. Валк X. Я. Аптисептнровапие опор линий электропередачи.
М., «Энергия», :1968, 94 с.
3-32. Гальперн М. Л. Удельная несущая способность конструк-
ций деревянных опор. — «Электричество», 1972, № 6, с. 81.
3-33. Методические указания по эксплуатации и ремонту желе-
зобетонных опор и фундаментов линий электропередачи 0,4—500 кВ.
М., СЦНТИ ОРГРЭС, 1972, 88 с.
3-34. Попов В. М. Замена сдвоенных траверс на анкерных опо-
рах НО кВ. — «Электрические станции», 1966, № 2, с. 83—84.
3-35. Ильичев Ю. А., Соскинд А. М. О гидроизоляции подзем-
ной части железобетонных опор линий. — «Электрические станции»,
1966, № 5, с. 61—62.
3-36. Катигроб Н. П. Использование железобетонных фунда-
ментов опор линий в качестве заземлителей в каменистых грунтах.—
«Электрические станции», 1966, № 11, с. 62—64.
3-37. Гендельман В. А., Марьяновский И. А. Испытание заделок
в грунте цилиндрических железобетонных фундаментов. — «Электри-
ческие станции», 1969, № 2, с. 59—60.
3-38. Кованько Ю. К-, Гендельман В. А., Власенко И. А. Новые
промежуточные опоры и фундаменты ВЛ 35—150 кВ. — «Электриче-
ские станции», 1969, № 5, с. 60—62.
3-39. Гальперн М. Л. Деревянные опоры линий электропередачи.
Изд. 2-е, перераб. и доп. М., «Энергия», 1972, с. 27—77, 177—192.
3-40. Яковлев Л. В. Определение среднего срока службы дере-
вянных опор ВЛ. — «Электрические станции», 1970, № 8, с. 70—72.
607
3-4'1. Лапчинский X. Я., Мончинский М. И., Шименский А. Я.
Антисептирование древесины в Латвийской энергосистеме. — «Элек-
трические станции», 1970, № И, с. 81—88.
3-42. Широков И. Л. Влияние вечномерзлого грунта на устойчи-
вость опор ВЛ. — «Электрические станции», 1971, № 2, с. 88—89
3-43. Яковлев А. В. Надежность железобетонных опор высоко-
вольтных линий. — «Электрические станции», 1972, № 2, с. 35—37.
3-44. Поберезкин Б. А., Гринь И. М. Исследование несущей
способности траверс из полубревеп. — «Электрические станции», 1972,
№ 6, с. 56—59.
3-45. Чарушин В. А. Расчетные схемы опор ЛЭП при динами-
ческих нагрузках. — «Электрические станции», 1972, № 8, с. 55—59.
3-46, Яковлев Л. В. О некоторых вопросах работы заделок же-
лезобетонных опор. — «Электрические станции», 4972, № К), с. 59—60.
К главе четвертой
4-1. Воскресенский В. Ф. Электрическая изоляция в районах
с загрязненной атмосферой. М., «Энергия», 1971, 80 с.
4-2. Изоляция воздушных линий электропередачи и распреде-
лительных устройств высокого напряжения в условиях природного
и промышленного загрязнения. Тезисы докладов III Всесоюзной
научно-технической конференции 22—26 октября 1973 г. Ташкент,
УзПИИЭиА, 1973, 88 с.
4-3. Александров Г. И., Иванов В. Л., Кизеветтер В. Е. Элек-
трическая прочность наружной высоковольтной изоляции. М., «Энер-
гия», 1969, 240 с.
4-4. Мерхалев С. Д., Соломоник Е. А. Изоляция линий и под-
станций в районах с загрязненной атмосферой М., «Энергия», 1973,
160 с.
4-5, Халифа М. М., Моррис Р. М. Характеристики подвесных
изоляторов ЛЭП в условиях обледенения, 1967, № 6, с. 692—698.
Экспресс-информация «Электрические сети и системы», 4967, № 40,
с. 16—20.
4-6. Синелыциков Ю. М. Контроль изоляторов в натяжных гир-
ляндах линий 500 кВ.—«Электрические станции», 1965, № 9,
с. 58—60.
4-7. Мельников Н. А., Рокотян С. С. и Шеренцис А. Н. Проек-
тирование электрической части воздушных линий электропередачи
330—500 кВ. Под общ. род. С. С. Рокотяна. Изд. 2-е, перераб и
доп. М., «Энергия», 1974, с. 40—48, 114—178, 418—428,
4-8. Махлин Б. Ю. Изоляция линии электропередачи и откры-
тых подстанций в районах с загрязненной атмосферой М., БТИ
ОРГРЭС, 1962, 48 с.
4-9. Руководящие указания по выбору и эксплуатации изоляции
.в районах с загрязненной атмосферой. М., СЦНТИ ОРГРЭС, 1974,
104 с.
4-10. Александров Г. А. Сверхвысокие напряжения. Л., «Энер-
гия», 1973, с. 70—78.
4-Г1. Ивацик Е. Е., Каган В. Г., Соловьев Э. П. Распорки из
стержневого стеклопластика для высоковольтных линий. — «Элек-
трические станции», 1973, № 5, с. 31—32.
4-12. Овчинников М. Ф. Изоляторы из закаленного стекла па
линиях электропередачи 500 кв. — «Электрические станции», 1973,
№ 6, с. 82—83.
608
4-13. Буда Ю. А., Дейнеко В. А. Опыт эксплуатации ВЛ 35—
220 кВ в районах с загрязненной атмосферой. — «Электрические
станции», 1^973, № 7, с. 74—75.
4-14. Крылов С. В. Надежность изоляторов линий электропере-
дачи напряжением 500 кВ и выше. — «Электрические станции», 1973,
№ 1, с. 40—41.
4-15, Овчинников М. Ф. По поводу статьи С. В. Крылова
[4-14]. — «Электрические станции», 1973, № 9, с. 87—88.
4-16. Артемьев Д. 3., Тиходеев Н. Н. и Шур С. С. Статистиче-
ские основы выбора изоляции линий электропередачи высших клас-
сов напряжения переменного тока. Под ред. Н. II. Щедрина, Л.,
«Энергия», 1965, 375 с.
4-17. Якобсон И. А. Эксплуатация стеклянных линейных изоля-
торов.— «Электрические станции», 1961, № 10, с. 53—54.
4-18. Александров Г. Н., Гольштейн Г. С. и др. Разработка и
опытная эксплуатация стеклопластпковых изолирующих элементов
воздушных линий электропередачи. — «Электрические станции», 1971,
№ 12, с. 47—49.
4-19. Лебедев Г. А., Остапенко Е. И., Годулян В. В., Влияние
расположения изолятора на его грязеразрядпые напряжения. —
«Электрические станции», 1972, № 1, с. 43—44.
4-20. Крылов С. В., Редкое В. П. V-образные гирлянды изолято-
ров для линии электропередачи сверхвысокого напряжения. — «Элек-
трические станции», 1972, № 'И, с. 37—42.
4-21. Гриценко А. В., Горошкевич Л. С. и др. Опыт эксплуатации
изоляторов из закаленного стекла. — «Электрические станции», 1972,
№ 7, с. 83—84.
4-22. Воскресенский В. Ф. Из опыта работы изоляции в усло-
виях загрязненной атмосферы. —«Электрические станции», 1971, №2,
с. 78—79.
4-23. Имешенецкий В. Н., Сарфин Н. И. Закрепление линейных
изоляторов па крюках и штырях при помощи гильз из полимерных
материалов. — «Электрические станции», 1971, № Г1, с. 52—53.
К главе пятой
5-1. Хомяков М. В., Якобсон И. А. Термитная сварка много-
проволочных проводов. Изд. 2-е. М., Госэнергоиздат, 1963, 80 с.
5-2, Якобсон И. А. Опрессование контактных соединений прово-
дов н тросов. М., Госэнергоиздат, 1961, 56 с.
5-3. Инструкция но монтажу зажимов малогабаритным прессом
типа МГП-12, М., Госэнергоиздат, 1957, 36 с.
5-4. Каетанович М. М., Якобсон И. А. Соединение проводов воз-
душных линий электропередачи. Изд. 2-е, М., «Энергия», 1972, 80 с.
К главе шестой
6-1. Техника высоких напряжений. Под ред. М. В. Костенко,
М., «Высшая школа», 1973, 536 с.
6-2. Александров Г. Н., Иванов В. Л., Кизеветтер В. Е. Электри-
ческая прочность наружной высоковольтной изоляции. М., «Энергия».
1969, 240 с.
6-3. Попов С. М. Приборы для измерения сопротивления за-
земления опор линий без отсоединения троса. — «Электрические
станции», 1966, № 11-, с. 68—72,
609
6-4. Катигроб Н. П. О методике расчета сопротивления расте-
канию железобетонных фундаментов опор линий. — «Электрические
станции», 1966, № 12, с. 64—65.
6-5. Вольпов К. Д., Майкопар А. С. Эксплуатация линий со сни-
женными габаритами пересечений. — «Электрические станции», Г968,
№ 10, с. 42—44.
6-6. Корсунцев А. В., Покровская К. Н. Методика расчета сопро-
тивления заземления железобетонных фундаментов. — «Электриче-
ские станции», 1968, № И, с. 63—68
6-7. Орлов А. Н. Надежность двухцеппых линий 35—220 кВ. —
«Электрические станции», 1969, № 2, с. 78—80.
6-8. Карамзин А. П. Отключение и повреждение линий электро-
передачи 500 и 220 кВ при грозах. — «Электрические станции», 1971,
№ 6, с. 80—81.
6-9. Карамзин А. П. Отключения и повреждения в сетях 35, 10
и 6 кВ при грозах. — «Электрические станции», 1971, № 7, с. 60—64.
6-10. Корсунцев А. В. Сопротивление заземления свайных фун-
даментов опор ЛЭП в неоднородных грунтах. — «Электрические
станции», 1973, № 4, с. 75—77.
6-11. Характеристики грозоупорности воздушных линий электро-
передачи 35—500 кВ. М., Госэнергоиздат, 1963, 72 с. (Техническое
управление по эксплуатации энергосистем).
6-12. Безруков Ф. В., Галкин Ю. П., Юриков П. А. Трубчатые
разрядники. М., «Энергия», Г964, 80 с.
6-13. Костенко М. В. Атмосферные перенапряжения и грозоза-
щита высоковольтных установок. М., Госэнергоиздат, 1949, 240 с
6-14. Долгинов А. И. Грозозащита электрических установок. М.,
Госэнергоиздат, 1954, 192 с.
6-15, Бургсдорф В. В. Грозозащита воздушных линий электро-
передачи и опыт ее эксплуатации. — В кп.: Эксплуатация воздуш-
ных линий электропередачи. М., Госэнергоиздат, 1952, с. 94—112.
6-16. Майкопар А. С. Переход мощного импульсного перекрытия
в силовую дугу на воздушных линиях электропередачи. — «Труды
ЦНИЭЛ», 1956, вып. 5, с. 156—172.
6-17. Майкопар А. С. Арматура железобетонных опор для отво-
да токов молнии и токов короткого замыкания. — «Электрические
станции», 1960, № 9, с. 49—50.
К главе седьмой
7-1. Перевод действующих линий электропередачи напряжением
35—220 кВ на повышенное номинальное напряжение. М., Госэнерго-
издат, 1961, 160 с. (Сборник директивных материалов Союзглав-
энерго.)
7-2. Андриевский В. Н. Перевод линий электропередачи напря-
жением 35 кВ па напряжение ПО кВ. — «Электрические станции»,
1957, № 9, с. 55—56.
7-3. Крымский М. М., Григорьев И. С. Перевод одпоцепной ВЛ
220 кВ на напряжение 330 кВ. — «Электрические станции», 1969,
№ 5, с. 80—8 Г.
7-4. Шеренцис А. Н. Опыт эксплуатации линий электропередачи
35—220 кВ, переведенных на повышенное номинальное напряжение,—
«Электрические станции», 1966, Ка 9, с. 59—65.
610
7-5. Махлин Б. Ю. Нагрев пбОвоДоВ й его вЛийнйе на механи-
ческую прочность. — «Труды ЦНИЭЛ», 1956, вып. 5, с. 186—202.
7-6. Сточив С. С. Нагрузочная способность голых сталеалюми^
ниевых проводов и целиком алюминиевых проводов по результатам
длительных испытаний на повышение температуры в условиях
открытого воздуха. — «Энергетические системы и электротехническое
оборудование», декабрь 1963, с. 92—96.
7-7. Памятных А. С. Перевод линий электропередачи 35 кВ на
повышенное номинальное напряжение НО кВ. — «Электрические
станции», 1961, № 4, с. 91—92.
К главе восьмой
8-1. Юренков В. Д, Якобсон И. А. Светоограждепис высоких
опор высоковольтных линий электропередачи. — В сб.: Опыт эксплуа-
тации высоковольтных сетей Мосэнерго. М., Госэнергоиздат, 1957,
с. 25—28.
8-2. Булашевич Д. Н., Юренков В. Д. Емкостный отбор мощно-
сти от линий электропередачи. М., Госэнергоиздат, 1959, 80 с.
К главе девятой
9-1. Марфин Н. И. Охрана линий электропередачи. М., «Энер-
гия», 1968, 72 Q
9-2. Применение аэрозольного способа химической обработки
кустарников трасс воздушных линий. Ротапринт Информцентра
ОРГРЭС иа ВДНХ, 1970, 4 с.
9-3. Правила охраны электрических сетей напряжением до
1000 В. М., «Энергия», 1973, 8 с.
9-4. Харвей Дж. Влияние электрического поля линий сверхвысо-
кого напряжения. Доклад на объединенном заседании исследова-
тельских комитетов 31 н 32 СИГРЭ в Австралии в марте 1972 г.
Перевод Энергосетьпроскта, 1973, 24 с.
К главе десятой
10-1. Шалыт Г. М. Определение места повреждения воздушной
линии до ее отключения, — «Электрические станции», 1965, № 3,
с. 58—59.
10-2. Шалыт Г. М. Определение мест повреждения ВЛ импульс-
ными методами. М., «Энергия», 1968, 22 с.
10-3. Статистические данные о работе фиксирующих приборов
для определения мест короткого замыкания па воздушных линиях
напряжением 110 -500 кВ в 1969 г. (обзор). М., Информэнерго,
1972, 28 с.
К главе одиннадцатой
11-1. Зеличенко А. С., Смирнов Б. И. Проектирование и строи-
тельство ВЛ 500 кВ в СССР. — «Труды института Энергосеть-
проект», 1972, вып. 3, с. 91 — 119.
11-2. Зеличенко А. С. Некоторые вопросы эксплуатации линий
электропередачи 400—500 кВ. — В кн.: Дальние электропередачи
500 кВ. Под ред А М. Некрасова и С. С. Рокотяна. М., «Энергия»,
19Ц, с. 236—240.
611
11-3. Зеличенко А. С. Анализ опыта эксплуатации линий 500 кВ.
М„ СЦНТИ ОРГРЭС, 1972, 32 с.
11-4. Зеличенко А. С. Методы оценки и анализ надежности ли-
ний 500 кВ и выше. Тезисы доклада на научно-техническом сове-
щании «Вопросы надежности линий электропередачи НО—750 кВ»
29 мая —2 июня 1973 г. М„ СЦНТИ ОРГРЭС, 1973, с. 122—130.
Г1-5. Барг И. Г., Серебряников И. А. Надежность воздушных
линий электропередачи НО—750 кВ и основные требования к ин-
формации о надежности, предлагаемые ОРГРЭС. Тезисы доклада
на научно-техническом совещании «Вопросы надежности линий
электропередачи НО—750 кВ» 29 мая — 2 июня 1973 г. М., СЦНТИ
ОРГРЭС, 1973, с. 3—11.
11-6. Тезисы докладов научно-технического совещания «Вопросы
надежности линий электропередачи НО—750 кВ». М., СЦНТИ
ОРГРЭС, 1973, с. 48—49, 72—73, 112—113, 136—138
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие............................-	....	3
Глава первая. Организация эксплуатации
1-1. Предприятия электрических сетей ...	.	.	7
1-2. Служба линий электропередачи...............13
1-3, Ремонтно-механизированные станции..........14
1-4. Ремонтно-производственные базы и ремонтно-эксплуа-
тационные пункты .	.	 16
1-5. Аварийный запас, его состав и размещение	...	21
1-6. Липецпо-эксплуатационпая связь.............23
1-7. Ведение технической документации...........25
1-8. Планирование работ па линиях .	 30
1-9. Общие вопросы техники безопасности.........34
1-10. Комплексная механизация линейных работ	...	45
Глава вторая. Провода и грозозащитные тросы
2-1. Общие сведения ...	...................55
2-2. Условия работы проводов и тросов, причины их по-
вреждения .	...........................61
2-3. Длительно допустимые токовые нагрузки на провода 63
2-4. Вибрация проводов и тросов, защита от нее .	.	66
2-5, Явление гололеда па проводах и тросах ....	75
2-6, Схемы плавки гололеда и выбор величины тока для
плавки.............................................. 81
2-7. Схлестывание проводов и тросов в пролете и меры
борьбы с ним................................... ....	95
2-8. «Пляска» проводов.................................99
2-9. Характерные повреждения проводов и тросов .	.	ПО
2-10. Методы осмотров, замеров и ревизий..............116
2-11. Ремонт проводов и тросов........................127
2-12. Регулирование стрел провеса проводов и тросов .	135
2-13. Замена проводов и тросов........................137
2-Г4. Производство ремонтных работ па переходах .	.	.	142
2-15. Наведенные напряжения па проводах и тросах .	.	146
2-16. Расчеты проводов и тросов при ремонтных работах 154
Глава третья. Опоры воздушных линий электропередачи
3-1. Общие сведения...................................180
3-2. Деревянные опоры............................ ...	183
3-3. Металлические опоры............................'	224
3-4.	Железобетонные опоры.............................250
3-5.	Особенности эксплуатации опор с оттяжками .	.	.	266
3-6.	Фундаменты опор................................27 0
3-7	Временные опоры..................................278
613
3-8. Замена опор .	а ....................291
3-9. Проверочные расчеты деревянных опор .	.	.	301
3-10. Определение минимально допустимых диаметров за-
гнивших деталей опор...............................326
3-11. Расчет усилий, действующих на детали опор при мон-
таже проводов и тросов . .	..............331
Глава четвертая. Линейная изоляция и арматура
4-1. Назначение и условия работы линейных изоляторов 335
4-2. Линейные изоляторы и их характеристики .	.	.	337
4-3. Требования и основные условия для выбора линейной
изоляции ......................................   349
4-4. Повреждения изоляторов............................353
4-5. Контроль за состоянием изоляторов ...	.	358
4-6, Выбор и эксплуатация изоляторов в загрязненных
районах...........................................364
4-7. Замена дефектных изоляторов.......................368
4-8. Линейная арматура.................................371
4-9. Повреждения арматуры	.	.	382
Глава пятая. Контактные зажимы и соединители
5-1. Контактные зажимы и предъявляемые к ним требова-
ния ............................................  386
5-2.	Повреждения контактных зажимов...............391
5-3.	Контроль состояния контактных зажимов	....	395
5-4.	Приспособления для монтажа контактных	зажимов	410
5-5.	Монтаж контактных зажимов....................417
5-6.	Термитная сварка проводов....................428
Глава шестая. Защита линий от атмосферных перенапря-
жений
6-1. Основные определения .............................441
G-2.Средства защиты линий от атмосферных перенапря-
жений ............................................445
G-3. Эксплуатация заземляющих устройств .	.	.	.	474
G-4. Грозозащита пересечений линий и специальных опор 485
Глава седьмая. Увеличение пропускной способности дей-
ствующих линий
7-1. Общие положения .................................489
7-2. Перевод действующих линий на повышенное напря-
жение ..........................................  490
7-3. Замена и дополнительная подвеска проводов .	.	498
7-4. Увеличение пропускной способности проводов в ава-
рийных режимах....................................507
Глава восьмая. Вспомогательные сооружения
8-1. Ледорезы.........................................511
8-2. Сигнальные устройства на переходах через судоход-
ные реки .	..............................516
8-3. Сигнальные устройства для высоких опор .	.	.	519
8-4. Защитные ворота..................................522
8-5. Защита опор и проводов линии от повреждений
транспортом .	...........................523
8-6. Пешеходные мостики и насыпи вдоль трассы .	.	.	524
614
Глава девятая. Трассы линий электропередачи
9-1. Трасса линии, охранная зона, разрывы и просеки .	525
9-2. Работа по охране линий ....	...	529
9-3, Механические способы очистки трасс от зарослей .	532
9-4. Химические методы борьбы с кустарником на трассах 536
Глава десятая. Осмотры и ревизии линий
10-1. Периодические осмотры ...	.............542
10-2. Внеочередные осмотры...........................550
10-3. Инженерно-технические осмотры ...	.	.	555
10-4. Методы определения места короткого замыкания на
линиях...........................................556
10-5 Верховые	осмотры...............................560
10-6. Верховые	ревизии	(проверки)....................560
Глава одиннадцатая. Анализ и обобщение опыта экс-
плуатации
11-1. Общие положения............................. .	563
11-2. Анализ результатов профилактических работ .	. .	564
11-3. Анализ повреждаемости и надежность работы линий 568
Глава двенадцатая. Приемка линий в эксплуатацию
12-1 Организация работ по приемке линий ............ 575
12-2. Оформление	приемки линий в эксплуатацию .	.	577
Приложения..............................................579
Список литературы ..................................... 603
Продолжение табл. П1-2
Номинальное сечение про- вода, мм2	Расчетное сечение, мма		Расчетный диаметр, мм		Расчетная мас- са провода, кг/км
	токопроводя- щей части , провода	стального сердечника	провода	стального сердечника	
Б (ТУК ООМ.505.128-55)
50	50	—	9,2	—	458
70	70	—	10,7	—	612
95	95	—	12,7	—	870
120	117	—	14,3	—	1099
150	146	—	15,7	—	1374
185	186	—	17,7	—•	1695
240	236	—	20,0	—.	2198
300	307	—	22,8	—	2748
	БС (ТУК ООМ.505.128-55)				
185	185	43	19,5	8,4	2038
240	231	117	24,3	14,0	3129
300	307	167	28,0	17,0	4162
400	381	197	30,2	18,5	5077
500	509	134	33,0	15,0	5750
Таблица П1-3
Усредненные значения коэффициента температурного
линейного расширения, модуля упругости и временного
сопротивления проводов
Марка и номинальное сечение провода, мм*	Коэффициент температурного линейного расши- рения, 1/°С	Модуль уп- ругости, Н/мма	Временное сопро- тивление, Н/мм’
м	17,00-10-в	130, ОМ 03	390
А	23,00-10-8	63,0-103	142,5 или
			152
АС-16—АС-95	19,210-в	82,5-Юз	250
АС-120—АС-400	18,9-10-в	84,5-Юз	290
АСО всех сечений	19,8-10-в	78,5-Ю3	270
АСУ всех сечений	18,3-10-6	89,0-103	350
АСУС всех сечений	15,5-10-в	118,2-Юз	550
ПС	12,0-10-6	20,0-Юз	650 или 700
Тросы ТК	12,0-10-в	200-Ю3	1200
П р и м е ч а н и я: 1. Номинальное сечение для проводов марок АС, АСО, АСУ
и АСУС дано для токопроводящей алюминиевой части.
2.	Провода марок АСУС-70 и АСУС-95 (ТУ 16.00.470-70 Главкабеля) применяются
в качестве проводящих грозозащитных тросов ВЛ сверхвысокого напряжения (500—
750 кВ). .
3.	Провод марки АСО-330 изготовляется по ТУКП 21'1-67.
4.	Провода марок АСУС-185, АСУС-300, АСУС-500 (СТУ 12.18.130-64) и АСУС-ЮОО
(ТУМИ 096-69) предназначены для спецпереходов с большими пролетами.
582
Таблица Ш-4-
Обозначения проводов по ГОСТ 839-74 и соответствующих им проводов по ГОСТ 839-59
Медные провода		Алюминиевые провода		Сталеалюминиезые провода			
ГОСТ 839-74	ГОСТ 839-59	ГОСТ 839-74	ГОСТ 839-59	ГОСТ 839-74	ГОСТ 839-59 и другие ТУ	ГОСТ 839-74	ГОСТ 839-59 и другие ТУ
М4	М-4	А16	А-16.	АС 10/1,8	АС-10	АС 300/39	АСО-ЗОЭ
Мб	М-6	А25	А-25	АС 16/2,5	АС-16	АС 300.48	АС-300
М10	М-10	А35	А-35	АС 25/4,2	АС-25	АС 300/66	АСУ-300
М16	М-16	А 50	А-50	АС 35/6,2	АС-35	АС 300/204	АС УС-300
М25	М-25	А 70	А-70	АС 50/8,0	АС-50	АС 330/27	—
М35	М-35	А95	А-95	АС 70/11	АС-70	АС 330/43	АСО-330
М50	М-50	А120	А-120	АС 70/72	АСУС-70	АС 400/22	—
М70	М-70	А150	А-150	АС 95/16*	АС-95*	АС 400/51	АСО-400
М95	М-95	А185	А-185	АС 95/15**	АС-95**	АС 400/64	АС-400
М120	М-120	А240	А-240	АС 95/141	АСУС-95	АС 400/93	АСУ-400
М150	М-150	А 300	А-300	АС 120/19	АС-120	АС 450/56		
М185	М-185	А350	—	АС 120/27	АСУ-120	АС 500/27		
М240	М-240	А400	А-400	АС 150/19	А СО-150	АС 500/64	АСО-500
МЗОО	М-300	А450	—	АС 150/24	АС-150	АС 500/335	АСУС-500
М350	—	А 500	А-500	АС 150/34	АСУ-150	АС 550/^1	—
М400	М-400	А550	—	АС 185/24	АСО-185	АС 600/72	АСО-600
		А 600	А-600	АС 185/29	АС-185	АС 650/79	—
		А 650	—	АС 185/43	АСУ-185	АС 700/86	АСО-700
		А700	—	АС 185/128	АСУС-185	АС 750/93	—
		А 750	—	АС 205/24		АС 800/105	
		А 800		АС 240/32	АСО-240		
				АС 240/39	АС-240		
				АС 240/56	АСУ-240		
* Со стальным сердечником, состоящим из одной проволоки.
Со стальным сердечником из семи проволок.
Примечания: 1. По ГОСТ 839-74 наряду с проводами марок А и АС выпускаются коррозионно-стойкие провода тех же сечений марок
А КП, АСКС, АСКП и АСК. Провода марок АКП и АСКП—это провода марок А и АС, межпроволочное пространство которых по всему сече-
нию, 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, кроме заполнения смазкой, изолирован двумя лентами из полиэтилентерефталатной?
пленки. Различные марки коррозионно-устойчивых проводов применяются в зависимости от условий загрязнения атмосферы.
2. Цифры в марках проводов обозначают номинальное сечение алюминия (в числителе) и стали (в. знаменателе), мм2.
Таблица ПЗ-З
Наименьшие горизонтальные смещения проводов
соседних ярусов на промежуточных опорах в районе III
с частой и интенсивной „пляской" проводов
Ш	(D								
(U ~	X Я 5	Горизонтальные смешения, м,				соседних проводов при габарит-			
доз	о Ё.			ных стрелах провеса, м					
									
Е 0)									
>5 я X я	£ к S	4	5	6	8	10	12	14	16
35	3,0	0,70	1,25	1,55	2,05	2,35	2,65	2,95	3,20
	3,5	—	0,70	1,20	1,90	2,30	2,65	2,95	3,20
	4,0	—	0,70	0,70	1,70	2,20	2,60	2,90	3,20
	4,5	—	—	0,70	1,30	2,05	2,50	2,85	3,15
	5,0	— -	—	—	0,70	1,80	2,35	2,75	3,10
	5,5	-—	—	—	0,70	1,40	2,20	2,65	3,05
	6,0	—	—	—	—	0,70	1,90	2,50	2,95
	6,5		—	—	—	0,70	1,40	2,30	2,85
	7,0	—	—	—	—'	—	0,70	2,00	2,65
НО	3,0	1 ,20	1,35	1,85	2,35	2,65	2,95	3,25	3,50
	3,5	1,20	1,20	1,50	2,20	2,60	2,95	3,25	3,50
	4,0	-—	1,20	‘ 1,20	2,00	2,50	2,90	3,20	3,50
	4,5	—	—	1,20	1,65	2,35	2,80	3,15	3,45
	5,0	—	—	—	1,20	2,10	2,65	3,05	3,40
	5,5	—	—	—	1,20	1,70	2,50	2,95	3,35
	6,0	—	—	—	—	1,20	2,20	2,80	3,25
	6,5	—	—	—	—	1,20	1,70	2,60	3,15
	7,0	—	—-	—	—'	—	1,20	2,30	2,95
150	3,5	1,50	1 ,50	1,70	2,30	2,80	3,10	3,35	3,60
	4,0	—	1,50	1,50	2,10	2,60	3,00	3,30	3,60
	4,5	—	1,50	1,50	1,75	2,45	2,90	3,25	3,65
	5,0	—	—	—	1,50	2,20	2,75	3,15	3,50
	5,5	—	—	—	1,50	1,80	2,60	3,05	3,45
	6,0	—	—	—	.—	1,50	2,30	2,90	3,35
	6,5	—	—	—	—	—	1,80	2,70	3,25
	7,0	—	—	—	—	—	1,50	2,40	3,05
220	5,0	—	—	2,00	2,00	2,50	3,05	3,45	3,80
	5,5	—	—	2,00	2,00	2,10	2,90	3,35	3,75
	6,0	—	—	—	—	2,00	2,60	3,20	3,65
	6,5	—	—	—	.—	2,00	2,10	3,00	3,55
	7,0	—	—	'—	—	—	2,00	2,70	3,55
330	6,0	—	—	2,50	2,90	3,45	3,85	4,15	4,40
	6,5	—	—	2,50	2,70	3,35	3,80	4,10	4,40
	7,0	—	—	—	2,50	3,20	3,75	4,10	4,40
	7,5	—	—	—	2,50	3,05	3,65	4,05	4,40
	8,0	—	—	—	2,50	2,85	3,65	4,00	4,35
	8,5	—	—	—	2,50	2,50	3,40	3,90	4,30
	9,0	—	—	—	2,50	2,50	3,25	3,80	4,25
	10,0	—	—	—	—	2,50	2,65	3,55	4,10
Примечание. На опорах анкерного типа горизонтальные смешения проводов
соседних ярусов, как правило, должны быть не менее: для ВЛ 35 кВ—0,7 м; ПО кВ—
1,2 м; 150 кВ—1,5 м; 220 кВ—2 м; 330 кВ—2,5 м.
588
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
ВЕЛИЧИНЫ УДЕЛЬНЫХ НАГРУЗОК ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
Удельные нагрузки для алюминиевых проводов
Т а б лица П4-1
Номинальное					Удельные нагрузки т,			10'3 Н/(М'ММ2)				
сечение про- вода марки А, мм2	Толщина гололеда,					°р-	20 м/с			ГР ~	25 м/с	
	мм	ъ	Ъ	7з		7,	7в	7?	7«	7s	7в	7,
16	5 10 15 20	27,7	89,8 268,6 536,2 892,8	117,5 296,3 563,3 920,5	96,2	70,2 117,0 370,0 478,0	100,0	136,9 318,5 674,5 1037,0	126,0	109,7 182,5 370,0 . 478,0	129,0	160,8 348,0 674,5 1037,0
25	5 10 15 20	27,8	65,3 188,0 369,0 607,0	93,1 215,8 396,8 634,8	77,8	49,9 80,5 250,3 319,3	82,6	195,6 230,3 469,2 710,6	102,5	78,0 125,9 250,3 319,8	106,2	121,2 249,8 469,2 710,6
35	5 10 15 20	27,7	51,5 144,0 278,0 452,5	79,2 171,7 305,7 480,2	65,5	38,1 59,9 184,2 232,5	71,2	87,8 181,9 357,0 533,6	87,0	59,5 93,7 184,2 232,5	91,3	99,1 195,6 357,0 533,6
50	5 10 15 20	27,7	40,0 108,5 205,6 331,2	67,7 136,2 233,3 358,9	54,5	28,8 43,8 133,0 167,2	61,2	73,6 143,1 268,7 396,0	72,4	45,0 68,5 133,0 167,2	77,5	81,3 152,5 268,7 396,0
Номинальное сечение про- вода марки А, мм2	Толщина гололеда, мм			
		ь	Та	Тз
70	5	27,6	31,9	59,5
	10		84,5	112,1
	15		157,5	185,1
	20		251,0	278,6
95	5	27,6	25,8	53,4
	10		66,1	93,7
	15		121,2	148,8
	20		190,8	218,4
120	5	27,6	. 23,0	50,6
	10		58,0	85,6
	15		105,0	132,6
	20		164,2	191,8
150	5	27,6	19,6	47,2
	10		48,4	76,0
	15		86,5	114,1
	20		134,0	166,0
Продолжение табл. П4-Ь
Удельные нагрузки т, 1О‘з Ндм-мм2)
t>p — 20 м/с				Up = 25 м/с			
Ь	т5	Те	77		Т5	Те	Т7
46,1	22,3 33,3 99,5 124,0	53,8	63,5 117,0 210,0 305,0	61,1	34,9 52,0 99,5 124,0	67,0	69,0 123,6 210,0 306,0
39,1	17,5 25,2 74,8 92,0	47,9	56,2 97,0 166,6 237,0	52,0	27,4 39,5 74,8 92,0	59,0	60,0 101,7 166,6 237,0
35,9	15,4 21,7 63,5 78,0	45,3	52,9 88,3 147,0 207,0	47,6	24,0 34,0 63,5 78,0	55,0	56,0 92,1 147,0 207,0
31,6	12,8 17,8 51,2 62,3	42,0	48,9 78,1 125,0 173,2	42,0	20,0 27,9 51,2 62,3	50,3	51,3 81,0 ' 125,0 173,2
Таблица П4-2
Удельные нагрузки для сталеалюминиевых проводов
Номинальное [•сечение прово- да марок АС, АСУ и АСО, мм2	, S						Удельные нагрузки			7, 10'3 H/fM-мм2)						
	х К-. CQ □ ? *=t = I ®					VP -	20 м/с				25 м/с			иР =	30 м/с	
	с б Н у =:	71	Та	Тз	Т<	Тз	т.	Т,	Ь	Тз	Тз	Тт	Т1	т.	т.	
АС-16	5 10 15 20	34,7	86,1 254,9 506,4 840,7	120,8 289,6 541,1 875,4	94,9	67,5 111,3 349,5 448,0	100,0	138,4 310,3 644,2 983,4	125,8	105,5 174,0 349,5 448,0	130,5	160,4 33,79 644,2 983,4	—	—	—	—
АС-25	5 10 15 20	34,7	63,4 181,4 354,0 581,0	98,1 216,1 388,7 615,7	76,5	48,0 77,0 240,0 303,0	84,0	109,2 229,4 456,8 686,3	101,5	75,1 120,3 240,0 303,0	107,3	123,5 247,4 456,8 686,3	—	—	—	—
АС-35	5 10 15 20	32,9	48,1 132,6 253,5 410,1	81,0 165,5 286,4 443,4	64,0	35,0 55,6 165,8 209,3	72,0	88,3 174,6 331,0 490,3	84,2	54,7 86,9 165,8 208,3	90,4	97,8 187,0 331,0 490,3	—	—	—	—
АС-50	5 10 15 20	33,6	36,6 97,6 183,5 294,0	70,2 131,2 217,1 327,6	51,2	25,8 36,9 116,9 146,5	61,3	74,8 136,8 246,6 358,8	68,3	40,4 60,8 116,9 146,5	76,1	81,0 144,6 246,6 358,8	—	—	—	—
АС-70	5 10 15 20	33,7	29,5 76,5 141,3 224,0	63,2 110,2 175,0 257,7	43,9	20,3 29,6 88,0 108,9	55,4	66,4 114,2 195,8 279,8	58,0	31,7 46,3 88,0 108,9	67,0	70,7 119,5 195,8 279,8	73,7	45,8 66,7 88,0 108,9	81,0	78.1 128,8 195,8 279,8
Продолжение табл. П4-2
СП
СО
*О
Номинальное	. S а 2 s						Удельные нагрузки т, 10_з Н/(м-мм2)									
сечение про- вода марок АС, АСУ и А СО, мм3	ИМИ П1ТП1					vp -	= 20 м/с			иР-	25 м/с				30 м/с	
	О ь! О Н о	Ti	Та	Тз	т»	Тз	Те	Та	т<	Тз	Те	т,	м	Тз	Те	ь
АС-95	5 10 15 20	37,3	23,1 58,2 105,8 165,4	60,4 95,5 143,1 203,7	35,9	15,5 22,0 64,0 78,5	51,8	62,4 98,0 156,8 218,3	47,6	24,2 34,4 64,0 78,5	60,5	65,1 101,5 156,8 218,3	60,5	34,9 49,5 64,0 78,5	71,1	69,3 107,6 156,8 218,3
АС-120	5 10 15 20	35,6	20,5 50,6 90,9 141,1	56,1 86,2 126,5 176,7	32,4	13,4 18,7 54,1 66,0	48,2	57,7 88,2 137,6 188,6	43,0	21,0 29,2 54,1 66,0	55,8	59,9 91,0 137,6 188,6	54,7	30,2 42,1 54,1 66,0	65,2	63,8 96,0 137,6 188,6
АС-150	5 10 15 20	35,5	17,7 48,5 77,4 119,2	53,2 79,0 112,9 154,7	—	—	—	—	38,6	18,0 24,8 45,3 54,9	52,5	56,2 82,8 121,7 164,2	49,0	25,9 35,7 45,3 54,9	60,5	59,2 86,7 121,7 164,2
АС-185	5 10 15 20	35,8	15,6 37,7 66,3 101,3	51*4 73,5 102,1 137,1	—	—	—	—	34,9	15,6 21,0 38,0 45,6	50,0	53,7 76,5 109,0 144,5	44,3	22,5 30,2 38,0 45,6	57,0	56,2 79,5 109.0 144,5
АС-240	5 10 15 20	35,6	13,4 31,3 35,3 83,8	49,0 67,4 90,9 119,4	—	—	—	—	28,1	13,2 17,4 31,0 37,2	45,4	50,7 69,6 97,1 125,0	35,7	19,1 25,1 31,0 37,2	50,4	52,6 71,9 96,1 125,0
АС-300	5 10 15 20	35,2	11,6 27,6 46,7 70,2	46,8 62,4 81,9 105.4	—	—	—	—	25,0	Н,5 14,6 25,6 30,5	43,2	48,2 64,1 85,8 109,8	31,8	16,4 21,0 25,6 30,5	47,5	49,6 65,9 85,8 109,8
Продолжение табл. П4-2
Номинальное сечение про- вода марок АС, АСУ и АСО, мм2	Толщина стенки го- лоледа, мм	Удельные нагрузки д, 10‘э H/Jm-mm2)														
		7i	ъ	7з	Гр = 20 м/с				Up — 25 м/с				Up = 30 м/с			
					7<	7s	7в	77	7<	7s	7в	7 7	71	7s	7е	Ь
АС-400	5 10 15 20	35,7	10,1 23,3 39,6 58,9	45,8 59,0 75,3 95,0	—	—	—	—	22,1	09,8 12,4 21,2 24,9	42,0	46,9 60,3 78,3 98,2	28,1	14,2 17,9 21,2 24,9	45,5	48, а 61,7 78,3- 98,2
АСУ-300	5 10 15 20	37,9	11,6 27,1 46,4 69,5	49,5 65,0 84,3 107,4	—	—	—	—	25,0	11,4 14,8 26,0 30,8	45,4	50,8 66,7 88,3 111,8	31,8	16,4 21,3 26,0 30,8	49,5	52,2 68,4 88,3 111,8-
АСУ-400	5 10 15 20	37,1	09,6 21,9 37,1 55,0	46,7 59,0 74,2 92,1	—	—	—	—	21,1	09,0 11,3 19,7 23,1	42,7	47,6 60,0 76,8 95,0	26,8	13,0 16,3 19,7 23,1	45,8	48,5 61,2 76,8 95,0
АСО-ЗОО	5 10 15 20	34,0	11,5 26,7 45,7 68,9	45,5 60,7 79,7 102,5	—	—	—	—	24,6	11,0 14,1 25,0 29,5	42,0	46,8 62,3 83,5 106,7	31,3	15,9 20,4 25,0 29,5	46,2	48,2 64,0 83,5 106,7
АСО-500	5 10 15 20	33,6	09,2 21,1 35,5 52,6	42,8 54,7 69,1 86,2	—	—	—	—	20,4	08,7 10,9 18,8 21,9	39,3	43,7 55,8 71,6 89,0	26,0	12,6 15,7 18,8 21,9	42,5	44,7 57,0 71,6 89,0
* Удельные нагрузки для медных проводов
Таблица П4-3
Номиналь- ное сече- ние про- вода мар- ки М, мм2	Толщина стенки голо- леда, мм		 Удельные нагрузки т, Ю'з Н/(м-мм’)														
		Ti	7»	Тз	Ор = 20 м/с				Ор = 25 м/с				Up = 30 м/с			
					Те	Тз	Те	т.	Те	Тз	Те	т7	Те	Тз	Те	Тт
10	5 10 15 20	88,9	122,0 366,8 794,8 1344,5	210,9 475,7 883,2 1433,4	107,5	102,3 177,0 568,0 737,7	139,5	234,4 507,5 1050,0 1612,0	142, If	159,8 275,2 568,0 737,7	167,6	264,6 549,6 1050,0 1612,0	—	—	—	—
16	5 10 15 20	91,3	89,9 268,7 536,5 893,4	181,2 360,0 627,8 984,7	96,3	71,1 118,2 368,8 473,2	132,7	194,7 378,9 728,1 1092,0	127,7	111,1 184,6 368,8 473,2	157,0	212,5 404,5 728,1 1092,0	—	—	—	—
25	5 10 15 20	91,6	66,0 189,8 373,0 613,0	157,6 281,4 464,6 704,6	78,0	50,4 81,4 252,3 322,2	120,2	165,5 293,0 528,7 774,8	103,5	78,8 127,1 252,3 322,2	138,3	176,2 308,8 528,7 774,8	—	—	—	—
35	5 10 15 20	91,5	51,5 144,0 278,0 452,5	143,0 235,5 369,5 544,0	65,4	38,3 60,0 183,9 233,3	112,5	148,1 243,0 412,8 592,0	86,8	59,9 93,7 183,9 233,3	126,2	55,1 253,7 412,8 592,0	—	—	—	—
Номиналь- ное сече-						
	§ _ р 5 S 2				ИР“	
ние про- вода мар- ки М, мм2	Толщин стенки л еда, м	71	7s	7з	7i	7s
50	5 10 15 20	91,3	40,0 108,3 205,8 331,5	131,3 199,6 297,1 422,8	54,5	28,8 44,0 133,1 167,2
70	5 10 15 20	91,1	33,4 87,2 162,0 257,0	124,5 178,3 253,1 348,1	—	—
95	5 10 15 20	91,2	25,9 66,7 127,2 174,1	117,1 157,9 218,2 265,3	—	—
120	5 10 15 20	91,0	23,6 59,0 106,4 165,7	114,6 150,0 197,4 256,7	—	—
Продолжение табл. П4-3
Удельные нагрузки т, 10"3 Н/(м-мм’)
20 м/с		Ор ~ 25 м/с				Up = 30 м/с			
Тб	17	Т<	Т 5	Тб	Ъ	Т<	Ts	Тб	Т?
106,4	134,5 204,4 325,5 454,7	72,4	45,0 68,7 133,1 167,2	116,5	138,8 211,1 325,5 454,7				
—	—	65,0	36,2 53,3 101,1 125,8	112,0	129,7 186,1 272,6 370,0	82,5	52,2 76,7 101,1 125,8	123,0	135,0 194,1 272,6 370,0
—	—	55,8	27,8 40,2 77,8 95,8	107,0	122,4 163,0 231,7 282,0	70,8	40,8 59,8 77,8 95,8	115,5	124,1 169,0 231,7 282,0
—	—	49,7	24,4 34,4 63,7 78,0	103,7	117,2 153,9 207,5 268,3	63,1	35,2 49,5 63,7 78,0	110,8	119,8 158,0 207,5 268,3
Таблица П4-4
о> Удельные нагрузки стальных проводов
Марка провода	Толщина стен- ки гололеда, мм	Удельные нагрузки у, 10"» Н/(м-мм2)														
		71	7s	7з	Up = 20 м/с				и_ ~ 25 м с Р				Up = 30 м/с			
					74	7з	7в	77	7<	7s	7s	77	7<	7s	7s	77
ПСО 4	5 10 15 20	78,5	101,2 314,7 640,7 1079,0	179,7 393,2 719,2 1157,5	95,0	82,4 141,0 450,5 583,2	123,3	197,7 417,8 848,8 1296,0	125,3	128,7 220,3 450,5 583,2	154,5	221,0 450,7 848,8 1296,0	—	—	—	—
ПСО 5	5 10 15 20	78,5	72,0 215,8 431,7 719,5	150,5 294,3 510,2 798,0	76,0	56,5 94,4 297,0 381,7	109,3	160,8 309,0 590,4 884,5	100,0	88,3 147,3 297,0 381,7	127,2	174,5 329,2 590,4 884,5	—	—	—	—
ПС 25	5 10 15 20	79,0	61,0 179,4 345,4 588,8	140,0 258,4 434,4 667,8	68,9	47,4 77,8 243,5 312,0	104,8	147,8 269,8 498,0 737,1	91,3	74,1 121,7 243,5 312,0	120,8	158,4 285,7 498,0 737,1	—	—	—	—
Продолжение табл. П4-4
							Удельные нагрузки 1			О'з Н/(м-мм3)						
	§					°Р	= 20 м/с			°р	= 25 м/с			ир-	30 м/с	
провода	Толщин стенки леда, м	71	72	7з	71	75	7е	7?	71	75	7б	77	74	75	7б	7т
ПС 35	5 10 15 20	79,0	48,6 135,2 259,8 422,4	127,6 214,2 338,8 501,4	62,8	35,8 55,7 171,0 216,2	101,0	132,5 221,3 379,5 546,0	83,2	55.8 86,3 171 ,0 216,2	114,8	139,3 231,0 379,5 546,0	105,7	80,4 124,3 171,0 216,2	132,0	150,8 247,7 379,5 546,0
ПС 50	5 10 15 20	79,8	40,5 109,6 207,2 333,4	120,3 189,4 287.0 • 413,2	55,4	28,8 43,8 132,5 166,3	97,2	123,7 194,4 316,2 445,4	73,5	45,0 68,5 132.5 166,3	108,5	128,5 201.4 316,2 445,4	93,3	64,8 98,6 132,6 166,3	122,8	136,7 213,5 316,2 445,4
ПС 70	5 10 15 20	79,9	29,6 77,1 142,6 225,9	109,5 157,0 222,5 305,8	43 7	20,5 29,8 88,6 109,8	91,1	111,4 159,8 239,5 324,9	57,8	32,0 46,4 88,6 109,8	98,6	114,1 163,7 239,5 324,9	73,5	46,3 66,8 88,6 109,8	108,6	118,9 170,7 239,5 324,9
ПС 95	5 10 15 20	80,3	26,4 67,8 124,2 195,6	106,7 148,1 204,5 275,9	40,1	18,0 25,8 76,0 93,0	89,8	108,2 150,3 218,2 291,2	53,3	28,0 40,0 76,0 93,0	96,4	110,3 153,4 218,2 291,2	—	—	—	—
° Распределение напряжения по изоляторам в гирляндах и нормы отбраковки
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
Рабочее напря- жение, кВ		Количество изолято- ров в гирлянде	Состояние изолятора	Напряжение, кВ, на изоляторе, считая от траверсы или конструкции																									
линейное	0) с я СП ТО			1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	И	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26
500 330 220	290 190 127	26 23 22 20 20 19 18 17 16 14 13	Нормальное Дефектное Нормальное Дефектное Нормальнее Дефектное Нормальное Дефектное Нормальнее Дефектное Нормальнее Дефектнее Нормальное Дефектнее Нормальное Дефектное Нормальное Дефектнее Нормальное Дефектнее Нормальное Деф ектное	12 6 15 8 16 8 16 8 11 6 И 6 11 6 12 6 12 6 9 4 10 5	10 5 14 7 15 7 15 8 9 4 9 4 9 4 10 5 10 5 8 4 8 4	8 4 12 6 14 7 14 8 4 9 4 9 4 9 4 9 4 4 8 4	3 И 5 12 6 13 6 8 4 8 4 8 4 9 4 9 4 7 3 8 4	7 3 И 5 И 5 12 6 7 3 8 4 8 4 8 4 9 4 7 3 7 3	6 3 10 5 И 12 6 7 3 8 4 8 4 8 4 9 4 6 3 7 3	6 3 9 4 10 12 6 7 3 7 3 8 4 8 4 9 4 7 3 3	6 3 9 4 10 5 И 5 7 3 7 3 8 4 8 4 9 4 7 4 8 4	6 3 9 4 9 4 И 3 7 3 8 4 8 4 9 4 8 4 8 4	6 3 8 4 9 4 И 5 7 3 8 4 8 4 9 4 10 5 9 4 10 5	6 3 8 4 9 4 12 6 7 8 8 4 8 4 10 5 И 5 10 12 6	3 9 4 10 5 12 6 7 8 8 4 9 4 11 5 13 6 И 6 14 7	7 3 9 4 И 5 13 6 8 4 9 4 10 5 12 6 14 7 13 7 20 10	9 4 10 5 11 5 14 7 9 4 10 5 12 6 14 7 17 8 18 9	10 5 И 5 12 6 15 7 9 4 И 5 13 6 16 8 19 9	11 5 12 6 13 6 16 8 И 5 12 6 15 7 18 9 22 И	12 6 13 6 14 7 17 8 12 6 14 7 18 9 21 И	13 6 14 7 15 7 19 9 14 7 17 8 21 1Г	14 7 15 7 16 8 21 И 16 8 20 10	15 7 17 8 18 9 24 12 20 10	16 8 19 9 20 10	17 9 21 10 23 12	18 9 23 12	19 10	20 11	| 8= 1 ) | 1 1 1 1 | 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 | 1 1 1 1
Продолжение приложения 6»
Если сумма измеренных напряжений по изоляторам гирлянды больше или меньше указанных выше допусков, это означает, что регули-
ровка искрового промежутка или установка стрелки на нуль измерительной штанги произведены неправильно. Если сумма напряжений по изо-
ляторам гирлянды для отдельных гирлянд окажется меньше фазного напряжения, это означает, что отбраковка изоляторов произведена неверно:
на отдельных забракованных изоляторах ье было измерено напряжение, из-за плохого контакта шупов с электродами изолятора, из-за обра-
зования корки льда или загрязнения.
2. Контроль состояния изоляторов должен производиться при положительных температурах воздуха, преимущественно весной или осеньюя
g После длительной сухой и жаркой погоды или морозов дефектные изоляторы могут держать нормальное напряжение и не отбраковываться
2 при помощи измерительных штанг или мегомметра.