СПРАВОЧНИК
ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ
УСТАНОВКАМ
ВЫСОКОГО
НАПРЯЖЕНИЯ
Под редакцией
И. А. БАУМШТЕИНА, С. А. БАЖАНОВА
3-е издание, переработанное и дополненное
МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1989

ББК
УДК
С 74
621.313/
')
316
(035.5)
Рецензент В. А. Тураев
С о £,т а в и т е л и: Б. А. Астахов, И. А. Баумштейн
, К. И. Ба-
умштейн, С. А. Бажанов, Н. Н. Беляков, В. X. Георгиади, А. С. Зе-
личенко, А. Г. Маркова, Н. А. Морозов, Л. В. Попов, Я. А. Цирель
Справочник по электрическим установкам высо-
С74кого напряжения/Под ред. И. А. Баумштейна,
С. А. Бажанова.—3-е изд., перераб. и доп.—М.:
Энергоатомиздат, 1989.—768 с: ил.
ISBN 5-283-01134-8
Приведены сведения по эксплуатации электрических машин,
силовых трансформаторов, оборудования РУ, воздушных и
кабельных линий высокого напряжения. Второе издание вышло
в 1981 г. В третье издание включены материалы по выбору и
обслуживанию собственных нужд электростанций, систем опе-
ративного постоянного тока, систем возбуждения электрических
машин, кабельных сооружений, оборудования, установленного
в районах с загрязненной атмосферой.
Для инженерно-технических работников электростанций и
сетей, проектных, ремонтных и монтажных организаций.
С2302040000'409 166-88 ББК 31.27
051 (01)-89
ISBN 5-283-01134-8 © Издательство «Энергия», 1974
© Энергоиздат, 1981
© Энергоатомиздат, 1989, с изменениями

ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие . 3
Раздел первый. Общие технические дан-
ные ' 4
1.1. Международная система единиц
(СИ) ... у 4
1.2. Условия эксплуатации изделий при
воздействиижлиматических факто-
ров 18
1.3. Товарные знаки предприятий-изго-
товителей электротехнических из-
делий 24
1.4. Условные графические обозначе-
ния 35
1.5. Ряды номинальных мощностей,
токов, напряжений ...... 43
1.6. Допустимые температуры нагрева 46
1.7. Категории электроприемников при
обеспечении надежности электро-
снабжения ......... 50
1.8. Категории производств по по-
жарной опасности 52
1.9. Средства пожаротушения ... 54
1.10. Обеспечение безопасности труда 56
1.11. Консервация электротехническо-
го оборудования 60
1.12. Допустимые перегрузки электро-
оборудования по току .... 62
Раздел второй. Типовые схемы элект-
роустановок 65
2.1. Главные электрические схемы
электростанций 65
2.2. Схемы собственных нужд электро-
станций 70
2.3. Схемы ОРУ и ЗРУ высокого на-
пряжения 73
Раздел третий. Вращающиеся элект-
рические машины 79
3.1. Основные требования к вращаю-
щимся электрическим машинам и
их технические характеристики 79
3.2. Системы возбуждения электриче-
ских машин 100
3.3. Газовое хозяйство генераторов
и синхронных компенсаторов . . 103
3.4. Системы водяного охлаждения ПО
3.5. Системы маслоснабжения машин
с водородным охлаждением . . 114
3.6. Щеточно-контактные аппараты
вращающихся машин . . . . . 118
3.7. Сушка вращающихся электриче-
ских машин . 124
3.8. Эксплуатация электрических ма-
шин 128
Раздел четвертый. Трансформаторы,
автотрансформаторы и масляные реак-
торы .... 135
4.1. Общие положения ...... 135
4.2. Основные требования к транс-
форматорам и масляным реакто-
рам 136
4.3. Основные данные трансформато-
ров 139
4.4. Охлаждающие устройства транс-
форматоров 151
4.5. Сушка силовых трансформаторов 153
4.6. Перевозка силовых трансформа-
торов по железной дороге . . . 158
4.7. Перевозка трансформаторов без-
рельсовым транспортом .... 164
Раздел пятый. Оборудование распре-
делительных устройств 168
5.1. Выключатели высокого напряже-
ния 168
5.2. Приводы выключателей .... 179
5.3. Компрессорные установки ... 181
5.4. Разъединители, заземлители, ко-
роткозамыкатели и отделители 184
5.5. Устройства оперативных блоки-
ровок 192
5.6. Трансформаторы напряжения . . 194
5.7. Трансформаторы тока ..... 198
5.8. Комплектные распределительные
устройства и подстанции .... 210
5.9. Комплектные экранированные то-
копроводы . 216
5.10. Конденсаторы высокого напря-
жения ..." 227
5.11. Высокочастотные заградители . 232
5.12. Предохранители высокого напря-
жения 236
5.13. Токоограничиваюшие реакторы 241
5.14. Вводы и изоляторы высокого
напряжения .......'. 244
5.15. Жины и арматура 267
Раздел шестой. Собственные нужды
электростанций 279
А. Расчет режимов работы электро-
приводов с. н 279
6.1. Общие положения 279
6.2. Электродвигатели к механизмам
с. н. и их характеристики .... 280
6.3. Механизмы с. н. и их характери-
стики . . . .' 308
6.4. Типовые схемы питания с. н. 6 кВ
электростанций 309
6.5. Расчет установившегося режима
группы электродвигателей . . . 309
6.6. Расчет режима перерыва питания
группы. электродвигателей . . . 313
6.7. Расчет режима разворота группы
электродвигателей 317
Б. Установки постоянного оператив-
ного тока 319
6.8. Общие положения 319

6.9. Расчет токов КЗ в сети постоянного
тока 320
6.10. Расчет уставок защит и выбор
защитных аппаратов 321
6.11. Аккумуляторные батареи ... 324
Раздел седьмой. Энергетические масла 330
7.1. Маслохозяйства электростанций и
подстанций 330
7.2. Характеристики, нормы расхода,
хранение н смешение масел . . 334
7.3. Контроль за состоянием масел 339
7.4. Очистка, осушка н предохранение
масла от увлажнения .... 341
7.5. Стабилизация н регенерация масла 348
Раздел восьмой. Воздушные линии
электропередачи высокого напряже-
ния . . 350
8.1. Классификация ВЛ по номиналь-
ному напряжению 350
8.2. Расчетные климатические условия 351
8.3. Основные технические условия
прохождения ВЛ и пересечения
ими различных объектов . . . 354
8.4. Опоры ВЛ 363
8.5. Железобетонные фундаменты, па-
сынки и приставки 429
8.6. Защита деталей деревянных опор
ВЛ от гниения в условиях эксплу-
атации 433
8.7. Провода и грозозащитные тросы 436
8.8. Допустимые перегрузки линий
электропередачи в аварийных ре-
жимах 449
8.9. Защита проводов и тросов от
вибрации 450
8.10. Борьба с пляской проводов . . 453
8.11. Плавка гололеда и профилакти-
ческий нагрев проводов и тросов
для борьбы с гололедом . . . 454
8.12. Основные расчеты проводов и
тросов 463
8.13. Защита проводов, тросов и тро-
совых оттяжек от коррозии . . 465
8.14. Линейная изоляция 466
8.15. Линейная арматура 476
Раздел девятый. Кабельные линии . . 515
9.1. Основные требования к силовым
кабельным линиям -515
9.2. Кабельные сооружения .... 515
9.3. Приемка после монтажа и ремон-
та. Техническое обслуживание 516
9.4. Силовые кабельные линии. Ос-
новные данные . . . .... 519
9.5. Соединение н оконцевание жил
силовых кабелей 1 —35 кВ . . . 547
9.6. Подпитывающая аппаратура мас-
лонаполненных кабелей низкого
давления 551
9.7. Испытание кабельных линий . . 552
9.8. Виды повреждений кабельных
линий 553
9.9. Защита кабельных линий от кор-
розии 554
9.10. Материалы и изделия, применяе-
мые при монтаже кабельных ли-
ний 556
Раздел десятый. Защита от перенапря-
жений 557
10.1. Общие положения 557
10.2. Разрядные напряжения воздуш-
ных промежутков и изоляцион-
ных конструкций 558
10.3. Координация изоляции .... 564
10.4. Средства защиты от перенапря-
жений . jri 576
10.5. Защитные'и рабочие заземления 585
10.6. Молниезащита электроустановок 595
10.7. Компенсация емкостных токов
замыкания на землю .... 609
Раздел одиннадцатый. Электрические
расчеты и режимы работы электри-
ческих сетей 615
11.1. Буквенные обозначения и опреде-
ление параметров элементов рас-
четных схем . . 615
11.2. Расчет токов короткого замыка-
ния 619
11.3. Выбор оборудования 622
11.4. Расчет потерь мощности в эле-
ментах сети 626
11.5. Расчет потерь энергии в элемен-
тах сети 631
11.6. Параллельная работа трансфор-
маторов 632
11.7. Расчет напряжений в элементах
сети 636
11.8. Нормы качества электроэнергии 638
11.9. Перечень программ для электро- ■,
технических расчетов на ЭВМ . . 642
Раздел двенадцатый. Выбор и эксплу-
атация изоляции в районах с загряз-
ненной атмосферой 643
12.1. Основные требования к проек-
тированию изоляции 643
12.2. Эксплуатация изоляции в усло-
виях загрязнения 652
Раздел тринадцатый. Испытания элект-
рооборудовании 658
13.1. Ввод в эксплуатацию, ремонты
и испытания электрооборудова-
ния 658
13.2. Эксплуатационные -.испытания
электрооборудования^ .... 661
13.3. Условия проведения %спытаний
электрооборудования . . . . 681
13.4. Испытательные напряжения, при-
меняемые прн ремонтах обмоток
статоров и роторов генераторов
и электродвигателей 708
13.5. Установки и приборы для испы-
тания электрооборудования . . 726
Раздел четырнадцатый. Техника бе-
зопасности 744
14.1. Штанги изолирующие .... 744
14.2. Указатели напряжения .... 746
14.3. Средства защиты персонала . . 753
Алфавитный указатель 761

ПРЕДИСЛОВИЕ
Технический прогресс в энергетике свя-
зан с вводом в эксплуатацию современ-
ных энергоблоков мощностью 500—800 МВт
на тепловых электростанциях, сооружением
мощных атомных электростанций, строитель-
ством линий электропередачи высокого на-
пряжения, в том числе 1500 кВ постоянного
тока, развитием Единой энергетической си-
стемы страны.
Главное внимание уделяется ускорению
темпов развития отрасли на базе передовой
техники и технологии, внедрению достиже-
ний научно-технического прогресса, техниче-
скому перевооружению, реконструкции и мо-
дернизации действующих электростанций и
энергопредприятий. Изменение условий экс-
плуатации, новые технические решения и
применение новых видов оборудования и
материалов привели в свою очередь к
необходимости пересмотра Правил техниче-
ской эксплуатации, Правил устройства элект-
роустановок-, норм испытаний электрообору-
дования, стандартов и другой производствен-
но-технической документации.
Инженерно-техническому персоналу элек-
тростанций и электросетей, работающему в
области эксплуатации и ремонта установок
высокого напряжения, требуется большое
количество справочного материала, получе-
ние которого сопряжено порой с большими
трудностями. Настоящий справочник призван
оказать им помощь в этом отношении.
С 1942 г. по настоящее время подготовлено
семь изданий справочника под различными
наименованиями для эксплуатационного пер-
сонала электрических станций и сетей.
Справочник по электрическим установ-
кам высокого напряжения выпускается с
1974 г.
Настоящий справочник является третьим,
коренным образом переработанным и до-
полненным изданием. В нем учтены требо-
вания последних Правил устройства электро-
установок, Правил технической эксплуатации
электрических станций и сетей, Правил тех-'
ники безопасности, Строительных норм и
правил Госстроя СССР, государственных и
отраслевых стандартов, каталогов электро-
технической промышленности. При перера-
ботке справочника были учтены предложения
читательских конференций и ведущих специа-
листов энергосистем.
В Справочник введены новые разделы по
электроустановкам собственных нужд элект-
ростанций, системам оперативного постоян-
ного тока, выбору оборудования в районах
с загрязненной атмосферой, испытанию
электрооборудования. Сведения, приведенные
в справочнике, соответствуют'действующим
директивным материалам Минэнерго СССР,
Минэлектротехпрома СССР, стандартам, тех-
ническим условиям и инструкциям по состоя-
нию на 1 января 1987 г.
Материалы справочника составили:
Я. А. Цирель, С. А. Бажанов — разд. 1;
Я. А. Цирель — разд. 2 и 14; Н. А. Моро-
зов — разд. 4; Я. А. Цирель, Н. А. Морозов,
С. А. Бажанов, К. И. Баумштейн — разд. 5;
Б. А. Астахов, В. X. Георгиади — разд. 6;
А. С. Зеличенко — разд. 8; Л. В. Попов —
разд. 9; Н. Н. Беляков — разд. 10; А. Г. Мар-
кова — разд. 11; С. А. Бажанов — разд. 3, 7,
12 и 13.
Одним из основных авторов и создателей
Справочника, начиная с 1942 г., являлся
И. А. Баумштейн. Безвременная кончина
И. А. Баумштейна не позволила ему завер-
шить работу по подготовке настоящего
издания Справочника. Авторский коллектив
посвящает свой труд светлой памяти ста-
рейшего энергетика отрй&ли И. А. Баум-
штейна.
Авторский коллектив выражает благодар-
ность инж. В. А. Тураеву за большую работу
по рецензированию рукописи Справочника.
Все замечания по Справочнику просьба
направлять по адресу: 113114, Москва, М-114,
Шлюзовая наб., 10, Энергоатомиздат.
Авторы

Раздел первый
ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ
1.1. МЕЖДУНАРОДНАЯ СИСТЕМА
ЕДИНИЦ СИ
Введение единиц физических величин
системы СИ и порядок их внедрения
предусмотрены ГОСТ 8.417-81 (СТ СЭВ
1052 — 78) «Единицы физических величин» и
методическими указаниями РД 50-160—79
«Внедрение и применение СТ СЭВ 1052 — 78».
Основные и дополнительные единицы
Международной системы единиц СИ приве-
дены в табл. 1.1.
Десятичные кратные и дольные единицы,
а также их наименование и обозначения
образовывают с помощью множителей и
приставок, приведенных в табл. 1.2.
В табл. 1.3 включены единицы СИ,
десятичные кратные и дольные от них; еди-
ницы, не входящие в СИ, но допустимые
к применению наравне с единицами СИ;
единицы, нашедшие широкое применение в
энергетике, но не вошедшие в ГОСТ 8.417 — 81,
а также коэффициенты перевода применя-
емых единиц в единицы СИ.
Таблица 1.1. Основные и дополнительные единицы системы СИ
Величина
-
Наименование
Длина
Масса
Время
Сила электрического тока
Термодинамическая температура
Количество вещества
Сила света
Плоский угол
Телесный угол
Размер-
ность
Основные еди
L
М
т
I
е
N
J
Дополнительные
-
~
Наименование
ницы
метр
килограмм
секунда
ампер
кельвин
моль
кандела
единицы
радиан
стерадиан
Единица
Обозначение
родное
m
kg
s
А
К
mol
cd
русское
м
кг
с
А
К
моль
кд
rad
sr
рад
ср
Таблица 1.2. Множители и приставки дли образования десятичных кратных
и дольных единиц и их наименование
Множитель
10*»
1015
1012
10»
106
10'
102
101
Приставка
экса
пета
тера
гига
мега
кило
гекто
дека
Обозначение
приставки
русское
Э
п
Т
Г
м
к
г
да
междуна-
родное
Е
Р
Т
G
м
к
h
da
Множитель
ю-1
ю-2
ю-3
ю-6
ю-9
ю-12
иг13
КГ18
Приставка
деци
санти
МИЛЛИ
микро
нано
пико
фемто
атто
Обозначение
приставки
русское
д
с
м
мк
н
п
ф
а
междуна-
родное
d
с
m
У^
п
P
f • ■
а

Таблица 1.3. Единицы физических величии, примеииемых в энергетике
Величина
Наименование
Размерность
Единицы
Применяемые в
других системах
В системе
СИ
Коэффициент перевода
применяемых единиц
в единицы СИ
Рекомендуемые
десятичные
кратные
и дольные
единицы СИ
Единицы, до-
пускаемые к
применению
наравне с
единицами
СИ
Единицы,
применяемые
в энергетике
Теплофизические величины
Энергия, работа, количество
теплоты, энтальпия, теп-
лота фазового превраще-
ния, теплота химической
реакции
Тепловой поток
Удельное количество тепло-
ты, удельный термодина-
мический потенциал,
удельная теплота фазового
превращения, удельная
теплота химической реак-
ции
Теплоемкость, энтропия
Удельная теплоемкость,
удельная энтропия (газо-
вая постоянная) vi
Теплота сгорания топлива
Теплопроводность
Коэффициент теплопередачи
(теплообмена)
ьшт~7
1ЛМТ~г
£27-2
L2MT~26-1
ь2т~2е
ьгт-г
LMT-*e-1
MT-3Q~l
кгс- м
кал
ккал
калтх (калория
термохими ческа я)
кал/с
ккал/ч
кал/г
ккал/кг
кал/°С
ккал/°С
кал/(г-°С)
ккал/(кг-°С)
ккал/кг
кал/(с ■ см ■ °С)
ккал/(ч-м-°С)
калДс ■ см2 ■ °С)
ккал/(ч-м2-°С)
Дж (джоуль)
Вт (ватт)
Дж/кг
Дж/К
Дж/(кг-К)
Цж/кг
Вт/(мК)
Вт/(м2 ■ К)
9,807 Дж
4,187 Дж
4,187-105 Дж
4,184 Дж
4,187 Вт
1,163 Вт
4,187-105 Дж/кг
4,187-105 Дж/кг
4,187 Дж/К
4,187-105 Дж/К
4,187-105 дж/(кг-К)
4,187-103 Дж/(кг-К)
4,187 ■ 105 дж/кг
4,187-10"2 Вт/(м-К)
1,163 Вт/(м-К)
4,187-10" Вт/(м2-К)
1,163 Вт/(м2-К)
ТДж; ГДж;
МДж; кДж;
мДж
-
МДж/кг; к Дж/кг
кДж/К ?
кДж/(кг • К)
-
-
-
-
-
—
-
-
-
ТДж; ГДж;
МДж;кдЖ;
МДж
Вт
МДж/кг;
к Дж/кг;
Дж/кг
кДж/К;
Дж/К
кДж/(кг ■ К)
Дж/(кг-К)
Дж/кг
Вт/(м-К)
Вт/(м2 • К)

Продолжение табл. 1.3
Величина
Наименование
Поверхностная плотность
теплового потока
Мощность, мощность теп-
лового потока
Удельная объемная теплота,
удельный объемный и тер-
модинамический потенци-
ал
Размерность
мт-*
ЬШТ~Ъ
ь-1мт~2
Единицы
Применяемые в
других системах
кал/(с • см2)
ккал/(ч • м2)
Вт
кгс ■ м/с
л. с.
кал/с
кал/см-1
ккал/м3
В системе
СИ
Вт/м2
Вт
Дж/м-1
Коэффициент перевода
применяемых единиц
в единицы СИ
4,187-104 Вт/м2
1,163 Вт/м2
9,807 Вт
736 Вт
4,187 Вт
4,187- 10й Дж/м3
4,187-10' Дж/мЗ
Рекомендуемые
десятичные
кратные . ■
и Дольные
единицы СИ
•'■* **§'
ГВт; МВт; кВт;
мВт; мкВт
—
Единицы, до-
пускаемые к
применению
наравне с
единицами
СИ
-
—
Единицы,
применяемые
в энергетике
Вт/м2
ГВт; МВт;
кВт; Вт;
мВт; мкВт
Дж/м3
Электрические величины
Электрический ток (сила
электрического тока)
Количество электричества,
электрический заряд, по-
ток электрического сме-
щения
Поверхностная плотность
электрического заряда,
электрическое смещение
Пространственная плотность
электрического заряда
7
77
L~2TI
Ь~ЪТ1
А
Кл
КЛ/М2
Кл/м3
А (ампер)
Кл (кулон)
Кл/м2
Кл/мз
—
к А; м А; мк А;
нА; пА
кКл; мкКл;
нКл; пКл
МКл/м2;
Кл/мм2;
К л/см2; кКл/м2;
мКл/м2;
мкКл/м2
Кл/мм3;
МКл/мЗ;
Кл/см-1; кКл/мЗ;
мКл/м3;
мкКл/м3
"
—
кА; А; мА;
мкА; нА;
пА
кКл; Кл;
мкКл; нКл;
пКл
Кл/м2;
мКл/м2
МКл/м3;
Кл/м3

Линейная плотность элект-
рического тока
Поверхностная плотность
электрического тока
Электрическое напряжение,
электрический потенциал,
разность электрических
потенциалов, электродви-
жущая сила (ЭДС)
Напряженность электриче-
ского поля
Электрическая емкость
Абсолютная диэлектриче-
ская проницаемость, элек-
трическая постоянная
Активная мощность, поток
энергии
Реактивная мощность
Полная мощность
Полное электрическое со-
противление, модуль пол-
ного сопротивления, ре-
активное сопротивление
LXI
L'2I
L2MT-3T~l
ЬМТ~3Г1
L~2M~lT*P
L~3M-lT*P
ЬШТ~Ъ
и-мт~ъ
" it
ьгмт~г
глмт-.3г2
А/см
А/мм2
В
В/см
Ф
Ф/м
Вт
вар
ВА
Ом (ом)
А/м
А/м2
В (вольт)
В/м
Ф (фарад)
Ф/м
Вт (ватт)
—
—
Ом (ом)
л
10"2 А/м
Ю-6 А/м2
Ю-2 В/м
-
—
-
-
—
МА/м; А/мм;
А/см; кА/м
МА/м2; А/мм2;
А/см2; кА/м2
MB; кВ; мВ;
мкВ; мВ
МВ/м; кВ/м;
(В/мм); В/см;
мВ/м; мкВ/м
мкФ, нФ, пФ
мкФ/м; нФ/м;
пФ/м
ГВт; МВт; !
мВт; мкВт
-
-
ТОм; ГОм;
МОм; кОм;
мОм; мкОм
—
"
■
-
-
вар
ВА
"
МА/м;
кА/м; А/м;
А/мм
МА/м2;
кА/м2
А/м2;
А/мм2
ГВ; МВ;
кВ; В; мВ;
мкВ; нВ
МВ/м;
кВ/м; В/м;
мВ/м;
мкВ/м;
В/см
Ф; мкФ;
нФ; пФ
Ф/м
ГВт; МВт;
кВт; Вт;
мВт; мкВт
вар
В.А
ТОм; ГОм;
МОм; кОм;
Ом, мОм;
мкОм

Продолжение табл. 1.3
Величина
Наименование
Удельное электрическое со-
противление
Проводимость электриче-
ская полная, модуль пол-
ной проводимости, про-
водимость реактивная и
активная
Удельная электрическая про-
водимость, удельная элек-
трическая ' проводимость
электролита
Энергия, (активная, реактив-
ная), энергия электромаг-
нитная
Угол сдвига фаз
Угол диэлектрических по-
терь
Размерность
Ь1МТ~3Г2
L-2M-lTi/2
1ГъМ-хТэП
ьшт-2
-
-
Единицы
Применяемые в
других системах
Ом- м
Ом
мкСм/см
кВт-ч
Вт-ч
эВ
градус
мин
В системе
СИ
Ом- м
См (сименс)
См/м
Дж
рад(радиан)
рад
г
Коэффициент перевода
применяемых единиц
в единицы СИ
Ю-4 См/м
3,6- 10_6 Дж
3600 Дж
1,602- 10"19 Дж
( )рад= 1,745 х
180
х10~2 рад
( )рад =
10800
= 2,909-10"4 рад
Рекомендуемые
десятичные
кратные
и дольные
единицы СИ
ГОм-м;
МОм-м;
кОм-м; Ом-м;
мОм-м;
мкОм-м;
нОм- м
кСм; мСм
МСм/м; кСм/м
-
-
-
Единицы, до-
пускаемые к
применению
наравне с
единицами
СИ
эВ
-
-
Единицы,
применяемые
в энергетике
ГОм-м;
МОм-м;
кОм-м;
Ом- м;
Ом-см;
мОм- м;
мкОм- м;
нОм- м;
кОм • см
кСм; См;
мСм
МСм/м;
кСм/м;
См/м;
мкСм/см
кВт-ч
рад
рад

Магнитные величины
Напряженность магнитного
поля
Магнитный поток, поток
магнитной индукции
Намагниченность
Магнитный момент электри-
'ческого тока
Магнитодвижущая сила,
разность магнитных по-
тенциалов
Магнитная индукция, плот-
ность магнитного потока
Индуктивность, взаимная
■ индуктивность, магнитная
проводимость
Абсолютная магнитная про-
ницаемость (магнитная
постоянная)
Магнитное сопротивление
Угол магнитных потерь
L~lI
и-мт~2гх
L-<
L2/
/
мт~2гх
Ь2МТ~2Г2
LMT~2r2
L-2M~lT2I2
—
Э(эрстед)
Мкс (максвелл)
А/м
А-м2
Гб (гильберт)
гаусс
см
единица СГСМ
единица СГСМ
мин
А/м
Вб (вебер)
А/м
А-м2
А (ампер)
Тл (тесла)
Гн (генри)
Гн/м
Гн-1
рад
79,578 А/м
10~8 Вб
-
-
10/(4л)А = 0,796 А
10~4 Тл
Ю-9 Гн
1,257-10^6 Гн/м
79,578-10~6 Гн'1
2,909 ■ 10-4 рад
кА/м; А/см;
А/мм
мВб
кА/м (А/мм)
-
кА; А
мТл; мкТл;
нТл
мГн; мкГн;
нГн; яГн
мкГн/м; мГн/м
- ;•
—
-
-
-
-
-
-
-
-
—
кА/м; А/м;
А/мм
Вб; мВб
кА/м; А/м;
А/мм
А м2
А; кА; мА
Тл; мТл;
мкТл; нТл
Ги; мГн;
мкГн; нГн;
пГн
Гн/м;
мкГн/м;
пГн/м
Гн"1
рад
Давление и вакуум
Давление .&*"
Осмотическое давление, пар-
циальное давление
~lrxMT~2
L'XMT~2
кгс/см2
атм (физическая)
мм вод. ст.
мм рт. ст.
бар
см вод. ст.
Па (паскаль)
' Па
9,807 • 104 Па
10,132 Па
9,807 Па
1,333-102 Па
105 па
98,066 Па
ГПа; МПа;
кПа; мПа;
мкПа
МПа; кПа;
мПа; мкПа
-
ГПа; МПа;
кПа; Па;
мПа; мкПа
кПа

Продолжение табл. 1.3
Величина
Единицы
Наименование
Рачмерность
Применяемые в
других системах
В системе
СИ
Коэффициент перевода
применяемых едийиц
в единицы СИ
Рекомендуемые
десятичные
кратные
и дольные
единицы СИ
Единицы, до-
пускаемые к
применению
наравне с
единицами
СИ
Единицы,
применяемые
в энергетике
Термодинамическая темпе-
ратура
Скорость изменения тем-
пературы
Температурный коэффипи-
ент линейного или объем-
ного расширения, давле-
ния, электрического со-
противления и др.
Температуропроводность,
удельная температуропро-
водность
е
г-1©
©-1
1ЛТ-1
°с
°С/с
1
~°с~
м2/с
Температура
К (кельвин)
К/с
К"1
м2/с
°С +273,15
-
—
... je?
МК; кК; мК;
мкК
мК/с
—
Температу-
ра Цель-
сия, °С
t= Т-
-273,15
°С/с
__
К; °С
К/с; °С/с
°С
м-2/с
Линейные и угловые величины
Длина, линейный размер
Плоский угол
L
м
см
Ангстрем
° (градус)
' (минута)
" (секунда)
м
рад
Ю~2 м
10- ш м
(Т80-)Рад==
= 1,745 • Ю-2 рад
( .0 800 )РаД =
= 2,909-Ю-4 рад
( )рад =
648 000
= 4,848 -10~6 рад
км; см; мм;
мкм; нм
мрад; мкрад
—
° (градус)
' (минута)
" (секунда)
км; м; см;
мм; мкм;
нм
рад; "(гра-
дус);
' (минута);
" (секунда)

Площадь
Телесный угол
L2
—
м2
см2
ср
М2
ср (стера-
диан)
10~4 м2
—
км2; дм2;
мм2
—
см2;
-
—
км2; м2;
дм2;-
см2; мм2
ср
Масса
Масса
М
т (тонна)
кг
а. е. м. (атомная
единица массы)
кг(кило-
грамм)
103 кг
—
1,661 • Ю-27 кг
г; мг; мкг
т
т; кг; г;
мг; мкг
Плотность и визкость
Плотность
Кинематическая вязкость
(удельная кинематическая
вязкость)
Динамическая вязкость
1ГЪМ
LiT~x
L~XMT~X
кг/м-1
г/см3
Ст (стоке)
м2/ч
кгс•с/м2
П (пуаз)
кг/м3
м2/с
Пас
10"3 кг/м3
Ю-4 м2/с
2,778 • 10~4 м2/с
9,81 Па с
0,1 Па с
мг/м3; кг/дм3;
г/см3
мм2/с
мПас
т/м3; кг/л;
Г/л; г/мл
-
-
т/м3; кг/м3;
г/см3; кг/л
м2/с; мм2/с
Па с;
мПас
Сила и твердость
Сила, вес
Импульс силы
Момент силы
Момент пары сил
LMT~2
LMT~X
Ь2МТ~2
-
КГС
дина
кгс с
кгс- м
тс- м
кгс • м
Н (ньютон)
Не
Н-м
> ~
9,807 Н
Ю-5 Н '
9,807 Не
9,807 Н-м
9806,65 Н-м
0,098 Н-м
МН; кН; мН;
мкН 5
МН-с; кН-с;
мН -с
МН-м; кН-м
мкНм; мН-м
—
-
-
-
МН; кН;
мН; мкН;
Н
МН-с;
кН-с; Не;
мН-с
МН-м;
кН • м; Н • м
мН- м;
мкН-м

Продолжение табл. 1.3
Величина
Наименование
Поверхностное натяжение,
линейная плотность силы
Напряжение (механическое)
Модуль упругости, предел
прочности, предел теку-
чести
Ударная вязкость
Размерность
МТ~2
L~lMT~2
ь~хмт-г
МТ-1
Единицы
Применяемые в
других системах
кгс/м
!Й
кгс/мм2
кгс ■ м/см2
В системе
СИ
Н/м
Па
Па
Дж/м2
г
Коэффициент перевода
применяемых единиц
в единицы СИ
9,807 Н/м
9,807 Па
9,807 ■ 104 Па
9,807 • 106 Па
9,807 • 106 Па
9,807 • Ю-» Дж/м2
Рекомендуемые
десятичные
кратные
и дольные
единицы СИ
мН/м
ГПа; МПа;
кПа
МПа; кПа:
мПа; мкПа
—
Единицы, до-
пускаемые к
применению
наравне с
единицами
СИ
-
—
—
—
Единицы,
применяемые
в энергетике
Н, м; мН/'м
ГПа: МПа;
кПа; Па
МПа; кПа;
Па; мПа;
мкПа
Дж/м2
Параметры движения
Скорость
Ускорение
Угловая скорость
Количество движения
Момент количества движе-
ния
Момент инерции (динамиче-
ский)
LT l
LT~2
г-1
LMT~l
L2MT~]
ЬШ
км/ч
м/с
см/с2
м/с2
об/с
об/мин
кг ■ м/с
кг ■ м2/с
кг ■ м2
м/с
м/с2
рад/с
кг ■ м/с
кг ■ м2/с
Кг- м2
0,278 м/с
10~2 м/с
6,283 рад/с
0,105 рад/с
-
-
-
км, ч
-
-
—
-
-
-
-
об/с
об/мин
-
-
-
км/ч; м/с
м/с2
рад/с; об/с
об/мин
кг • м/с
кг • м2/с
кг- м2

Расход: объемный
массовый
Вместимость, объем
Удельный объем
Удельный расход топлива
на выработку (отпуск)
электроэнергии
Удельный" расход топлива
на выработку (отпуск)
тепловой энергии
МТ~1
L3
LW-1
L-2r2
-
м3/ч
л/ч
кг/ч
т/ч
мз
л (литр)
«1
г/(кВт • ч)
г/Гкал
Расход
м3/с
кг/с
м3
мЗ/кг
кг/Дж
кг/Дж
2,78 • 10"" мЗ/с
2,78 • Ю-7 мЗ/с
2,78 • 10-" кг/с
0,276 кг/с
10"3 мЗ
10~3 мз/кг
10"3 мз/кг
2,79 Ю-10 кг/Дж
2,388 Ю-13 кг/Дж
-
дм3; см3; мм3
■
-
-
-
л; дл; мл
-
-
М3/ч
л/ч; м3/с
кг/ч; т/ч
кг/с
м3; дмЗ;
см3; мм3;
л; дл; мл
мЗ/кг
г/(кВт • ч)
кг/Дж
Акустические величины
Звуковое давление (мгно-
венное), статическое дав-
ление
Скорость колебания части-
цы (мгновенная)
Объемная скорость (мгно-
венная)
Скорость звука ^
Поток звуковой энергии,
звуковая мощность
Интенсивность звука, по-
верхностная плотность
потока энергии
Удельное акустическое со-
противление
ь-хмт~г
LT~l
L3r-i
LT~X
LZMT'3
- мт~ъ
LiMT~l
дин/см2
м/с
смз/с
м/с
эрг/с
эрг/(с • см2)
дин • с/смЗ
Па
м/с
м3/с
м/с
Вт
Вт/м2
>
Па • с/м
0,1 Па
-
Ю-6 мЗ/с
-
1<Г7 Вт
10~3 Вт/м2
10 Па с/м
мПз; мкПа
мм/с
^
-
кВт; мВт;
мкВт; пВт
МВт/М2;
мкВт/м2;
пВт/м2
—
-
-
'
-
• —
. tv;' ■ ■
Па; мПа;
мкПа
м/с; мм/с
м3/с
м/с
Вт; мкВт;
пВт
мВт/м2;
мкВт/м2;
пВт/м2
Па • с/м

Продолжение табл. 1.3
Величина
Наименование
Акустическое сопротивление
Время реверберации
Плотность звуковой энергии
Затухание
Уровень звукового давле-
ния, звуковой мощности,
интенсивность звука; уси-
ление; коэффициент зату-
хания
Время, временные интерва-
лы, периоды
Частота
Частота вращения, частота
дискретных событий
Размерность
L'^MT-1
Т
L 1МТ-2
т-\
Т
г-1
г-1
Единицы
Применяемые в
других системах
дин ■ с/см5
с
эрг/см3
с"1
с
мин
ч
Гц
об/с
об/мин
В системе
СИ
Па ■ с/м-1
с
Дж/м3
с"1
г
Коэффициент перевода
применяемых единиц
в единицы СИ
105 Па-с/м3
-
0,1 Дж/м3
-
Время и частота
с (секунда)
60 с
3600 с
Гц
с"1
-
С"1
1/60 с^1 =0,016 с'1
Рекомендуемые
десятичные
кратные
и дольные
единицы СИ
—
—
—
—
кс; мс; мкс;
НС
ТГц; ГТц;
МГц; кГц
-
Единицы, до-
пускаемые к
применению
наравне с
единицами
СИ
—
—
—
-
дБ (деци-
бел)
мин; ч;
сут
-
об/с;
об/мин
Единицы,
применяемые
в энергетике
Па • с/м3
с
Дж/м3
с-'
дБ
мкс; не; с;
мин; ч; сут
ТГц; ГГц;
МГц; кГц
с"1; об/с;
об/мин
Состав вещества
Количество вещества
N
моль
г-экв
мг-экв
мкг-экв
моль
Переменный
кмоль; ммоль;
мкмоль
кмоль;
ммоль;
моль;
мкмоль;
г-экв;
мг-экв;
мкг-экв

Молярная масса
Молярная концентрация
Молярный объем
Концентрация молекул
Массовая концентрация
Скорость химической реак-
ции
Жесткость и щелочность
воды
Удельная поверхность
Напор
Обменная емкость (массо-
вая)
via
Обменная емкость (объем-
ная)
Эквивалентная концентрация
MN
L~3N
I?N~l
L-3
1ГгМ
L~3T^N
-
I?M^1
L
NM-1
NL~3
- - ■
г/моль
моль/л
л/моль
CM-3
г/л; мг/л; мкг/л
моль/(л • с)
мкг-экв/кг;
мг-экв/кг
см2/г
см
г-экв/г
г-экв/м3;
г-экв/л s
г-экв/л;
мг-экв/л;
мкг-экв/л
кг/моль
моль/м3
м3/моль
м"3
кг/м3
моль/(м3 • с)
-
м2/кг
м
-
• -
>
10 3 кг/моль
ГО3 моль/м3
Ю-3 м3/моль
10"6 м~3
-
103 моль/(м3с)
-
Ю-' М2/КГ
10~2 м
-
-
-
г/моль
мо ль/дм3;
кмоль/м3
дм-3/моль;
см3/моль
-
-
-
-
-
см ?
-
-
~
-
моль/л
л/моль
-
-
-
-
-
' -
-
-
-
кг/моль;
г/моль
моль/м3;
кмоль/м3;
моль/л
м3/моль;
л/моль
— Ч — 3
см , м
кг/м3; г/л;
мг/л; мкг/л
моль/(м3 • с)
мкг-экв/кг;
м-экв/кг
м2/кг
м; см
г-экв/г;
мг-экв/г
г-экв/л;
мг-экв/л;
г-экв/м3
г-экв/л;
мг-экв/л;
мкг-экв/л

Продолжение табл. 1.3
Величина
Наименование
Насыпная масса
Массовая скорость потока
жидкости или газа
Размерность
Ь~гМ
Ь~2МТ~2
Применяемые в
других системах
кг/м3
кг/л
г/л
г/мл
кг/(м2 • с)
В системе
СИ
кг/м3
кг/(м2 • с)
Единицы
г
Коэффициент перевода
применяемых единиц
в единицы СИ
10"3 кг/м3
1 кг/м3
10"' кг/м3
-
Рекомендуемые
десятичные
кратные
и дольные
единицы СИ
-
Единицы, до-
пускаемые к
применению
наравне с
единицами
СИ
-
Единицы,
применяемые
в энергетике
кг/м3; кг/л
г/л; г/мл
кг/(м2 • с)
Оптические и светотехнические величины
Сила света
Световой поток
Освещенность
Яркость
Оптическая сила линзы (ди-
оптрия)
J
J
L~2J
L~2J
L~x
свеча
лм
лк
сб(стильб)
асб (апостильб)
м-1
кд(кандела)
лм (люмен)
лк (люкс)
кд/м2
м"1
1,005 кд
-
-
10" кд/м2
0,319 кд/м2
-
-
—
-
-
-
-
-
-
-
-
КД
лм
Л К
кд/м2
м-'
Величины ионизирующих излучений
Поток ионизирующих частиц
Плотность потока частиц
Поглошенная доза излучения
Т -»
L~2T-2
L2T~2
с"'
с-1 -м~2
рад
-
с • м
Гр (грей)
-
-
0,01 Гр
-
-
ТГр; ГГр;
МГр; кГр;
мГр; мкГр
-
-
-
с"1
с-1-м-2
кГр; Гр;
мГр; мкГр

Примечания: 1. Ампер — сила неизменяющегося тока, который при прохождении по двум параллельным прямолинейным проводникам бесконечной
длины и ничтожно малой площади сечения, расположенным в вакууме на расстоянии 1 м один от другого, вызвал бы на участке проводника длиной 1 м
силу взаимодействия, равную 2-1<Г"7Н.
2. Кельвин — 1/273,16 части термодинамической температуры тройной точки воды. В Кельвинах выражается также интервал или разность температур;
любой температурный интервал, выраженный в Кельвинах (К), численно равен этому интервалу, выраженному в градусах Цельсия (°С), 1 "С = 1 К.
3. Герц — частота, при которой за время 1 с происходит один цикл периодического процесса.
4. Секунда в минус первой степени — частота равномерного вращения, при которой за время 1 с совершается одни оборот тела.
5. Ньютон — сила, сообщающая телу массой 1 кг ускорение 1 м/с2.
6. Паскаль — давление, вызываемое силой 1 Н, равномерно распределенной по поверхности площадью 1 м2.
7. Ампер на квадратный метр — плотность равномерно распределенного по поперечному сечению площадью 1 м2 электрического тока силой 1 А.
8. Кулон — количество электричества, проходящего через поперечное сечение проводника при токе силой 1 А за 1 с.
9. Вольт — электрическое напряжение, вызывающее" в электрической цепи постоянный ток силой 1 А при мощности 1 Вт.
10. Вольт на метр — напряженность однородного электрического поля, при которой между точками, находящимися на расстоянии 1 м вдоль линии
напряженности поля, создается разность потенциалов 1 В.
11. Фарад — емкость конденсатора, между обкладками которого при заряде 1 Кл возникает напряжение 1 В.
12. Ом — сопротивление проводника, между концами которого при силе тока 1 А возникает напряжение 1 В.
13. Ом на метр — удельное электрическое сопротивление, при котором цилиндрический прямолинейный проводник площадью поперечного сечения
1 м2 и длиной 1 м имеет сопротивление 1 Ом.
14. Сименс — электрическая проводимость проводника сопротивлением 1 Ом.
15. Сименс на метр — удельная электрическая проводимость, при которой цилиндрический прямолинейный проводник площадью поперечного сечения
1 м2 имеет электрическую проводимость 1 См. •,
16. Вебер — магнитный поток, при убывании которого до нуля в сцепленном с ним контуре сопротивлением 1 Ом проходит количество
электричества 1 Кл.
17. Тесла — магнитная индукция, при которой магнитный поток сквозь поперечное сечение площадью 1 м2 равен 1 Вб.
18. Генри — индуктивность контура, с которым при силе постоянного тока в нем 1 А слепляется магнитный поток 1 Вб.
19. Джоуль — электромагнитная энергия, эквивалентная механической работе 1 Дж.
20. Ватт — активная мощность электрической цепи, эквивалентная механической мощности I Вт.
21. Вар — реактивная мощность электрической пели с синусоидальным переменным током при sinq>= 1 и действующих значениях напряжения 1 В
и силы тока 1 А".
22. Вольт-ампер — полная мощность электрической цепи с действующими значениями напряжения 1 В и силы тока 1 А.

1.2. УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ИЗДЕЛИЙ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ
КЛИМАТИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ
ГОСТ 15150 — 69* устанавливает требо-
вания к климатическому исполнению, кате-
гории размещения, условиям эксплуатации,
хранения и транспортирования изделий (ма-
шины, приборы и другие технические изделия)
в части воздействия климатических факторов
внешней среды (табл. 1.4—1.7, 1.9).
Под климатическими факторами внеш-
ней среды понимает температуру, влажность
воздуха, давление .воздуха или газа (высота
над уровнем моря), солнечное излучение,
дождь, ветер, пыль, смены температур, соля-
ной туман, иней, гидростатическое давление
воды, действие плесневых грибов, содержание
в воздухе коррозионно-активных агентов.
Сочетание климатического исполнения и
категории размещения называют видом кли-
матического исполнения (например, УХЛ1
или УЗ и т. д.). В условное обозначение
типа (марки) изделия дополнительно после
всех обозначений, относящихся к модифика-
ции изделия, входят буквы и цифры, обо-
значающие вид климатического исполнения
изделия, например изолятор проходной фар-
форовый для наружно-внутренней установки
ИП-35/1000-750У1 (в исполнении У для кате-
гории размещения 1 и т. д.). Вид климати-
ческого исполнения указывают во всей доку-
ментации, где приведен тип (марка изделия,
в том числе эксплуатационная), а также на
заводской табличке (этикетке).
Нормальные значения факторов внешней
среды при испытаниях изделий: температура
+ 25 + 10°С; относительная влажность воз-
духа 45 — 80%; атмосферное давление 84 —
106,7 кПа (630-800 мм рт. ст.).
Температура (верхнее и нижнее значения)
охлаждающей воды, °С, для изделий испол-
нений У, ХЛ и УХЛ:
при охлаждении по проточной системе
от водопроводных сетей, колодцев, крупных
водоемов +25 и +1;
при охлаждении по циркуляционной
системе с использованием искусственных
прудов, градирен и других искусственных
сооружений +30 и +1.
Рабочие значения (верхнее и нижнее)
температуры почвы, °С, на глубине 1 м
для изделий исполнений: У +25 и —5;
ХЛ+ 10 и -20; УХЛ +25 и -20.
Допустимые значения содержания корро-
зионных агентов на открытом воздухе не
должны превышать указанных в табл. 1.8.
Интенсивность дождя (верхнее рабочее
давление) для изделий исполнений У, ХЛ и
УХЛ 3 мм/мин.
Скорость ветра (верхнее предельное зна-
чение) 50 м/с.
Таблица 1.4. Климатическое исполнение изделий
Буквенные обозначения исполнения изделий
русские
в странах СЭВ
для макроклиматических районов
Изделия, предназначенные дли эксплуатации на суше, реках, озерах
У
УХЛ
ТВ
ТС
т
о
N
NF
ТН
ТА
Т
U
С умеренным климатом
С умеренным и холодным климатом
С влажным тропическим климатом
С сухим тропическим климатом
С тропическим, как сухим, так и влажным климатом
Общеклиматическое исполнение на суше, кроме районов
с очень холодным климатом
Изделия, предназначенные для эксплуатации в районах с морским климатом
М
тм
ом
в
м
мт
ми
W
С умеренно холодным морским климатом
С тропическим морским климатом, для плавания только
в этом районе
Для судов неограниченного района плавания
Всеклиматическое исполнение, кроме районов с очень холод-
ным климатом как на суше, так и на море

Таблица l.S. Категория размещения изделий при эксплуатации
Укрупненные категории
Дополнительные категории
Место размещения в эксплуатации
Обо-
значе-
ние
Место размещения
в эксплуатации
На открытом воздухе
Под навесом или в помещениях, где коле-
бания температуры и влажности несуществен-
но отличаются от колебаний на открытом
воздухе и имеется сравнительно свободный
доступ наружного воздуха, например в палат-
ках, кузовах, прицепах, металлических поме-
щениях без теплоизоляции, в оболочке комп-
лектного изделия категории I (отсутствие
прямого солнечного излучения и атмос-
ферных осадков)
В закрытых помещениях (объемах) с естест-
венной циркуляцией без искусственно регули-
руемых климатических условий, где колебания
температуры и влажности воздуха и воздейст-
вие песка и пыли существенно меньше, чем
на открытом воздухе, например в металли-
ческих с теплоизоляцией, каменных, бетон-
ных, деревянных помещениях (существенное
уменьшение воздействия солнечной радиации,
ветра, атмосферных осадков, отсутствие
росы)
В помещениях (объемах) с искусственно
регулируемыми климатическими условиями,
например в закрытых отапливаемых или ох-
лаждаемых и вентилируемых производствен-
ных и. других помещениях, в том числе
хорошо вентилируемых подземных (отсутст-
вие воздействия прямого солнечного излу-
чения, атмосферных осадков, ветра, песка
и пыли, наружного воздуха, отсутствие или
уменьшение воздействия рассеянного солнеч-
ного излучения и конденсации влаги)
В помещениях (объемах) с повышенной
влажностью, например в неотапливаемых
и невентилируемых подземных помещениях,
в том числе шахтах, подвалах, в почве,
в сосудах, корабельных и других помеще-
ниях, в которых возможны длительное на-
личие воды или частая конденсация влаги
на стенах и потолке
1.1
2.1
3.1
4.1
4.2
5.1
Хранение в процессе эксплуа-
тации в помещениях категории
4 и работы как в условиях
категории 4, так и в других
условиях, в том числе и на от-
крытом воздухе
В качестве'встроенных элемен-
тов категории 1 внутри ком-
плектных изделий категорий 1;
1.1; 2, конструкция которых
исключает возможность кон-
денсации влаги на встроенных
элементах
В нерегулярно отапливаемых
помещениях (объемах)
В помещениях с кондициони-
рованным или частично конди-
ционированным воздухом
В лабораторных, капитальных
жилых и других подобного
типа помещениях
В качестве встроенных элемен-
тов внутри4 комплектных изде-
лий катег&жи 5, конструкция
которых исключает возмож-
ность конденсации влаги на
встроенных элементах
Примечания: 1. Встроенный элемент — законченное сборкой изделие, удовлетворяющее тре-
бованиям соответствующих стандартов или Технических условий, входящее в конструкцию и схему
комплектного изделия (или блока) и находящееся в (или на) общей оболочке а (или) каркасе
последнего.
2. Комплектное изделие — законченное сборкой изделие, удовлетворяющее требованиям соот-
ветствующих стандартов или технических условий и имеющее в составе своей конструкции
встроенные элементы, а также общую оболочку и (или) каркас.

Таблица 1.6. Допустимые температуры окружающего воздуха для исполиеиин
изделий У, ХЛ, УХЛ
Испол-
нение
изделия
У
ХЛ
УХЛ
Категория
изделия
1; 1.1; 2; 2.1; 3
3.1
5; 5.1
1; 1.1; 2; 2.1; 3
3.1 «к
5; 5.1
1; 1.1; 2; 2.1; 3
3.1
4
4.1
4.2
5; 5.1
Значение температуры воздуха при эксплуатации, СС
рабочее
верхнее
+ 40
+ 40
+ 35 .
+ 40
+ 40
+ 35
+ 40
+ 40
+ 35
+ 25
+ 35
+ 35
нижнее
-45*
-10*
-5
-60
-10*
-10
-60
-10*
+ 1
+ 10
+ 10
-10
среднее
+ 10
+ 10
+ 10
+ 10
+ 10
+ 10
+ 10
+ 10
+ 20
+ 20
+ 20
+ 10
предельное рабочее
верхнее
+ 45
■ +45
+ 35
+45
+ 45
+ 35
+ 45
+ 45
+ 40
+ 40
+ 40
+ 35
нижнее
-50
-10*
-5
-60
'-10*
-10
-60
-10*
+1
+ 1
" +1
-10
* Для некоторых областей и отдельных видов изделий принимается по ГОСТ 15150—69*.
Таблица 1,7. Допустимая относительная влажность воздуха для исполиеиин
У, ХЛ, УХЛ
Исполнение
изделия
УХЛ
У, УХЛ
ХЛ
Категория
изделия
4; 4.1; 4.2
1; 2
1.1
2.1; 3; 3.1
5
5.1
Среднемесячное значение в наиболее
теплый и влажный периоды при 20 °С
и продолжительность воздействия
влажность, %
65
80
80
80
90
90
продолжительность,
мес
12
6
2
6
12
12
Верхнее
значение
влажности,
%, при 25 °С
80
100
98
98
100
98
Таблица 1.8. Допустимое содержание коррозиоиио-активиых агентов
Тип атмосферы
Обозначение
I
II
III
IV
Наименование
Условно чистая
Промышленная
Морская
Приморско-промыш-
ленная
Содержание коррозионно-активных агентов
Сернистый газ не более . 20 мг/(м2 • сут) (не более
0,025 мг/м3). Хлориды менее 0,3 мг/(м2 • сут)
Сернистый газ от 20 до 250 мг/(м2 • сут) (от 0,025
до 0,31 мг/м3). Хлориды не менее 0,3 мг/(м2сут)
Сернистый газ не более 20 мг/(м2-сут) (не более
0,025 мг/м3). Хлориды от 30 до 300 мг/(м2 • сут)
Сернистый газ от 20 до 250 мг/(м2 • сут) (от 0,025
до 0,31 мг/м3). Хлориды от 0,3 до 30 мг/(м2-сут)

Таблица 1.9. Условия хранения изделий
Условия хранения
Отапливаемые и вентилируе-
мые склады, хранилища с кон-
диционированием воздуха, рас-
положенные в любых районах
Хранилище с регулируемой
влажностью
Хранилище с регулируемой
температурой и влажностью
Закрытые или другие помеще-
ния с естественной вентиля-
цией без искусственно регули-
руемых климатических условий,
где колебания температуры и
влажности воздуха меньше, чем
на открытом воздухе, распо-
ложенные в районах с умерен-
ным и холодным климате^* л
Закрытые или другие поме-
щения с естественной вентиля-
цией без искусственно регули-
руемых климатических условий,
где колебания температуры и
влажности воздуха существенно
меньше, чем на открытом воз-
духе, расположенные в любых
районах
Обозначение условий
хранения изделий
ос-
нов-
ное
1
1.1
1.2
2
3
вспомогательное
бук-
вен-
ное
Л
С
жз
текстовое
Отапливаемое хра-
нилище
Хранилище с регу-
лируемой влажно-
стью
Хранилище с регу-
лируемой темпера-
турой и влажностью
Неотапливаемое
хранилище в райо
нах с умеренным и
холодным климатом
Неотапливаемое
хранилище
Климатические факторы " ■
Температура
воздуха, "С
верхг
нее
значе-
ние
+40
+ 50
+ 15
+40
+ 50
ниж-
нее
значе-
ние
+ 5
-60
+ 5
-50
-50*з
Относительная влажность
воздуха
верхнее
значе-
ние, %
80 при
25 °С
40 при
50 °С
55 при
15 °С
98 при
25 °С
98 при
35 °С
среднемесячное зна«
чение в наиболее
теплый и влажный
периоды
влаж-
ность,
%
65 при
20 °С
30 при
20 °С
40 при
15 °С
80 при
20 °С
80 при
27 °С
продол-
житель-
ность, мес
■ 12
12
12
6
Сол-
неч-
ное
излу-
чение
\
t
Интен-
сивность
дождя,
верхнее
значение,
мм/мин
-
Пыль
Н
Н
Н
Н
Плес-
невые
и дерево-
разру-
шающие
грибы
-

Продолжение табл. 1.9
Условия хранения
,
Навесы или помещения, где
колебания температуры и влаж-
ности воздуха несущественно
отличаются от колебаний на
открытом воздухе, расположен-
ные в районах с умеренным
и холодным климатом в атмо-
сфере типа I
Навесы или помещения, где
колебания температуры и влаж-
ности несущественно отлича-
ются от колебаний на открытом
воздухе, расположенные в рай-
онах с умеренным и холодным
климатом в атмосфере любых
типов *4
Навесы или помещения, где
колебания температуры и влаж-
ности воздуха несущественно
отличаются от колебаний на
открытом воздухе, расположен-
ные в любых районах, в том
числе в районах с тропическим
климатом в атмосфере любых
типов *4
Обозначение условий
хранения изделий
ос-
нов-
ное
4
5
6
вспомогательное
бук-
вен-
ное
Ж2
ОЖ4
ОЖ2
текстовое
Навесы в районах
с умеренным и хо-
лодным климатом в
условно чистой ат-
мосфере
Навесы в районах
с умеренным и хо-
лодным климатом
Навесы
Климатические факторы
Температура
воздуха, °С
верх-
нее
значе-
ние
+ 50
+ 50
+60
ниж-
нее
значе-
ние
-50*2
-50*2
-50*2
Относительная влажность
воздуха
верхнее
значе-
ние,- %
100 при
25 °С
100 при
25 °С
100 при
35 СС
среднемесячное знэг
чение в наиболее
теплый и влажный
периоды
влаж-
ность,
%
80 при
20 °С
80 при
20 °С
90 при
27 °С
продол-
житель-
ность, мес
6
6
12
Ср-П-
■-жРвч-
ное
излу-
чение
Н
Н
Н
Интен-
сивность
ДОЖДЯ,
верхнее
значение,
мм/мин
-
Пыль
+
+
+
Плес-
невые
и дерево-
раз ру-
шающие
грибы
+

Продолжение табл. 1.9
Условия хранения
Открытые площадки, распо-
ложенные в районах с умерен-
ным и холодным климатом в
атмосфере типа I
Открытые площадки в райо-
нах с умеренным и холодным
климатом в атмосфере любых
типов *4
Открытые площадки в лю-
бых районах, в том числе в
районах с тропическим кли-
матом, в атмосфере любых
типов*4
Обозначение условий
хранения изделий
ос-
нов-
ное
7
8
9
вспомогательное
бук-
вен-
ное
,Ж1
ожз
ОЖ1
текстовое
Открытые площадки
в районах с умерен-
ным и холодным
климатом в условно
чистой атмосфере
Открытые площадки
в районах с умерен-
ным и холодным
климатом
Открытые площадки
Климатические факторы
Температура
воздуха, "С
верх-
нее
значе-
ние
+ 50*1
+ 50*1
f
+60
ниж-
нее
значе-
ние
-50*2
-50*2
-50*2
Относительная влажность
воздуха
верхнее
значе-
ние, %
100 при
25 °С
100 при
25 °С
100 цри
35 "С
среднемесячное зна-
чение в наиболее
теплый и влажный
периоды
влаж-
ность,
%
80 при
20 °С
80 при
20 °С
90 при
27 °С
продол-
житель-
ность, мес
6
•6
12
Сол-
неч-
ное
излу-
чение
+
+
+
Интен-
сивность
дождя,
верхнее
значение,
мм/мин
3
3 •
5
Пыль
+
+
+
Плес-
невые
и дерево-
разру-
шающие
грибы
+
*' Кратковременно (до ■%— 4?'ч в год) температура может повышаться до 60 °С.
*2 Температура — 60 °С для изделий исполнений УХЛ (ХЛ), О, а также для изделий других исполнений, у которых в стандартах или ТУ на
изделие указано нижнее значение температуры при эксплуатации ниже — 50 °С или которые должны транспортироваться через районы с холодным
климатом в зимнее время.
*3 Допускается нижнее значение температуры принимать — 10 °С, если изделие не будет транспортироваться или храниться на территории с уме-
ренным и холодным климатом в зимнее время.
*4 Учитывается воздействие только атмосферы типа II. ■*
Примечание. Знак « —» означает, что воздействие фактора не учитывается, знак «+» —воздействие фактора учитывается, буква Н — воздействие
фактора существенно меньше,- чем для случая, обозначенного знаком «+».

1.3. ТОВАРНЫЕ ЗНАКИ ПРЕДПРИЯТИЙ -
ИЗГОТОВИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕ-
СКИХ ИЗДЕЛИЙ
Таблица 1.10. Товарные знаки
трансформаторных н электроаппаратных
заводов
Предприятие
Бакинский завод, сухих
трансформаторов v
Бакинский завод высо-
ковольтной аппаратуры
Биробиджанский завод
силовых трансформа-
торов
Всесоюзный научно-ис-
следовательский про-
и технологический ин-
ститут трансформато-
ростроения (ВИТ)
Ереванский Армэлектро-
завод производствен-
ного объединения
«Армэлектромаш»
Запорожский трансфор-
маторный завод про-
изводственного объе-
динения «Запорож-
трансформатор»
Товарный знак
If
"
ш
/Г—\
9
ш
Продолжение табл. 1.10
Предприятие
Ишлейский завод высо-
ковольтной аппарату-
ры
Кентаусский трансфор-
маторный завод
Производственное объе-
динение «Кавказтранс-
форматор»
Куйбышевский завод из-
мерительных транс-
форматоров Средне-
волжского производ-
ственного объединения
«Трансформатор»
Курган-Тюбинский
трансформаторный
завод
Производственное объе-
динение «Конденса-
тор»
Минский электротехни-
ческий завод
Московское производст-
венное объединение
«Электрозавод»
Товарный знак
щш
®
А.
-чщ
*1W
ш
ID
ф
<
^^>

Продолжение табл. 1.10
Предприятие
Ровенский завод высо-
ковольтной аппарату-
ры
Троицкий электромеха-
нический завод
Усть-Каменогорский
конденсаторный завод
Производственное объе-
динение «Уралэлект-
ротяжмаш»
Хмельницкий завод
трансформаторных
подстанций
Чирчикский трансфор-
маторный завод
Чимкентский завод
«Электроаппарат»
Производственное объе-
динение «Электроап-
парат»
Товарный знак
Прод
Предприятие
Нальчикский завод вы-
соковольтной аппара-
туры
Благовещенский элект-
роаппаратный завод
То же
олжение табл. 1.10
Товарный знак
<*■
ш
ш
Таблица 1.11. Товарные знаки
предприятий, изготовляющих
электродвигатели
Предприятие
Рижский электромаши-
ностроительный завод
Пермский электротех-
нический завод
1
Специальное проектно-
конструкторское бюро
Псковского электро-
машиностроительного
завода
Завод «Сибэлектромо-
тор» (г. Томск)
Товарный знак
ф
(§3
ф
й§

Продолжение табл. 1.11 Продолжение табл. 1.11
Предприятие
Армавирский электро-
технический завод
имени 50-летия СССР
Кемеровский электроме-
ханический завод
Производственное объе-
динение по выпуску
электродвигателей
«Эльфа» (г. Вильнюс)
Фрунзенский завод
«Киргизэлектродвига-
тель»
Производственное объе-
динение «Укрэлектро-
маш» (г. Харьков)
Завод «Электромашина»
(г. Харьков)
Харьковский завод
«Электротяжмаш»
имени В. И. Ленина
Сибирский завод тяже-
лого электромашино-
строения «Сибэлектро-
тяжмаш» (г. Новоси-
бирск)
Товарный знак
®
-е**
ц
^т^
t
#
©
Предприятие
Производственное объе-
динение «Азерэлектро-
маш», Бакинский элек-
тромашиностроитель-
ный завод имени 50-
летия комсомола Азер-
байджана
Новокаховский электро-
машиностроительный
завод имени 50-летия
Великой Октябрьской
социалистической ре-
волюции
Улан-Удэнский завод
«Электромашина»
Ленинградское научно-
производственное
объединение «Электро-
сила» имени С. М. Ки-
рова (г. Ленинград)
Специальное проектно-
конструкторское и тех-
нологическое бюро
при Лысьвенском тур-
богенераторном заво-
де СКВ ЛТГЗ
Медногорский электро-
технический завод
«Уралэлектромотор»
Ярославский электрома-
шиностроительный за-
вод ЯЭМЗ
Товарный знак
ДОЗПСП
^
^\^7WH
Ж ^™™j^B JI
@
дш^

Продолжение табл. 1.11 Продолжение табл. 1.11
Предприятие
Баранчинский электро-
механический завод
имени М. И. Калини-
на (пос. Баранчинский
Свердловской обл.)
Московский электроме-
ханический завод име-
ни В. И. Ленина
Производственное объе-
динение «Армэлектро-
маш» имени В. И. Ле-
нина (г. Ереван)
Товарный знак
®
Предприятие
Таллинский завод
«Вольта»
Могилевский завод
«Электродвигатель»
Днепропетровский элект-
ромеханический завод
Ереванский завод элект-
родвигателей
Товарный знак
Я
<&
Ju
</
ш
Таблица 1.12. Товарные знаки кабельных заводов
Предприятие-изготовитель
Электрокабель (г. Кольчугино)
Кирскабель (г. Кире)
Сарансккабель (г. Саранск)
Камкабель (г. Пермь)
Севкабель (г. Ленинград)
Москабель (г. Москва)
Подольсккабель (г. Подольск)
Куйбышевкабель (г. Куйбышев)
Уралкабель (г. Свердловск)
Амуркабель (г. Хабаровск)
Укркабель (г. Киев)
Азовкабель (г. Бердянск)
Южкабель (г. Харьков)
Ташкенткабель (г. Ташкент)
Молдкабель (г. Бендеры)
Таджиккабель (г. Душанбе)
Кавказкабель (г. Прохладное)
Условное
обозначение
предприятия
экз
кикз
САКЗ
кмкз
екз
мкз
пкз
ккз
УРКЗ
АМКЗ
УКЗ
АКЗ
УКЗ
ТКЗ
млкз
ТАКЗ
квкз
Шифр
К 01
К 03
К 04
К 09
К 10
К 11
К 13
К 16
К 19
К 20.
К 24
К 27
' К 28
К 33
К 39
К 41
К 67
**
Цвета отличительных ниток
Красный, желтый
Красный, коричневый
Желтый, зеленый
Красный, зеленый, корич-
невый
Желтый
Зеленый
Красный, черный
Черный
Коричнечьгй
Коричневый, зеленый
Красный,' синий
Черный, желтый
Синий, зеленый
Синий
Синий, черный, зеленый
Белый, синий, зеленый
Белый, синий, черный
Примечание. Наименование предприятия—изготовителя кабеля может быть установлено по
шифру на фирменной ленте (полоске) бумаги или ткани, находящейся под металлической оболочкой
кабеля. На некоторых кабелях для их маркировки применяются цветные нитки.

Таблица 1.13. Товарные знаки предприятии, изготовляющих изоляторы,
электроустановочные изделия из стекла, керамики, пластмассы
Предприятие (страна-изготовитель)
Товарный знак
старый
Завод «Изолятор» (Москва)
tfo
Славянский зайрд высоковольтных изоляторов
сэиз
59
Славянский ордена Трудового Красного Зна-
мени арматурно-изоляторный завод им. Артема
$ш
Южно-Уральский арматурно-изоляторный за-
вод
-to-
ю
Завод «Комиэлектростеотит» (г. Ухта, пос.
Водный, Коми АССР)
®
Производственное объединение «Укрэлектроизо-
лятор» (Первомайский фарфоровый завод, пос.
Первомайск Житомирской обл.)
Т
Камышловский завод «Урализолятор» (г. Ка-
мышлов Свердовской обл.)
м

Продолжение табл. 1.13
Предприятие (страна-изготовитель)
Товарный знак
старый
Пермский завод высоковольтных изоляторов
и
Львовский завод стеклянных изоляторов
Белоцерковский завод «Электроконденсатор»
&
Ленинградский государственный ордена Трудо-
вого Красного Знамени фарфоровый завод
им. Ломоносова
Завод «Автостекло» (г. Константиновка До-
нецкой обл.)
Гжельское производственное объединение
«Электроизолятор» (пос. Ново-Харитоново Мос-
ковской обл.)
Gs
В
кц
Львовская стеклофирма «Радуга»
А
Бывшая Центральная научно-исследовательская
лаборатория при арматурно-изоляторном заводе
имени Артема (г. Славянск Донецкой обл.)
<&

Продолжение табл. 1.13
Предприятие (страна-изготовитель)
Товарный знак
старый
Ленинградское научно-производственное объе-
динение «Электрокерамика» (завод «Пролетарий»)
S3
О
Великолукский завод электротехнического фар-
фора (ВЗЭФ)
©
Андреапольский фарфоровый завод
т
Опытный завод Всесоюзного научно-исследова-
тельского и проектно-технологического институ-
та электрокерамики (г. Москва)
Фарфоровый завод имени 8 марта (с. Полянки
Житомирской обл.)

Продолжение табл. 1.13
Предприятие (страна-изготовитель)
Махарадзевский завод фарфоровых изделий
Энгельсский завод автотракторных запальных
свечей
Комбинат «Ярваканди —Техасед» (г. Ярваканди
Эстонской ССР)
Бендерский завод «Электрофарфор»
Борисовский завод пластмассовых изделий
Щекинский ордена «Знак Почета» завод «Ки-
сяотоупор» (г. Щекино Тульской обл.)
Специальное конструкторско-технологическое
бюро неорганических материалов института
неорганической химии АН Латвийской ССР
(г. Рига)
Товарный знак
старый
новый
®
В
А
s#
<D
*F
mfl
1 !
"Л-
®
®
>

Продолжение табл. 1.13
Предприятие (страна-изготовитель)
Товарный -знак
Красноярский завод «Сибизолятор»
Минский фарфоровый завод Управления
промстройматерийлов
Завод «Азерэлектроизолит» (г. Мингечаур Азер-
байджанской ССР)
Куйбышевский завод измерительных трансфор-
маторов
измэт
Корейская Народно-Демократическая Республи-
ка (КНДР)
Германская Демократическая Республика (ГДР)
А

Продолжение табл. 1.13
Предприятие (страна-изготовитель)
Товарный знак
старый новый
Германская Демократическая Республика (ГДР)
УдоеаШг
JWt
Испания
arteche
Китайская Народная Республика (КНР)
62 6

Продолжение табл. 1.13
Япония
а»
V
■(»
Дания
.'
Франция
Швейцария
Социалистическая Федеративная Республика
Югославия (СФРЮ)
Чехословацкая Социалистическая Республика
(ЧССР)
Товарный знак
старый
ИОВЫЙ
DA-65873
Ф
1^
NGK
JAPAN
AEROFORM
ALSTHOSfl
SEDIVER
SAMICATHERM
DRYSOMIC
У?Ш
vgc

Таблица 1.14. Условные графические обозначения на электрических схемах
Оборудование
Обозначение
Электростанции (ЭС) и подстанции
(ПС) — обозначения без конкретизации кон-
структивного исполнения (при необходимо-
сти различения действующих и проекти-
руемых объектов в первом случае приме-
няется штриховка), ГОСТ 2.748 -68*:
а — ЭС, общее обозначение; б — ЭС теп-
ловая; в — ЭС паротурбинная на твердом
топливе; г — ТЭЦ на твердом топливе;
d-АЭС; е-ГЭС; ж-ГАЭС; э - ЭС
геотермальная; и — ПС, общее обозначение;
к — ПС трансформаторная; л — ПС выпря-
мительная
а)
О
В
0)
о
к)
В)
а
ж)
D
ПС с указанием вида установки, ГОСТ
2.748-68*:
а — открытая; б — закрытая; в — подзем-
ная; г — полуподземная; д — передвижная
О О О OQ
8) В) S) О)
а)
Машины электрические, ГОСТ 2.722—68*:
а — генератор трехфазный, общее обозна-
чение; б — двигатель трехфазный с соеди-
нением обмоток статора в звезду, общее
обозначение; в — асинхронный двигатель с
короткозамкнутым ротором, общее обозна-
чение; г — генератор постоянного тока с
независимым возбуждением (два варианта
изображения); д — то же с последователь-
ным; е — то же с параллельным; ж — то
же со смешанным; э — двигатель постоян-
ного тока реверсивный с двумя последо-
вательными' обмотками возбуждения
® (й)
б) В)
Трансформаторы и автотрансформаторы,
ГОСТ 2.723-68*:
а — трансформатор со ступенчатым регу-
лированием; б — автотрансформатор с тре-
тичной обмоткой в однофазном изображе-
нии; в — трансформатор с ферромагнитным
магнитопроводом однофазный (два вариан-
та изображения): г — то же трансформа-
тор трехфазный со схемой обмоток звезда —
звезда с выведенной нейтралью; д — то же,
со схемой звезда — треугольник; е — транс-
форматор однофазный с ферромагнитным
магнитопроводом и управляющей обмоткой
Катушки индуктивности, трасформаторы
тока, ГОСТ 2.723-68*:
а — общее обозначение, если требуется,
начало обмотки обозначается точкой; б —
дроссель с ферромагнитным магнитопрово-
дом; в—катушка индуктивности с магни-
тодиэлектрическим магнитопроводом; г —
катушка индуктивности со скользящим кон-
тактом и отводом; д — трансформатор тока
с одной вторичной обмоткой (два варианта
изображения); е — трансформатор тока
быстронасыщающийся; ж ~ реактор
£огу\™ ^va. <3^л_
а) д)
в) ' 8)
Т б) 4 -Т е) ж)

Продолжение табл. 1.14
Оборудование
Обозначение
Коммутационные устройства высокого
напряжения, ГОСТ 2.755-74*:
а — разъединитель однополюсный; б —
выключатель-разъединитель однополюс-
ный; в — разъединитель трехполюсный;
г — выключатель-разъединитель трехполюс-
ный; д, е — выключатель трехполюсный
(два варианта изображения)
а) I) 8) е) д) е)
Предохранители/ ГОСТ 2.727-68*:
а — плавкий, общее обозначение; б —
инерционно-плавкий; в — тугоплавкий; г —
быстродействующий; д — катушка термиче-
ская (предохранительная); е — пробивной;
ж — с общей цепью сигнализации; з — вык-
лючатель-предохранитель; и — разъедини-
тель-предохранитель
а) б)
т
е) *)
Ю
з) и)
Разрядники, ГОСТ 2.727-68*:
а — общее обозначение; б — трубчатый;
в — вентильный; г — шаровой; д — роговой;
е — искровой промежуток двухэлектродный,
общее обозначение; ж — угольный; з —
вакуумный
V f
a) S)
А -у
I е) ж)
г)
I
Г
д)
Некоторые однолинейные обозначения
аппаратов высокого напряжения, не пре-
дусмотренные стандартами ЕСКД, но при-
нятые практикой:
а — выключатель; б — реактор сдвоенный;
в — отделитель; г — короткозамыкатель
а) В) 6) ■•**)
Провода, кабели и шины, ГОСТ
2.751-73*:
а — общее обозначение линии связи, про-
вода, кабели, шины (групповое обозначение
чертится толще других); б — пересечение
линий без соединения; в — ответвления; г —
однолинейное обозначение группы из п
линий; д, е — примеры графического слия-
ния линий электросвязи в групповую ли-
нию; ж — линия экранирования: з — экра-
нирование группы элементов; « — экрани-
рованная линия связи; к — группа из пяти
линий связи в общем экране
а) "Чу I ЛВ)
ттут
*>
д) е)
*) 3)
О А
и) к)

Продолжение табл. 1.14
Оборудование
Обозначение
Заземления, соединения, повреждения
проводов, кабелей и шин, ГОСТ 2.751 — 73*:
а — заземление; б — соединение с корпу-
сом; в — повреждение иа землю, на корпус;
г — повреждение изоляции между провода-
ми; д — графическое пересечение проводов
с учетом их взаимного расположения
(верхний провод обозначается полуокруж-
ностью); е — примеры подключения прово-
дов к одной точке; эк — шина с ответвле-
нием и двумя отводами (отпайками);
э, и — однолинейное и многолинейное изо-
бражения группы из трех скрученных
проводов; к —обрыв линии (на месте зна-
ка х указываются данные о продолжении
линии на схеме)
i 1 -£-£ ZJZZ
а) В) Ь) г).
В) е)
N {J з) и) к)
Обозначения общего применения, ГОСТ
2.721-74*:
а — поток электромагнитной энергии, сиг-
нал электрический (в одном направлении,
в обоих направлениях неодновременно,
в обоих одновременно); б — то же для
жидкостей (прн незачерненном треуголь-
нике — для газа); в — движение прямолиней-
ное одностороннее, возвратное, с ограни-
чением; г — движение вращательное одно-
стороннее, возвратное, на угол 45°; д —
регулирование линейное, общее обозначе-
ние, и ступенчатое (пять ступеней); е —
регулирование нелинейное и подстроечное
а)
V
б)
45'
в)
3)
А
е)
Приводы коммутационных аппаратов,
ГОСТ 2.721-74*:
а — ручной, обшее обозначение (два ва-
рранта) ; б — пневматический; в — электро-
машинный; г — тормоз
а) в) 0) *)
Источники тока, ГОСТ 2.742-68* и
2.750-68:
а — элемент гальванический или аккуму-
ляторный; б—батарея аккумуляторная с
отводом; в — то же с одинарным элемент-
ным коммутатором; г — обозначение рода
тока: постоянный, переменный, пульси-
рующий; д — полярность: положительная,
отрицательная
Ь, Ч"1'Ь; -I'll^
— 'V/ V .+ -
V
:%
в)
Электроизмерительные приборы, ГОСТ
2.729-68*:
а — показывающий вольтметр; б — реги-
стрирующий вольтметр; в — интегрирую-
щий прибор (счетчик); г — амперметр с
цифровым отсчетом; д — осциллограф
©
а)
V
W
/N
В) в) е) В)

Продолжение табл. 1.14
Оборудование
Обмотки электромеханических устройств
(пускатели, электромагниты, реле), ГОСТ
2.756-76*:
а — общее обозначение (два варианта);
б — с одной обмоткой; в — с двумя обмот-
ками (два варианта); г — отдельная обмотка
катушки с несколькими обмотками при
разнесении на схеме; д — с п обмотками;
ё — с двумя' встречными обмотками; ж —
с двумя встречными одинаковыми обмот-
ками (бифилярные); з —с одним отводом;
« — трехфазная; к — пример уточняющих
указаний в основном графическом поле:
обмотка реле максимального тока; л —
примеры уточняющих указаний в допол-
нительном графическом поле: обмотка реле
переменного тока, обмотка реле напряже-
ния; м — обмотка теплового реле
Контакты коммутационных устройств,
общие обозначения, ГОСТ 2.755 — 74*:
а — замыкающий; б — размыкающий (два
варианта изображения); в — переключаю-
щий (три варианта); г — переключающий
без размыкания цепи; д — переключающий
со средним положением; е — с двойным
замыканием; ж — с двойным размыка-
нием; з, и — замыкающий и размыкающий
с механическими связями (два варианта)
Контакты коммутационных устройств за-
мыкающие, ГОСТ 2.755-74*:
а — с замедлением при срабатывании;
б—с замедлением при возврате; в —с за-
медлением при срабатывании и возврате;
г — без самовозврата; д — с самовозвратом;
е — импульсные (замыкающие при срабаты-
вании, при возврате, при срабатывании
и возврате); ж — для сильноточной цепи;
з — дугогасительный; и — теплового реле
Контакты коммутационных устройств
импульсные размыкающие, ГОСТ
2.755-74*:
а — при срабатывании; б—при возврате;
в — при срабатывании и возврате
Обозначение
ф s~n ф ф r-J-ф
й) В) : В)
.ф ф [\\\ ф ф
е) гП 'е) ж) s)
й ф нф еф ф
«) к) л; '■ ь^
\, L.U Li U LI LI
С, Ф гЧ ' Л
is i ч ! L- Lj_
LiJ \= =* -А ^ Х- v
1 1 h г г
1д) е) ж) з) ' и; '
1 с; U; 1 в; 1 г) '
}s fi Js
a; S) 8)
в)
Т
и
-

Продолжение табл. 1.14
Оборудование
Обозначение
Примеры обозначений коммутационных
устройств в сборе, ГОСТ 2.755—74*:
а — реле электромагнитное с тремя кон-
тактами: замыкающим, размыкающим и
переключающим; б, в — трехполюсные вык-
лючатели: путевой и с возвратом при
перегрузке; г — грехполюсный переключа-
тель
Выключатели кнопочные с самовозвра-
том, ГОСТ 2.755-74*:
а, 6 — с контактами замыкающим и раз-
мыкающим нажимной; в, г — то же вы-
тяжной; д, е —то же поворотйый
if I н .г*
а) В) б) г) д) е)
Выключатели кнопочные без самовоз-
врата, ГОСТ 2.755-74*:
а—с возвратом вытягиванием кнопки;
б —то же вторичным нажатием; в — то же
нажатием специальной кнопки (сброс)
а) \ В) I б)
Контактные соединения, ГОСТ 2.755 — 74*:
а — разъемное, штырь; б — то же, гнездо;
в — то же, в сборе; г — разъемное, про-
ходное; д — разборное, контакт; е — нераз-
борное, контакт; ж — перемычка коммута-
ционная на размыкание; э — то же с вы-
веденным штырем; и — перемычка комму-
тационная на переключение; к — скользя-
щий контакт
-■-< и)
Резисторы постоянные и терморезисторы,
ГОСТ 2.728-74*:
а — общее обозначение; б — с номицаль-
ной мощностью рассеяния 0,05 Вт; в —
0,125 Вт; г - 0,25 Вт; д - 0,5 Вт; е - 1,0 Вт;
ж — 2,0 Вт; э — 5,0 Вт; и — шунт измери-
тельный; к — элемент нагревательный; л,
м — терморезисторы прямого и косвенного
подогрева
%
-с
ЬМТ ЦЩИШИД
а) б)
l^j JL J^l JL
Л Л- -ЛТП ПН- ЧуП-
и) к) -^^л) fn

Продолжение табл. 1.14
Оборудование
Обозначение
Резисторы переменные, ГОСТ 2.728 — 74*:
а — общее обозначение (два варианта);
б — с нелинейной регулировкой; в, г — с дву-
мя подвижными механически не связанными
и связанными контактами; д — подстроеч-
ный; е — переменный с подстройкой;' же —
с двумя дополнительными отводами
Конденсаторы, ГОСТ 2.728-74*:
а — постоянной емкости; б — переменной
емкости; в — подстроечный; г — электроли-
тический поляризованный; д - то же не-
поляризованный; е — проходной; ж — опор-
ный ; з — вариконд
а)
csdbs
V
7Ц) Ль)
. . _L
Та;
V 3)
Полупроводниковые приборы, ГОСТ
2.730-73*:
а —диод, общее обозначение; б—тун-
нельный диод; в, г — стабилитрон односто-
ронний,"-двусторонний; д — варикап; е — ди-
одный тиристор (динистор); ж — тиристор
триодный, запираемый в обратном направ-
лении с управлением по катоду; з — то
же, по аноду; « — датчик Холла; к — диод
Шотки
-н-
-й- -Ш-
О)
В) В)
*)
ЧИг--Ш- -£Ь-Б^-ф-|
д) е) f ж) i) \ и) '
Транзисторы, приборы излучающие и
фоточувствительные, ГОСТ 2.730 — 73*:
а — транзистор типа PNP; б —лавин-
ный транзистор типа NPN; в — полевой
транзистор с каналом /V-типа; г — то же
Р-типа; д — фотодиод; е — светодиод; ж —
фоторезистор, общее обозначение; з — сол-
нечный фотоэлемент
тс; Т# г-|$; "г;
-©--©-©--©-
е) ж) з)
Выпрямительные схемы, ГОСТ 2.730 — 73*:
а — однофазная мостовая, развернутое
изображение; б —то же, упрощенное изоб-
ражение; в — трехфазная мостовая
2\ 2S II
21 Ж 21
ь)

Продолжение табл. 1.14
Оборудование
Обозначение
Приборы электровакуумные, ГОСТ
2.731-81:
а — диод прямого накала; б — триод с
катодом косвенного накала; в — тиратрон;
г — лампа тлеющего разряда (например,
неоновая); д — стабилитрон; е — вентиль
ртутный управляемый; ж — трубка элект-
ронно-лучевая двуханодная, упрощенное
обозначение
Ф
а)
Ф
Линии электроснабжения и связи, виды
прокладки, СТ СЭВ 160-75:
а —воздушная на опорах; б —наземная;
в — подземная; г — подводная
а)
В)
ю
г)
Линии электроснабжения и связи, опоры
ВЛ, СТ СЭВ 160-75:
а — общее обозначение и для круглого
сечения; б — для квадратного и прямоуголь-
ного; в — с одним и двумя пасынками;
г — с оттяжкой и с поддержкой; д — про-
межуточная; е — А-образная; ж — порталь-
ная
о □ а
а) б)
в в
х^
д)
QZD
ж)
Линии электроснабжения и связи, элемен-
ты и конструкции ВЛ, СТ СЭВ 160-75:
а —подвес промежуточный двойной; б —
подвес провода (кабеля) на тросе; е — про-
вод (кабель) самонесущий; г — транспози-
ция провода на опоре, в пролете; д —
гаситель вибраций; е — батарея конденсато-
ров в пролете; ж — разъединитель на опо-
ре; з — разрядник на опоре, общее обо-
значение; и — молниеотвод на опоре; к —
светильник на опоре
а)
т> й:
-^- 0\р
9
<"Vj
re;
О i О
т е)
—B-^i
ж)
© —А—
_4_
«;
™|Ог"
S)
Линии электроснабжения и связи, эле-
менты и защита подземных, подводных
линий, Стандарт СЭВ 160 — 75:
а — муфты концевые: прямая, ответви-
тельная; б — муфты: линейная (соединитель-
ная), линейная повышенной надежности и
ответвительная; е —прикрытие, общее обо-
значение; г, з — прикрытие кирпичом, че-
репицей, бетонными плитами, профилиро-
ванной сталью, фольгой из пластмассы;
« — канализация в трубе, в п трубах; к —
канализация в кабельном блоке с тремя от-
верстиями; с 9 отверстиями; л — канализа-
ция в открытом, закрытом кабельных ка-
налах; м~ канализация в кабельном туннег
ле; н — анод защитный
Примечания: 1. В таблице приведены обозначения лишь наиболее употребительных видов
оборудования и, как правило, только основные варианты обозначения.
2. Допускается выполнять графические обозначения в зеркальном изображении.

Таблица 1.15. Условные графические обозначении на планах
Оборудование
Обозначение
Электропроводки н заземления, ГОСТ
2.754-72*:
а —линия проводки, общее обозначение;
б — то же, пример для цепи переменного
тока .50 Гц 6 кВ, выполненной кабелем
ААБ 3x120; в — линия заземления или за-
нуления; г — металлоконструкции, исполь-
зуемые в качестве магистралей заземления,
запулення; Ь — заземлители; е — линия ава-
рийного, охранного 'Освещения; ж — линия
напряжением 36 В и ниже: з — проводка
гибкая
50ГЦ,ЯЮРВ/ЦВ«Й0
Ь) ~Ь)
*)
Электропроводки в трубах и каналах,
гдинопроводы, ГОСТ 2.754 — 72*:
а — труба, прокладываемая скрыто, с от-
меткой заложения; б—группа труб, про-
кладываемых скрыто; в — труба, проклады-
ваемая открыто; г — туннель кабельный;
д — кабельный канал с колодцем; е — тран-
шея кабельная; ж — линия, выполняемая
голыми шинами или проводами; з — ши-
нопровод4"закрытый на стойках; и — то же
на подвесах; к — то же на кронштейнах
-G8
-0,2
Выключатели, переключатели, кнопки,
розетки штепсельные, ГОСТ 2.754 — 72*:
а — выключатель: общее обозначение, од-
нополюсный, двухполюсный; б—переклю-
чатели на два направления однополюсный,
трехполюсный; в — переключатель многопо-
зиционный; г — переключатель числа пар
полюсов; д — переключатель со звезды на
треугольник; е — выключатель кнопочный:
общее обозначение и со встроенной сигналь-
ной лампой; ж — пост кнопочный на две
кнопки; з — извещатель пожарный; и — ро-
зетки штепсельные: общее обозначение, с
защитным контактом, совмещенная с вы-
ключателем
6 dV /у V с? £
a) v *S) 6) е) д)
О ® I®
е)
i
ж; з) а)
Светильники и табло, ГОСТ-2.754-72*:
а — светильники с лампами накаливания,
общее обозначение (два варианта); б — с
люминесцентной лампой; в — с лампой
ДРЛ; г — аварийного освещения; д — указа-
теля аварийного выхода; е — табло на один
сигнал, на три сигнала; ж — прожектор,
общее обозначение
X О
а)
д)
JZZZ-t
S)
О
в;
»)
Q
е)
ж)

1.5. РЯДЫ НОМИНАЛЬНЫХ МОЩНОСТЕЙ, ТОКОВ, НАПРЯЖЕНИЙ
Ряд
номинальных мощностей вращающихся электрических машин, кВт
(ГОСТ 12139-84):
0,12
0,18
0,25
0,37
(0,50)
0,55
0,75
(1,0); 1,1
1,5
(2,0)
2,2
3,0
3,7
4,0
5,5
7,5
(8,0)
11
15
(16)
18,5
22
30
37
45
55
(60)
63
75
90
(100); ПО
132
150
160
185
200
220
250; 280
300; 315
335
375
, 400; 425
450; 475
500; 530
560
600
630; 670
710; 750
800; 850
900; 950
1000
1250
1600
2000
2500
3150
3550
4000
5000
6300
8000
10000
Примечания: 1. Стандарт распространяется на электрические машины постоянного и перемен-
ного тока мощностью до 10 MB А (в таблице приведены данные только по машинам мощностью
0,12 кВт и более).
2. Значения мощностей, указанные в скобках, допускаются только для генераторов.
3. По согласованию между изготовителем а потребителем допускаются также следующие зна-
чения мощностей: 1,8; 9; 13; 17; 20; 25; 33; 40; 50; 80; 125; 1120; 1400; 1800; 2250; 2800;
4500; 5600; 7100; 9000 кВт.
4. Сочетания номинальных мощностей, напряжений и частот вращения электрических машин
переменного тока мощностью 100 кВт и более регламентируются ГОСТ 9630—80Е (электродви-
гатели), ГОСТ 9586-75* Е (генераторы).
Ряд номинальных мощностей силовых трансформаторов и автотрансформаторов, MB*A
(ГОСТ 9680-7711):
0,010
(0,0125)
0,016
(0,020)
0,025
(0,0315)
0,040
(0,050)
0,063
(0,080)
0,100
(0,125)
0,160
(0,200)
0,250
0,320
(0,315)
0,400
(0,500)
0,630
(0,800)
1,00
(1,25)
1,60
(2,00)
2,50
3,20
(ЗД5)
4,00
(5,00)
6,30
(8,00)
10,0
(12,5)
16,0
(20,0)
25,0
32,0
(31,5)
40,0
(50,0)
63,0
80,0
100
125
160
200
250
(315)
400
500
630
800
1000
1250
1600
2000
2500
3150
4000
5000
6300
8000
Примечания 1. Стандарт распространяется на трехфазвые и Однофазньод.(не предназначенные
для работы в составе трехфазных групп) автотрансформаторы и трансформаторы мощностью
0,01 кВ-А и бодее; в таблице приведены данные, начиная только с мощности №ЬкВ-А.
2. Номинальвая мощность однофазного трансформатора, предназначенного для работы в трех-
фазной группе, должна составлять одну треть мощности, указанной в таблице.
3. Для трансформаторов, работающих в блоке с генератором мощностью более 160 MB А,
допускается устанавливать мощность, отличающуюся от указанной в таблице.
4. Значения в скобках принимаются только для специальных трехфазных или предназначенных
для экспорта трансформаторов.
Ряд номинальных токов электрооборудования, А (ГОСТ 6827—76*):
0,1
0,12
1,0
1,25
10
12,5
100
125
1000
1250
10000
(11200)
12500
(14000)
100000
(112000)
125000
(140000)

Ирооолжение
0,16
—
0,2
0,25
_
0,3
0,4
0,5
0,6
0,8
1,6
2,0
2,5
3,15
—
4,0
5,0
— «".
6,3 ,
_ "
8,0
16
—
20
25
—
31,5
—
40
—
50
—
63
—
80
160
—
200
250
—
315
—
400
—
500
—
630
—
800
1600
—
2000
2500
—
3150
—
4000
—
5000
—
6300
—
8000
16000
(18 000)
20000
(22 500)
25000
(28 000)
31500
(35500)
40000
(45 000)
50000
(56 000)
63 000
(71000)
80000
160 000
(180000)
200000
(225000)
250000
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Примечания: 1. Стандарт распространяется на электрооборудование и приемники электро-
энергии постоянного и переменного тока частотой по ГОСТ 6697 — 83 от 0,0001 до 250000 А
(в таблице приведены только значения от 0,1 А и выше). Стандарт не распространяется на
элементы тепловых реле, цепей измерения, контроля, сигнализации и управления и катушки электри-
ческих аппаратов.
2. Значения токов, указанные в скобках, в новых разработках не применять.
3. Подчеркнутые значения токов в диапазоне от 1,0 до 6300 А являются предпочтительными.
4. Для трансформаторов тока допускается принимать, кроме указанных, значения тока 15, 30,
60, 75 и 120 А, а также десятичные кратные им значения.
5. По согласованию между потребителем и изготовителем допускается применение токов 37 500,
75 000 и 150000 А (для преобразовательных агрегатов и предназначенных для них трансформа-
торов), а также 1400 и 2240 А (для существующего оборудования).
Ряд номинальных токов отключения выключателей, кА (ГОСТ 687—78Е):
2,5; 3,2; 4,0; 5,0; 6,3; 8,0; 10; 12,5; 16; 20; 25; 31,5; (35,5); 40; (45); 50; (56); 63;
(71); 80; (90); 100; (112); 125; (140); 160; (180); 200; (224); 250.
Примечание. В скобках приведены значения, применяемые при условии согласования
с заказчиком.
Таблица 1.16. Номинальные токи и отключаемые токи предохранителей на наприжение
3 кВ н выше (ГОСТ 2213-79*Е)
Ток заменяемого эле-
мента, А
Отключаемый ток, кА
Значение для предохранителя
токоограничивающего
2; 2,5; 3,2; 5; 6,3; 8; 10; 16; 20;
25; 31,5; 40; 50; 63: 80; 100; 125;
160; 200; 250; 315; 400; 630; 800;
1000
2,5; 3,2; 4; 5; 6,3; 8; 10; 12,5;
16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63
нетокоограничивающего
2; 2,5; 3,2; 5; 6,3; 8; 10; 16;
20; 25; 31,5; 40; 50; 50; 63;
80; 100; 125; 160; 200
1,6; 2; 2,5; 3,2; 4; 5; 6,3; 8;
10; 12,5; 16; 20
Таблица 1.17. Номинальные наприжения электрических сетей и присоединяемых к ним
источников и приемников энергии до 1 кВ (ГОСТ 721 — 77*)
Постоянный ток, В
Источники
и преобразо-
ватели
6; 12; 28,5; 48;
62; 115; 230;
460
Сети и
приемники
6; 12; 27; 48;
60; ПО; 220;
440
Переменный ток, В
Источники и преобразователи
Однофазный
ток
6; 12; 28,5;
42; 62; 115;
230
Трехфазный
ток1
42; 62; 230;
400; 690
Сети и приемники
Однофазный
ток
6; 12; 27; 40;
60; ПО; 220
Трехфазный
ток1
40; 60; 220;
380; 660
1 Междуфазные значения напряжения.

Таблица 1.18. Номинальные напряжения электрических сетей и присоединенных к ним
источников и приемников энергии свыше 1 кВ (ГОСТ 21128—83)
■ " , Номинальное междуфазное напряжение, кВ
Сети
и приемники
(3)
6
10
20
35
ПО
(150)
220
330
500
750
1150
Генераторы
и синхронные
компенсаторы
(3,15)
6,3
10,5
21,0
Трансформаторы и автотрансформаторы
с РПН и без РПН
Первичные
обмотки
(3) и (3,15)
6 и 6,3*
10 и 10,5*
20
20 и 21*
35
35 и 36,75*
110 и 115
(158)
220 и 230
330
500
750
1150
Вторичные
обмоткн
(3,15) и (3,3)
(3,15)
6,3 и 6,6
10,5 и 11
22
38,5
121
115 и 121
(165)
(158).
242
230 и 242
347
330
525
787
Наибольшее
рабочее напряжение
оборудования, кВ
(3,6)
7,2
12
24
40,5
126
(172)
252 .
363
525"
787
1200
* Для трансформаторов и автотрансформаторов, присоединяемых непосредственно к шинам гене-
раторного напряжения электрических станций или к выводам генераторов.
Примечания: 1. В табл. 1.17 и 1.18 указаны только напряжения установок общепромыш-
ленного применения, без учета напряжений, допускаемых для установок специального назначения
(автономные системы средств транспорта и т. п.). "'*-.•
2. Напряжения, указанные в скобках, для вновь проектируемых сетей не рекомендуются.
3. Номинальные напряжения трансформаторов относятся к основному ответвлению, дробью
указаны величины напряжения трансформаторов с РПН- (знаменатель) и без РПН (числитель).
4. Для угольной промышленности может также применяться напряжение 1140 В для приемни-
ков и 1200 В для источников.
5. Для турбогенераторов 100 МВт и выше, гидрогенераторов 50 МВт и выше, синхронных
компенсаторов 160 MB-А и выше присоединяемых непосредственно к иим первичных обмоток
трансформаторов и соответствующего оборудования допускаются номинальные напряжения 13,8; 15,75;
18; 20; 24 и 27 кВ; напряжения выше 27 кВ допускаются по согласованию между заказчиком
и изготовителем.
6. Для синхронных компенсаторов допускаются номинальные напряжения 6,6; 11 и 22 кВ.
7. Дополнительно к указанным для общепромышленного применения допускаются напряжения:
а) переменного тока 24 В (однофазные), 36 и 42 В; б) постоянного тока 2,4; 4,5; 9; 24 В —
для химических источников тока и присоединенных к ним приемников, а также 24 В для ранее
разработанного оборудования и сетей общепромышленного назначения.

1.6. ДОПУСТИМЫЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НАГРЕВА
Таблица 1.19. Допустимые температуры нагрева оборудования и токоведущих частей
Наименование оборудования, токоведущей части
1. Токоведущие (за исключением контактов и контактных
соединений) и нетоковедущие металлические части:
неизолированные и не соприкасающиеся с изоляционны-
ми материалами
изолированные или соприкасающиеся с изоляционными
материалами классо» нагревостойкости по ГОСТ 8865 — 70*:
Y v
А
Е
В
F
Н н С
2. Контакты из меди и медных сплавов:
без покрытий в воздухе /в элегазе/ в изоляционном
масле
с накладными серебряными пластинами:
в воздухе и элегазе, скользящие и стыковые
в изоляционном масле
с покрытием серебром:
в воздухе скользящие/стыковые
в элегазе/в изоляционном масле
3. Контакты стыковые, размыкаемые без трения — взаим-
ного скйльжения и замыкающиеся без удара, из меди
и медных сплавов в воздухе с покрытием серебром тол-
щиной не менее 24 мкм
4. Контактные соединения из меди, алюминия и их спла-
вов в воздухе /в элегазе/ в изоляционном масле:
без покрытий
с покрытием оловом
5. Контактные соединения из меди и медных сплавов
в воздухе/в элегазе/в изоляционном масле:
с покрытием серебром
с покрытием никелем
6. Контактные соединения из алюминия и его сплавов
в воздухе /в элегазе/ в изоляционном масле:
с покрытием серебром
с покрытием никелем
7. Контакты металлокерамические вольфрам- и молиб-
денсодержащие на основе меди/серебра
8. Выводы аппаратов из меди, алюминия и их сплавов,
предназначенные для соединения с внешними проводни-
ками электрических цепей:
без покрытия/с покрытием оловом
с покрытием серебром при отсутствии/наличии сере-
бряного покрытия контактной поверхности внешнего
проводника
9. Разборные и неразборные контактные соединения шин,
проводов или кабелей классов 1 и 2 до ГОСТ
10434—82* в установках, свыше 1 кВ при материале
проводников:
медь, алюмомедь, алюминий и его сплавы при за-
щитных покрытиях рабочих поверхностей неблагород-
ными металлами/без покрытий
медь и ее сплавы без изоляции или с изоляцией
классов В, F и Н по ГОСТ 8865-70* с защитным
покрытием серебром
10. Предохранители переменного тока на напряжение
3 кВ и выше:
Допустимая
температура
нагрева, °С
120
80
95
105
120
140
165
75/90/80
120
90
105/120
105/90
120
90/105/90
105/105/90
120/120/90
110/115/90
110/120/90
105/110/90
85/90
90/100
105/120
—
—
Допустимое
превышение
температуры, °С
85
45
60
70
85
105
130
40/55/45
85
55
70/85
70/55
85
55/70/55
70/70/55
85/85/55
75/80/55
75/85/55
70/75/55
50/55
55/65
70/85
50/40
65

Продолжение табл. 1.19
Наименование оборудования, токоведущей части
контактные соединения из меди, алюминия или их
сплавов н воздухе без покрытия /с покрытием сереб-
ром/ с покрытием оловом:
с разъемным контактным соединением, осуществляе-
мым пружинами;
с разборным соединением (нажатие болтами или
винтами), в том числе выводы предохранителя;
металлические части, используемые как пружины:
из меди
из фосфористой бронзы и аналогичных сплавов
из бериллиевой бронзы и куниала
из углеродистой конструкционной стали
Изоляционные материалы или металлические части, со-
прикасающиеся с изоляционными материалами классов на-
гревостойкостн по ГОСТ 8865-70*:
Y/A/E
B/F/H и С
11. Сухие трансформаторы с обмотками классов нагре-
востойкости по ГОСТ 8865-70*:
А/Е/В
F/H
12. Изоляционное масло в верхнем слое аппаратов
13. Трансформаторы тока, встроенные в масляные вы-
ключатели, трансформаторы, реакторы:
обмотки
магнитопроводы
14. Трансформаторы, автотрансформаторы и масляные
реакторы:
обмотки
поверхности магнитопровода и конструктивных элемен-
тов
масло или другой жидкий диэлектрик в верхних слоях
при исполнении герметичном/негерметичном
болтовые соединения токоведущих зажимов съемных
вводов в масле/в воздухе
15. Контактные соединения устройств регулирования на-
пряжения силовых трансформаторов под нагрузкой (РПН)
при работе на воздухе/в масле:
из меди, ее сплавов и медьсодержащих композиций
без покрытия серебром:
с нажатием болтами или.другими элементами, обес-
печивающими жесткость соединения
с нажатием пружинами и самоочищающиеся в процессе
переключения
с нажатием пружинами и не самоочищающиеся в про-
цессе переключения
из меди и ее сплавов с гальваническим покрытием
серебром:
с нажатием болтами или другими элементами, обес-
печивающими жесткость соединения
с нажатием пружинами и самоочищающиеся в процес-
се переключения
с нажатием пружинами и не самоочищающиеся в
процессе переключения
из серебра, серебросодержащих композиций, меди и ее
сплавов с уплотненным покрытием серебром толщиной
ие менее 60 мкм:
с нажатием болтами или другими элементами, обеспе-
чивающими жесткость соединения;
с нажатием пружинами и самоочищающиеся в процес-
се переключения;
Допустимая
температура
нагрева, "С
75/105/95
90/115/105
75
105
150
130
90/105/120
130/155/180
—
—
90
—
—
—
—
—
—
—
—
—
■Ь
\
—
—
—
—
Допустимое
превышение
температуры, °С
35/65/55
50/75/65
35
65
ПО
90
50/65/80
90/115/140
60/75/80
100/125
55
10
15
65
75
60/55
85/65
40/25
35/20
20/10
65/35
55/20
40/20
80/35
70/20

Продолжение табл. 1.19
Наименование оборудования, токоведущей части
с нажатием пружинами и не самоочищающиеся в про-
цессе переключения
16. Токоведущие и нетоковедущие металлические части
устройств РПН при работе на воздухе/в масле:
неизолированные или соприкасающиеся с изоляционными
материалами, а также детали из изоляционньк материалов
классов нагревостойкости по ГОСТ 8865 — 70*:
. Y ^
A t
Е
В, F, Н и С
токоограничивающий реактор в конце половины цикла
переключений при номинальном токе
17. Токоведущие жилы силовых кабелей:
в режиме длительном/аварийном при изоляции:
поливинхлоридный пластикат и полиэтилен
вулканизирующийся полиэтилен
резина
резина повышенной теплостойкости
с пропитанной бумажной изоляцией при вязкой/обед-
ненной пропитке и номинальном напряжении, кВ:
1 и 3
6
10
20 »
35
маслонаполненные на напряжение, кВ, в режиме дли-
тельном/аварийном:
110-220
330-500 и марок МНСА и МНСК
18. Синхронные компенсаторы с изоляцией микалентной
компаундированной / термореактивной:
обмотка статора при охлаждении:
косвенном воздушном
косвенном водородном с избыточным давлением, МПа:
0,1
0,2
обмотка ротора при воздушном или водородном ох-
лаждении независимо от давления
активная сталь статора независимо от давления
19. Машины электрические вращающиеся:
обмотки переменного тока машин мощностью 5,0 MB-А
и выше или с длиной сердечника 1 м и более при
изоляции классов нагревостойкости по ГОСТ 8865 — 70
А/Е/В
F/H
обмотки переменного тока машин мощностью менее
5,0 MB • А или с длиной сердечника менее 1 м, а также
соединенные с коллектором якорные обмотки и обмотки
возбуждения машин постоянного и переменного тока
с возбуждением постоянным током (кроме указанных ниже)
при изоляции классов нагревостойкости по ГОСТ 8865 — 70:
А/Е/В
F/H
обмотки возбуждения неявнополюсных машин с возбуж-
дением постоянным током для изоляции классов нагре-
востойкости B/F/H
однорядные обмотки возбуждения с оголенными поверх-
ностями при изоляции классов нагревостойкости по ГОСТ
8865-70:
Допустимая
температура
нагрева, °С
—
—
—
—
-
—
70/80
90/130
65/-
90/-
80/80
65/75
60/-
55/-
50/-
85/90
75/80
105/120(140)
95/110
90/105
130(150)
105/120(140)
—
—
—
—
—
Допустимое
превышение
температуры, °С
55/20
40/-
55/35
65/35
80/35
200
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
60/70/80
100/125
60/75/80
100/125
90/110/135

Продолжение табл. 1.19
■ Наименование оборудования, токоведущей части
А/Е/В
F/H
изолированные обмотки, непрерывно замкнутые на себя,
а также сердечники и другие стальные части, соприка-
сающиеся с изолированными обмотками при изоляции
классов нагревостойкости по ГОСТ 8865—70:
А/Е/В
F/H
Коллекторы н контактные кольца, незащищенные и за-
щищенные при изоляции классов нагревостойкости по
ГОСТ 8865-70:
А/Е/В
F/H
Подшипники скольжения/качения
Допустимая
температура
нагрева, СС
—
—
—
*»-- —
—
80Д00
Допустимое
превышение
температуры, °С
65/80/90
110/135
60/75/80
100/125
60/70/80
-90/100
—
Примечания: 1. Данные пп. 1—8 и 12 таблицы основаны на ГОСТ 8024—84 «Аппараты
и электрические устройства переменного тока на напряжение свыше 1000 В. Нормы иагрева при
продолжительном режиме работы и методы испытаний». ГОСТ 8024—84 распространяется на электри-
ческие аппараты (в том числе встраиваемые в КРУ, КТП): выключатели, разъединители, отде-
лители и их привода; на КРУ, трансформаторы тока, токоограничивающие реакторы, тожопроводы,
проходные изоляторы. В таблице также использованы ГОСТ 11677—85 (трансформаторы силовые),
ГОСТ 2213-79*Е (предохранители), ГОСТ 18409-73*Е, 24183-80*, 18410-73*Е, 16441-78* (кабели
силовые), ГОСТ 10434—82* (соединения контактные), ГОСТ 24126—80 (устройства регулирования
напряжения трансформаторов), ГОСТ 609 — 84 (компенсаторы синхронные), ГОСТ 183 — 74* (машины
электричесхие вращающиеся).
2. Данные таблицы (кроме специально оговоренных случаев) относятся к работе аппаратов
и устройств при продолжительном и повторно-кратковременном режимах работы и при температуре
окружающего воздуха от —60 до +40 °С, при этом превышения температуры даны над эффек-
тивной температурой воздуха + 35°С. Значения допустимых превышений температуры для аппаратов
и устройств, используемых при температуре окружающего воздуха ниже верхнего значения рабочей
температуры, могут быть увеличены так, чтобы температуры нагрева не превышали установленных
норм. Температура окружающего воздуха, начиная с которой и ниже допустимо увеличение тока
нагрузки до 120% номинального значения, сообщается изготовителем.
3. Для изоляциовного материала класса С приведенные в пп. 1 и 10 значения являются
наибольшей температурой нагрева, при которой характеристики соседних частей Могут изменяться
в пределах норм, предусмотренных в стандартах и технических условиях на конкретные виды ап-
паратов.
4. Указанные в таблице температуры и превышения температуры допускаются для таких
контактов и контактных соединений с покрытием, у которых слой покрытия не повреждается после
испытаний на износостойкость. Если обнаруживается обнажение основного металла в зоне контак-
тирования, нормы нагрева устанавливаются как для контактов и контактных соединений баз покрытий.
5. Если контактные поверхности имеют разное покрытие, то нормы нагрева принимаются по
детали, для которой нормы нагрева имеют меньшее значение.
6. Данные таблицы не распространяются на части аппаратов, находящиеся в вакууме.
7. Нормативы п. 9 соответствуют эффективной температуре воздуха +40°С.
8. Нормативы в пп. 11, 14—16 определены относительно воздуха со среднесуточной темпера-
турой 30 и среднегодовой 20 °С и воды с температурой у входа в охладитель 25 "С. При большей
температуре воды превышения температуры обмоток должны быть уменьшены на 8 °С.
9. Превышения температуры в п. 13 приведены относительно температуры масла; при темпе-
ратуре масла ниже допустимой (90 для выключателей и 95 "С для трансформаторов, автотрансфор-
маторов и реакторов) допустимое превышение температуры может быть соответственно увеличено,
но не более чем на 10 °С. '%
10. Превышение температуры отдельных частей масляных заземляющих дугогасящих реакторов
может превышать значения, приведенные в п. 14, на 10 °С при номинальном напряжении реактора
и на 20 °С при наибольшем рабочем напряжении ■ реактора в положешга, соответствующем
наибольшему предельному току.
11. В п. 14 в числителе приведен норматив для исполнения герметичного или с устройством,
полностью защищающим жидкий диэлектрик от соприкосновения с окружающим воздухом, в знаменате-
ле — для остальных случаев.
12. В трансформаторах мощностью более 63 MB-А в отдельных точках магнитопровода и кон-
структивных элементов допускается превышение температуры поверхности до 85 °С, если это превы-
шение не превзойдено в других режимах, т. е. на неосновных ответвлениях.
13. Аварийный режим по п. 17 разрешается на период до 8 ч в сутки и не более 1000 ч
за срок службы кабеля. Норматив для вязкой пропитки распространяется также на случай бумажной
изоляции, пропитанной нестекающим составом. Нормативы для маслоиаполневных кабелей допустимы
при засыпке траншей с кабелями грунтом с улучшенными тепловыми свойствами и при среднесуточном
значении коэффициента тока нагрузки не более 0,8. Аварийный режим допускается' продолжительностью

Продолжение табл. 1.19
не более 100/50 ч соответственно при коэффициенте среднесуточного тока не более 0,8; в течение
года допускается только один случай работы кабеля в таком режиме.
14. Превышение температуры контактных соединений бетонных реакторов над температурой
окружающего воздуха не должно быть более 65 °С.
15: Данные п. 18 относятся к изоляции класса В, в скобках приведены отдельные нормативы
для изоляции класса F. Нормативы по п. 18 даны для измерения температуры термометром
сопротивления, уложенным в паз по сопротивлению обмотки. При использовании компаундов с тем-
пературой размягчения 130°С и выше нормативы по п. 18 для микалентной компаундированной
изоляции класса В могут быть повышены до 120 "С.
16. Нормативы п. 19 соответствуют температуре газообразной охлаждающей среды 40 и охлаж-
дающей воды 30 °С при измерении температуры методом сопротивления, методом температурных
индикаторов, уложенных в паз, и методом термометра. Для обмоток статора машин переменного
тока с воздушным охлаждением .» турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток на номиналь-
ное напряжение свыше'11,0 кВ нормативы таблицы при измерении температурным индикатором должны
быть снижены на каждые полные или неполные 1000 В на 1,0 °С и свыше 17,0 кВ — дополнительно
на 0,5 °С. Норматив для подшипников соответствует температуре масла 65 °С.
17. Температура нагрева проводников при коротком замыкании должна быть не выше следующих
предельно допустимых значений, "С (ПУЭ-86, ГОСТ 11677-85 и 24183-80*):
шины медные и их контактные соединения 300
шины алюминиевые и контактные соединения проводников из алюминия, алюмомеди,
сплавов алюминия, а также соединения этих проводников с медными ...... 200
шины стальные, не имеющие непосредственного соединения с аппаратом, в том числе
заземляющие проводники и их контактные соединения 400
то же с непосредственным присоединением к аппарату 300
кабели с бумажной пропитанной изоляцией на напряжение до 10/(20 — 220) кВ . . . 200/130
кабели и изолированные провода с медными и алюминиевыми жилами и изоляцией
поливинилхлоридной/резиновой 160/150
то же полиэтиленовой/из резины повышенной теплостойкости или вулканизирующего
полиэтилена 130/250
медные неизолированные провода при тяжении до 20/(20 и более) МПа 250/200
алюминиевые неизолированные провода при тяжении до 10/(10 и более) МПа . . . 200/160
алюминиевая часть сталеалюминиевых проводов 200
обмотки масляных трансформаторов и трансформаторов с жидким диэлектриком
с обмотками из меди/алюминия 250/200
обмотки сухих трансформаторов с обмотками из меди/алюминия и изоляцией классов
нагревостойкости по ГОСТ 8865—70*:
А 180/180
Е 250/200
В, F, Н 350/200
1.7. КАТЕГОРИИ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ
ПРИ ОБЕСПЕЧЕНИИ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемиики разделяются
на три категории (табл. 1.20).
Таблица 1.20. Условия обеспечения надежности электроснабжения потребителей
Категория
электро-
приемников
Требования к надежности
электроснабжения
Условия обеспечения
надежности электро-
снабжения
Примечание
I категория
Перерыв в электро-
снабжении не должен
повлечь за собой: опас-
ность для жизни людей,
значительный ущерб на-
родному хозяйству, по-
вреждение дорогостоя-
щего основного обору-
дования, массовый брак
Обеспечение электро-
энергией от двух неза-
висимых взаимно ре-
зервирующих источни-
ков питания и перерыв
их электроснабжения
при нарушении элект-
роснабжения от одного
из источников питания
В качестве третьего не-
зависимого источника
питания для особой груп-
пы электроприемников и
в качестве второго неза-
висимого источника пи-
тания для остальных
электроприемников I ка-
тегории могут быть ис-

Продолжение табл. 1.20
Категория
.злектро-
праемников
I категория
г
1
Особая груп-
па I категории
II категория
Требования к надежности
электроснабжения
продукции, расстройст-
во сложного технологи-
ческого процесса, нару-
шение функционирова-
ния особо важных эле-
ментов коммунального
хозяйства
Бесперебойная рабо-
та связана с необходи-
мостью безаварийного
останова производства
с целью предотвраще-
ния угрозы жизни лю-
дей, взрывов, пожаров
и повреждения дорого-
стоящего основного
оборудования
Перерыв в электро-
снабжении не должен
приводить к массовому
недоотпуску продукции,
массовым простоям ра-
бочих механизмов и
промышленного тран-
спорта, нарушению нор-
мальной деятельности
значительного количе-
ства городских и сель-
ских жителей
Условия обеспечения
надежности электро-
снабжения
может быть допущен
лишь на время автома-
тического, восстановле-
ния питания
Электроснабжение
электроприемников I
категории с особо слож-
ным непрерывным тех-
нологическим процес-
сом, требующим дли-
тельного времени на
восстановление рабоче-
го режима, при наличии
технико- экономических
обоснований рекомен-
дуется осуществлять от
двух независимых вза-
имно резервирующих
источников питания, к
которым предъявляют-
ся дополнительные
требования, определяе-
мые особенностями тех-
нологического процес-
са
Для электроснабже-
ния особой группы I ка-
тегории должно преду-
сматриваться дополни-
тельное питание от
третьего независимого
взаимно резервирующе-
го источника питания
Обеспечение электро-
энергией от двух неза-
висимых взаимно резер-
вирующих источников
питания
Примечание
пользованы местные
электростанции, элект-
ростанции энергосистем
(в частности, шины гене-
раторного напряжения),
специальнью агрегаты
бесперебойного питания,
аккумуляторные батареи
и т. п.
Если резервированием
электроснабжения нель-
зя обеспечить необходи-
мой непрерывности тех-
нологического процесса
или если резервирование
электроснабжения эконо-
мически нецелесообраз-
но, должно быть осу-
ществлено технологичес-
кое резервирование, на-
пример, путем установки
взаимно резервирующих
технологических агрега-
тов, специальных. уст-
ройств безаварийного ос-
танова технологическо-
го процесса, действую-
щих при нарушении
электроснабжения
■ч
При нарушении элект-
роснабжения от одного
из источников питания
допустимы перерьшы
электроснабжения на
время, необходимое для
включения резервного
питания дежурным пер-
соналам или выездной
оперативной бригадой
Допускается питание
по одной ВЛ, в том числе
с кабельной вставкой,
если обеспечена возмож-
ность проведения ава-
рийного ремонта этой
линии за время не бо-
лее 1 сут
■ Кабельные вставки
этой линии должны вы-
полняться двумя кабеля-
ми, каждый из которых

Продолжение табл. 1.20
Категория
электро-
приемников
II категория
\
III категория
Требования к надежности
электроснабжения
т
f
Не подходящие для
категорий I и II
Условия обеспечения
надежности электро-
снабжения
Электроснабжение
может выполняться от
одного источника пита-
ния при условии, что
перерывы электроснаб-
жения, необходимые
для ремонта или заме-
ны поврежденного эле-
мента системы электро-
снабжения, не превыша-
ют 1 сут
Примечание
выбирается по наиболь-
шему, длительному току
ВЛ. Допускается питание
по одной кабельной ли-
нии, состоящей не менее
чем из двух кабелей, при-
соединенных к одному
общему аппарату
При наличии центра-
лизованного резерва
трансформаторов и воз-
можности замены повре-
дившегося трансформа-
тора за время не более
1 сут допускается пита-
ние электроприемников
от одного трансформа-
тора
1.8. КАТЕГОРИИ ПРОИЗВОДСТВ ПО ПОЖАРНОЙ ОПАСНОСТИ
Таблица 1.21. Пожарная опасность промышленных зданий и сооружений в зависимости
от технологической характеристики
Категория
производств
по пожарной
опасности
А
Характеристика пожарной опасности
технологического процесса
Производства, связанные с приме-
нением: веществ, воспламенение или
взрыв которых может последовать
в результате воздействия воды или
кислорода воздуха; жидкостей с тем-
пературой вспышки паров 28 °С и
ниже; горючих газов, нижний пре-
дел взрываемости которых 10% и
менее к объему воздуха; газов и
жидкостей в количествах, которые
могут образовать с воздухом взры-
воопасные смеси
' Производство
Водородные станции; склады бал-
лонов для горючих газов; склады
бензина; стационарные кислотные
и щелочные аккумуляторные поме-
щения электростанций; насосные стан-
ции по перекачке жидкости с темпе-
ратурой вспышки паров 28 °С и ни-
же и т. п.

Продолжение табл. 1.21
Категория
производств
по пожарной
опасности
Б
В
Г
Д
Характеристика пожарной опасности
технологического процесса
Производства, связанные с приме-
нением: жидкости с температурой
вспьшгки паров 28 —120 °С; горючих
газов, нижний предел взрываемости
которых более 10% к объему воз-
духа; этих газов и жидкостей в ко-
личествах, которые могут образо-
вать с воздухом взрывоопасные
смеси; технологий, в которых выде-
ляются переходящие во взвешенное
состояние горючие -волокна или
пыль и в таком количестве, что
они. могут образовать взрывоопас-
ные смеси
Производства, связанные с обра-
боткой или применением твердых
сгораемых веществ и материалов,
а также жидкостей с температурой
вспышки паров выше 120 "С
Производства, связанные с обра-
боткой несгораемых веществ и ма-
териалов в горючем, раскаленном
или расплавленном состоянии и
сопровождающиеся выделением теп-
ла, систематическим выделением
искр и пламени, а также, ■ производ-
ства, связанные с сжиганием твер-
дого, жидкого и газообразного топ-
лива
Производства, связанные с обра-
боткой несгораемых веществ и ма-
териалов в холодном состоянии
Производство
Цехи приготовления и транспорти-
рования угольной пыли и древесной
муки; промывочно-пропарочные стан-
ции цистерн и другой тары от мазута
и других жидкостей, имеющих тем-
пературу вспышки паров 28—120°С;
выбойные н размольные отделения
мельниц; дробильные установки для
фрезерного торфа; мазутное хозяй-
ство электростанций; насосные стан-
ции для перекачки жидкостей с темпе-
ратурой вспышки паров 28—120 °С
и т. п.
Цехи регенерации смазочных ма-
сел; склады горючих и смазочных ма-
териалов; открытые склады масла и
масляное хозяйство электростанций;
трансформаторные мастерские; рас-
пределительные устройства с выклю-
чателями и аппаратурой, содержащей
более 60 кг масла в единице оборудо-
вания; транспортные галереи и эстака-
ды для угля и торфа; закрытые скла-
ды угля; пакгаузы смешанных грузов;
насосные станции по перекачке жид-
костей с температурой вспышки паров
выше 120 °С и т. п.
Сварочные цехи; главные корпуса
электростанций; распределительные
устройства с выключателями и
аппаратурой, содержащей масло ме-
нее 60 кг в единице оборудования;
лаборатории высокого напряжения,
котельные и т. п
% ■
Воздухонадувные и компрессорные
станции воздуха и других негорючих
газов; щиты управления, водоочистка,
багерная, насосная, золошлакоот-
стойник, насосные и водоприемные
устройства электростанций; углекис-
лотные и хлораторные установки;
градирни; насосные станции для пе-
рекачки негорючих жидкостей и т. п.

1.9. СРЕДСТВА ПОЖАРОТУШЕНИЯ
Таблица 1.22. Ввды средств пожаротушения
Средства пожаро-
тушения
Область применения
Основные данные
Примечание
Песок
Асбестовое па-
лотно, войлок,
кошма
Огнетушитель
химический пен-
ный ОХП-10
Углекислотные
огнетушители
Огнетушитель
воздушно-пенный
передвижной
ОВП-100
Огнетушитель
воздушно-пенный
универсальный
ОВПУ-250
Тушение загораний и
небольших очагов по-
жаров горючих жидко-
стей (мазут, солярка,
масла и т. п.) и ограни-
чение их растекания
Тушение небольших
загораний, горение ко-
торых не может про-
исходить без доступа
воздуха
Тушение пожара твер-
дых материалов и раз-
личных горючих жидко-
стей на площади не
более .1 м2
Для тушения пожа-
ров в электроустанов-
ках, находящихся под
напряжением не более
380 В
Тушение загораний и
начинающихся пожа-
ров, за исключением
щелочных" материалов,
веществ, горение кото-
рых происходит без
доступа воздуха, элект-
роустановок, находя-
щихся под напряжением
То же
Сухой песок без по-
сторонних примесей
Размеры полотна."
1x1 м; 2x1,5 м;
2x2 м
1. Производитель-
ность по пене не менее
43,5 л
2. Дальность струи
пены не менее 6 м
3. Продолжитель-
ность действия 60 + 5 с
4. Масса (с зарядом)
14 кг
Переносные огнету-
шители ОУ-2, ОУ-5 и
ОУ-8 имеют вмести-
мость 2: 5 и 8 л и обшую
массу соответственно 7;
13 и 20 кг
Передвижные огнету-
шители ОУ-25 и ОУ-80
имеют вместимость 25
и 80 л и общую массу
соответственно 73 и
220 кг. Эффективная
длина углекислотной
струи 2 — 3,5 м. Время
интенсивного действия
при температуре 20 °С
от 15 до 90 с
1. Вместимость 100 л
2. Дальность струи
пены 5 м
3. Продолжитель-
ность действия 90 + 10 с
4. Общая масса 160 кг
1. Вместимость 275 л
2. Дальность струи
пены 8 —10 м
3. Продолжитель-
ность действия 125 + 15 с
4. Общая масса 450 кг
Песок может быть
заменен флюсами,
карналитом, кальци-
нированной содой и
другими негорючими
материалами
Хранение в сверну-
том виде в закрытом
металлическом ящи-
ке
Огнетушитель
ОХВП-10 имеет пен-
ную насадку, увели-
чивающую выход пе-
ны в 10 раз
Эффективное дей-
ствие огнетушителей
при температурах ок-
ружающего воздуха
не ниже -25°С
Устанавливается
стационарно в отап-
ливаемых помещени-
ях с температурой от
+ 3 до +50°С

Продолжение табл. 1.22
Средства
пожаротушения
Область применения
Основные данные
Примечание
Порошковый
огнетушитель
ОП-1 «Момент»
Установка воз-
душно-механиче-
ской пены
Установки рас-
пыленной воды
Огнетушители
порошковые:
ОП-2Б
ОП-ЮС «Про-
гресс»
ОПУ-2, унифи-
цированный
Тушение загораний
легковоспламеняющих-
ся и горючих жидкос-
тей, лаков, красок,
пластмасс, а также элек-
трооборудования, нахо-
дящегося под напряже-
нием 380 В
Тушение горящей
нефти и нефтепродук-
тов
Все виды загораний,
за исключением туше-
ния горящей нефти и
нефтепродуктов
Тушение бытовых по-
мещений, транспорта и
электроустановок до
1 кВ
Тушение твердых,
жидких, газообразных
веществ и электроуста-
новок до 1 кВ
Предназначен для за-
щиты помещений, тран-
спорта и электроуста-
новок до 1 кВ
1..Дальность порош-
ковой струи 2 м
2. Продолжитель-
ность действия 10 с
3. Общая масса 1,4 кг
Воздушно-механиче-
ская пена состоит из
воздуха, воды и пено-
образователя и по спо-
собу приготовления бы-
вает низкой (до 10),
средней (11—200) и вы-
сокой (201 -1000) крат-
ности. Для приготовле-
ния пены низкой крат-
ности применяют оро-
сители ОПД-15, сред-
ней кратности — паро-
генераторы ГВП-200,
ГВП-600 и ГВП-2000 и
высокой кратности —
специальные аппараты,
оборудованные венти-
ляторами
Для получения распы-
ленной воды при туше-
нии пожаров на транс-
форматорах устанавли-
ваются дренчерные оро-
сители ОПД-16, в ос-
тальных случаях (ка-
бельные сооружения,
маслохозяйство и
т.п.) —дренчерные оро-
сители ДВ, ДВМ и
ДШ-8
1. Вместимость 2л
2. Дальность порош-
ковой струи 2,5 м
3. Продолжитель-
ность действия Юс
4. Общая масса 3,2 кг
1. Вместимость 10 я
2. Дальность порош-
ковой струи 8 м
3. Продолжитель-
ность действия 15 с
4. Общая масса 19 кг
1. Вместимость 2 л
2. Дальность порош-
ковой струи 4 м
3. Продолжитель-
ность действия 8 с
4. Общая масса 3,6 кг
Воздушно-механи-
ческая пена низкой
кратности использу-
ется для тушения по-
жаров на трансфор-
маторах и реакторах,
средней кратности —
в кабельных сооруже-
ниях и мазутохозяй-
ствах
Выпускается в ме-
таллическом или пла-
стмассовом корпусе

Продолжение табл. 1.22
Средства
пожаротушения
ОПУ-5, унифи-
цированный
«Р.
ОПУ-10, унифи-
цированный
ОПУ-50, унифи-
цированный
ОПА-ШО, уни-
фицированный
Область применения
То же
» »
» »
Предназначен для
зашиты объектов на-
родного хозяйства и
электроустановок до
1 кВ
Основные данные
1. Вместимость 5 л
2. Дальность порош-
ковой струи 5 м
3. Продолжитель-
ность действия 12 с
4. Общая масса 10,8 кг
1. Вместимость 10 л
2. Дальность порош-
ковой струи 5 м
3. Продолжитель-
ность действия 15 с
4. Общая масса 16,5 кг
1. Вместимость 50 л
2. Дальность порош-
ковой струи 15 м
3. Продолжитель-
ность действия 20 с
4. Общая масса 90 кг
1. Вместимость 100 л
2. Дальность порош-
ковой струи 24 м
3. Продолжитель-
ность действия 20 с
4. Общая масса 170 кг
Примечание
1.10. ОБЕСПЕЧЕНИЕ
БЕЗОПАСНОСТИ ТРУДА
Основные положения безопасности тру-
да, предъявляемые к производственному обо-
рудованию, производственным процессам и
к средствам защиты работающих, определя-
ются разработанной Госстандартом СССР
системой стандартов безопасности труда
(ССБТ).
Система ССБТ включает в себя комплекс
взаимосвязанных стандартов, направленных
на обеспечение безопасности труда, сохране-
ния здоровья и работоспособности человека
в процессе труда (табл. 1.23).
Требования к безопасности проведения
электрических испытаний, нормы допусти-
мого воздействия на человека электриче-
ского поля и допустимые уровни звуковрго
давления приведены в табл. 1.24—1.28.
Таблица 1.23. Классификация стандартов
ССБТ
Шифр
подсистемы
ССБТ
0
Наименование подсистемы
Организационно-методиче-
ские стандарты основ построе-
ния системы
Государственные стандарты
требований и норм по видам
опасных и вредных производ-
ственных факторов
Стандарты требований безо-
пасности к производственному
оборудованию
Стандарты требований безо-
пасности к производственным
процессам
Стандарты требований к
средствам защиты работаю-
щих

Таблица 1.24. Требования к размещению средств испытаний и рабочим местам при
электрических испытаниях и измерениях (ГОСТ 12.3.019—80)
Расстояния токоведущих
частей объектов и средств
испытаний от заземленных
элементов *
£/«■„- кВ
От 1 до d
Свыше 6 до 10
Свыше 10 до 20
Свыше 20 до 50
Свыше 50 до 100
Свыше 100 до 250
Свыше 250 до 400
Свыше 400 до 800
/, м
0,17
0,23
0,3
0,5
1
1,5
2,5
4
Расстояния между времен-
ными ограждениями,
выполненными из изоля-
ционных материалов,
и токоведущими частями
электроустановки
^ном. кВ
От 1 до 15
Свыше 15 до 35
Свыше 35 до 110
150
220
/, м
0,35
0,6
1,5
2
2,5
Расстояния от соедини-
тельных проводов средств
испытаний до токоведу-
щих частей объектов,
находящихся под
напряжением
ином. к&~
От 1 до 15
Свыше 15 до 35
Свыше 35 до ПО
150
220
/, м
0,7
1
1,5
2
2,5
Воздушные зазоры
между токоведущими
частями, находящи-
мися под испыта-
тельным напряжени-
ем, и токоведущими
частями того же
объекта, находящи-
мися под рабочим
напряжением
^ном. кВ
6
10
15
20
35
/, м
0,125
0,15
0,2
0,25
0,5
* Расстояния токоведущих частей средств и объектов испытаний от временных ограждений,
выполненных в виде сплошных жестких щитов из изоляционных материалов, а также от стен из
изоляпионных материалов должно быть вдвое больше приведенных.
** Для испытательного напряжения промышленной частоты и постоянного тока.
Таблица 1.25. Перечень опасных (вредных) факторов, могущих возникнуть в рабочей
зоне при электрических испытаниях, и наименование документов, регламентирующих
допустимые значения этих факторов, методы их контроля
Наименование опасного
(вредного) фактора
Недопустимое значение тока в цепи
при его воздействии на организм чело-
века
Повышенный уровень ультразвука
Повышенный уровень шума
Повышенный уровень ионизирующих
излучений
Повышенный уровень лазерного из-
лучения
Повышенная напряженность электро-
магнитного поля радиочастот
Повышенная напряженность электри-
ческого поля токов промышленной
частоты напряжением 400 кВ и выше
Наименование документа,
регламентирующего предельно допустимое
значение фактора и методы контроля
Санитарно-гигиенические нормы на предельно
допустимые токи при их воздействии на орга-
низм человека, № 1978 — 79, утвержденные Мин-
здравом СССР
ГОСТ 12.1.001-83*
ГОСТ 12.1.003-83
Нормы радиационной безопасности (НРБ-76),
№ 141 — 76, утвержденные МАгздравом СССР;
Основные санитарные правила-работы с радиоак-
тивными веществами и другими источниками
ионизирующих излучений (ОСП-72), № 950 — 72/80,
утвержденные Минздравом СССР
Санитарные правила при работе с лазерами,
утвержденные Минздравом СССР
ГОСТ 12.1.006-84
ГОСТ 12.1.002-84 -

Продолжение табл. 1.25
Наименование опасного
(вредного) фактора
Повышенная напряженность электро-
статического поля
Повышенная напряженность магнит-
ного поля
кг
Недостаточная освещенность
Повышенная или пониженная темпе-
ратура, влажность, скорость движения
воздуха и повышенное содержание в нем
вредных веществ
Повышенная или пониженная иони-
зация воздуха
Наименование документа,
регламентирующего предельно допустимое
значение футора и методы контроля
Санитарно-гигиенические нормы допустимой
напряженности электростатического поля,
№ 1757 — 77, утвержденные Минздравом СССР
Предельно допустимые уровни воздействия
прерывистых неоднородных магнитных полей
при работе с магнитными устройствами и маг-
нитными материалами, № 1742 — 77, утвержден-
ные Минздравом СССР
СНиП П-А. 8-72. И-А. 9-71, утвержденные
Госстроем СССР
ГОСТ 12.1.005-76
Указания (временные) по компенсации аэроион-
ной недостаточности в помещениях промышлен-
ных предприятий и эксплуатации аэроионных
аэроионизаторов, № 1601 — 77, утвержденные
Минздравом СССР
Таблица 1.26. Допустимые уровни звукового давления на рабочих местах, на
территории жилой, коммуиальио-бытовой и промышленной застроек, дБ
Объект измерения
Помещения конструкторских бюро,
расчетчиков, программистов вычисли-
тельных машин, лабораторий для
теоретических работ и обработки эк-
спериментальных данных, прием
больных в здравпунктах
Помещения управления, рабочие
комнаты
Кабины наблюдений и дистанци-
онного управления:
без речевой связи по телефону
с речевой связью по телефону
Помещения и участки точной
сборки, машинописные бюро
Помещения лабораторий для про-
ведения экспериментальных работ,
помещения для размещения шумных
агрегатов вычислительных машин
Уровень звукового давления, дБ, в октавных
полосах со среднегеометрическими частотами,
Гп
63
71
79
94
83
83
94
!25
61
70
87
74
74
87
250
54
68
82
68
68
82
500
49
58
78
63
63
78
1000
45
55
75
60
60
75
2000
42
52
73
57
57
73
4000
40
50
71
55
55
71
8000
38
49
70
54
54
70
Уровни
звука и
эквива-
лентные
уровни
звука, дБ
50
60
80
65
65
80

Продолжение табл. 1.26
Объект измерения
Постоянные рабочие места и рабо-
чие зоны в производственных поме-
щениях и на территории предприя-
тий
Рабочие места водителя грузового
автотранспорта
Территория жилой застройки (в
2 м от ограждающих конструкций
жилых домов и общественных зда-
ний), площадки отдыха микрорайо-
нов и жнлых кварталов, площадки
детских дошкольных учреждений,
участки школ
Жилые комнаты квартир
Уровень звукового давления, дБ, в октавных
полосах со среднегеометрическими частотами,
Гц
63
99
99
67
55
125
92
92
57
44
250
86
86
49
35
500
83
83
44
29
1000
80
80^*-
40
25
2000
■ 78
78
37
22
4000
76
76
35
20
8000
74
74
33
18
Iff
лентные
уровни
звука, дБ
85
85
45
30
Примечания: 1. В таблице приведены допустимые уровни звукового давления для широко-
полосного шума. Для тонального и импульсного шума, измеренного шумомером на характери-
стике «медленно», принимаются на 5 дБ меньше значений, указанных в таблице.
2. Зоны с уровнем звука выше 85 дБ должны быть обозначены знаками безопасности. Ра-
ботающие в этих зонах должны иметь средства индивидуальной защиты. Запрещается даже крат-
ковременное пребывание в зонах с октавными уровнями звукового давления свыше 135 дБ в любой
октавной полосе.
Таблица 1.27. Допустимые уровни звукового давлении силовых трансформаторов
я генераторов *, дБ
Типовая мощ-
ность транс-
форматора,
MB A
0,1
0,16
0,25
0,4
0,63
1
1,6
2,5
4
6,3
10
16
25
40
63
100
160
250
Силовые трансформаторы
номинальным напряжением,
кВ
6;
10
47
49
51
53
55
57
59
61
63
65
—
—
—
—
—
—
—
—
35
52
54
55
57
59
60
62
63
65
67
68
70
72
74
75
—
—
—
ПО;
150
—'
—
—
—
—
—
66
68
70
71
73
75
76
77
81
83
85
220
.
—
—
—
—
—
—
—
—
—
73
75
77
78
79
83
85
87
330
.
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
79
80
84
86
88
500;
750
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
81
85
87
89
Продолжение табл. 1.27
Типовая мощ-
ность транс-
форматора,
МВА
400
630 ,
1000
Силовые трансформаторы
номинальным напряжением,
кВ
6;
10
_
35
-
ПО;
150
86
п.—
220
88
89
330
89
90
91
500;
750
90
91
92
%
* Допустимый уровень звукового давления
турбогенераторов равен 90, гидрогенераторов и
синхронных генераторов — 85 дБ.
Примечания: 1. Уровень звука для вра-
щающихся машин измеряется на расстоянии 1 м
от наружного контура машины.
2. При открытой установке одиночных транс-
форматоров мощностью 40—125 MB А и напря-
жением ПО кВ и выше в пределах крупных
городов минимальные удаления последних от
объектов коммунально-бытовой застройки, без
применения специальных шумозащитных меро-
приятий должны соответствовать данным табл.
1.28.

Таблица 1.28. Минимальные расстояния от трансформаторов до застроек, м
Мощность
трансформатора,
MB A
40
60
125
Вид застройки
жилые дома,
спальни детских
учреждений,
поликлиники
300
700
1000
школы, учебные
заведения, гос-
тиницы, клубы,
библиотеки
250
500
800
площадки
отдыха
150
350
600
предприятия тор-
говли, общест-
венного питания,
коммунально-бы-
тового обслуживания
50
100
350
Гигиенические .лормы воздействия на человека электрического поля токов промышленной
частоты:
Напряженность электри-
ческого поля. кВ/м. . .До 5 вклю- Свыше 5 Свыше 10 Свыше 15 Свыше 20
чителъно до 10 вклю- до 15 до 20 до 25
чительно включи- включи- включи-
тельно тельно тельно
Время пребывания че-
ловека в электрическом
поле в течение 1 сут не
более, мин Без огра- 180 90 10 5
ничений
Гигиенические нормы установлены для
персонала, который по условиям работы
систематически (в течение каждого рабочего
дня) находится в зонах электрического поля
токов промышленной частоты, а в остальное
время суток — в местах с напряженностью
электрического поля, равной или меньшей
5 кВ/м, и исключающих возможность воз-
действия на организм человека электриче-
ских разрядов.
Работа персонала в электроустановках
с напряженностью электрического поля более
25 кВ/м или с продолжительностью пребы-
вания выше нормированной должна обеспе-
чиваться специальными средствами защиты.
Напряженность электрического поля из-
меряется приборами ПЗ-1, ПЗ-1М, NFM-1,
ПНП (ПИНЭП).
1.11. КОНСЕРВАЦИЯ
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
Для зашиты от коррозии электротех-
нического оборудования, выводимого в ре-
зерв на длительное хранение, применяются
следующие способы: сухой, газовый, покры-
тие консервирующими смазками, заполнение
трансформаторным маслом с добавлением
присадки-ингибитора АКОР-1. При сухом
способе консервации во внутренней полости
консервируемого изделия поддерживается
низкая влажность воздуха с помощью за-
кладываемых пакетов с силикагелем. В каж-
дом пакете должно быть не более 250 г.
Общая масса силикагеля выбирается из
расчета 2,5 г силикагеля на 1 дм3 защи-
щаемого объема изделия. При газовом спо-
собе защиты внутреннее пространство защи-
щаемого изделия заполняется нейтральным
газом — азотом под давлением не более
5 кПа (0,05 кгс/см2), подаваемым от балло-
нов. Для зашиты внутренних полостей гене-
раторов применяется сухой или газовый спо-
соб, а внешние поверхности механических
частей покрываются краской или консерви-
рующей смазкой (табл. 1.29).
Сухие трансформаторы, электродвига-
тели, щеточные устройства генераторов и
электродвигателей закрываются чехлами из
влагонепроницаемого эластичного материала
(например, эластичная пленка) с размещением
в чехлах пакетов с силикагелем. Кромки
чехлов должны быть хорошо уплотнены.
Маслонаполненное оборудование (транс-
форматоры, масляные выключатели и т. п.)
заполняется трансформаторным маслом с та-
ким расчетом, чтобы в зимних условиях не
происходило опускания уровня масла ниже
минимальных отметок. При необходимости
должна быть предусмотрена установка до-
полнительных расширителей, осуществляю-
щих подпитку маслом оборудования на пе-
риод его консервации. Краны и вентили,
расположенные на корпусе маслонаполнен-
ного оборудования должны быть опломби-
рованы.

Таблица 1.29. Консервирующие смазки и-масла
Вид и марка
смазки или масла
Область применения
Способ нанесения
Масло консер-
вационное К-17
Смазка пластич-
ная ПВК
Солидол син-
тетический
Смазка АМС-3
рабоче-консерва-
ционная
Масло консер-
вационное НГ-204у
Смазка
ЦИАТИМ-221
Смазка
ОКБ-122-7
Смазка пластич-
ная ГОИ-54п ра-
боче-консерваци-
рнная приборная
Масло АУП
Присадка-ин-
гибитор АКОР-1
Защита от атмосферной коррозии ме-
таллических изделий, хранящихся под
укрытием; внутренних полостей элект-
родвигателей, емкостей небольшого
объема
Защита от коррозии всех металлов'
и сплавов, поверхностей металличе-
ских изделий, узлов трения механиз-
мов, работающих при плюсовых тем-
пературах, небольших нагрузках и ма-
лых скоростях
Смазывание подшипников качения и
скольжения и узлов трения, работаю-
щих при температурах не выше + 65 °С
и не ниже — 30 °С
Смазывание механизмов, работаю-
щих в воде или соприкасающихся
с водой и работающих в диапазоне
температур от 0 до + 40 °С
Защита от коррозии поверхностей
машин, запасных частей и других ме-
таллических изделий, изготовленных из
черных и цветных металлов и сплавов
Смазывание узлов трения и сопря-
женных поверхностей металл — металл и
металл—резина, работающих в диапа-
зоне температур от +150 до — 60 °С,
в том числе и в агрессивных средах
Смазывание приборов и узлов ра-
диоэлектронной аппаратуры, работаю-
щих в интервале температур от
+ 120 до -60"С
Смазывание малонагруженных узлов
трения механизмов, работающих на
открытом воздухе, и зашита их от
коррозии при хранении в средней и се-
верной полосе СССР при температурах
от +50 до -40°С
Применяется для заполнения внут-
ренних полостей изделий. Не оказы-
вает вредного воздействия на металлы,
кроме цинка и кадмия
Применяется в качестве присадки
(до 10%) для получения масла, при-
годного как для смазки оборудования,
так и для использования в качестве
эксплуатационного до первой его сме-
ны
Наносится в ненагретом
состоянии, при низких тем-
пературах консервации или
при прокачке через масля-
ные системы механизмов
подогревается до темпе-
ратуры 50 — 60 °С в водя-
ной бане
Наносится в нагретом до
80-110 °С состоянии
При нанесении нельзя
нагревать выше 70 СС
Наносится в ненагретом
состоянии
Наносится как в холод-
ном, так и в нагретом до
50-80°С состоянии
Наносится в холодном
состоянии
То же
Наносится в нагретом
до 80 — 90 СС состояния спо-
собом погружения
К товарному маслу, нагре-
тому до-!60-70оС, добав-
ляется гЦрсадка-ингибитор
AKdP-1 до 10% при ин-
тенсивном перемешивании
Примечания: 1. Смазки ПВК, ГОИ-54п и другие, наносимые в расплавленном состоянии,
предварительно нагревают до 105—135 °С и выдерживаются при этой температуре в течение 40—
60 мин для удаления остатков влаги. Пластичные смазки в горячем состоянии наносятся в два
приема: деталь погружается в ванну с нагретой до ПО—115 °С смазкой, выдерживается в ней
2 — 15 мин, вынимается из ванны и охлаждается до 25 — 30 °С. Затем деталь погружается во второй
бак со смазкой, нагретой до 75 — 80 °С, на время 0,5—1 мин. Толщина слоя застывшей смазки
должна быть не менее 0,5 мм.
2. Сроки действия консервапионной смазки К-17 до 5 лет, а рабоче-консервациониого масла
с присадкой-ингибитором АКОР-1 2 — 2,5 года.

Фарфоровые изоляторы, вводы, масло-
указательные стекла должны быть обернуты
рубероидом и защищены деревянными ящи-
ками (футлярами). Металлическая арматура
изоляторов смазывается консервирующей
смазкой.
Коммутационная аппаратура (выключа-
тели, разъединители и др.) перед консер-
вацией должна быть выведена в отключен-
ное положение,, а их приводы надежно за-
клинены. Аппаратура, расположенная на ОРУ,
должна быть заземлена. Устройства РЗАИ
(реле, приборы, аппараты), лредназначенные
для работы к- закрытых неотапливаемых
помещениях, не снимаются с панелей, если
в помещении, где они установлены, колеба-
ния воздуха не превышают — 20-f+40°C
при относительной влажности воздуха не
более 80%.
На время консервации на приборы и
реле надевают пылезащитные чехлы или не-
плотности кожухов и крышек проклеиваются
тканью на клее № 88Н.
Реле, приборы, аппараты устройств
РЗАИ, предназначенные для работы в сухих
помещениях, снимают с пультов и щитов,
обертывают промасленной или парафиниро-
ванной бумагой и упаковывают в отдель-
ные картонные коробки, которые хранят в
отапливаемых помещениях.
1.12. ДОПУСТИМЫЕ ПЕРЕГРУЗКИ
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПО ТОКУ
Генераторы. В аварийных ситуациях до-
пускаются кратковременные перегрузки по
току статора генераторов при кратностях
перегрузки, отнесенных к номинальным зна-
чениям токов статора и ротора (табл. 1.30).
Таблица 1.30. Допустимые кратности и про-
должительность перегрузки генераторов п©
току статора
Продолжи-
тельность
перегрузки.
мин, не
более
60
15
10
6
5
4
3
2
1
Кратность
с кос-
венным
охлаж-
статора
1,1
1,15
—
1,2
1,25
1,3
1,4
1,5
2
перегрузки генераторов
с непосредственным
охлаждением обмотки
-- статора
водой
1Д
1,15
—
1,2
1,25
1,3
1,35
1,4
1,5
водородом
—
1,1
1,15
—
1,2
1,25
1,3
1,5
Фактическая продолжительность перегру-
зок кратностью более 1,3 должна быть ми-
нимальной н, как правило, не превышать
времени срабатывания резервных зашит гене-
раторов из условия обеспечения селектив-
ности их действия по отношению к резервным
защитам элементов внешней сети.
Для генераторов с косвенным охлажде-
нием обмоток допускается такая перегрузка
по току ротора, которая требуется при дан-
ной перегрузке по току статора. При форси-
ровке возбуждения двукратная перегрузка по
отношению к номинальному току ротора
разрешается в течение 50 с. Для турбогене-
раторов с непосредственным водородным
охлаждением обмотки ротора допустимые
кратности и продолжительность перегрузки
по току не должны превышать приведенных
в табл. 1.31.
Таблица 1.31. Допустимые кратности и про-
должительность перегрузки по току ротора дли
турбогенераторов с непюсредстиениым водород-
ным охлаждением обмотки ротора
Продолжи-
тельность
перегрузки,
60
10
4
1
1/2
1/3
Кратность перегрузки
турбогенераторов
ТВФ, кроме
ТВФ-120-2
1,06
1Д
1,2
1J
2
ТГВ, ТВВ (до
500 МВт вклю-
чительно),
ТВФ-120-2
1,06
1,1
1,2
1,5
—
2
Электродвигатели. Для электродвигате-
лей переменного тока мощностью 0,6 кВт
и выше могут быть допущены перегрузки
по току на 50% в течение 2 мин, кроме
электродвигателей с непосредственным ох-
лаждением обмоток. Для электродвигателей
переменного тока мощностью до 0,6 кВт
и электродвигателей переменного тока с не-
посредственным охлаждением обмоток, а
также электродвигателей постоянного тока
допускается перегрузка по току на 50%
в течение 1 мин.
Трансформаторы, автотрансформаторы и
реикторы. В аварийных режимах допускается
перегрузка трансформаторов (автотрансфор-
маторов) сверх номинального тока при всех
системах охлаждения независимо от длитель-
ности и значения предшествующей нагрузки

и температуры охлаждающей среды в сле-
дующих пределах:
Масляные транс-
форматоры :
перегрузка по
току, % . . . 30 45 60 75 100
длительность
перегрузки,
мин .... 120 80 45 20 10
Сухие трансформа-
торы:
перегрузка по
току, % . . . 20 30 40 50 60
длительность
перегрузки,
мин .... 60 45 32 18 5
Допускается перегрузка масляных транс-
форматоров сверх номинального тока до
40% общей продолжительностью не более
6 ч в сутки в течение 5 сут подряд при
условии, если коэффициент начальной пере-
грузки не более 0,93. При этом должны
быть использованы полностью все устройства
охлаждения трансформатора.
У трансформаторов с охлаждением Д
при аварийном отключении всех вентиля-
торов допускается работа с номинальной
нагрузкой в зависимости от температуры
окружающего воздуха:
Температура ок-
ружающего
воздуха, °С . .
Допустимая дли-
тельность рабо-
ты, ч .... 60 40 16 10 6
-15 -10 0 +10 +20+30
У трансформаторов и реакторов с охлаж-
дением ДЦ и Ц допускается:
при прекращении искусственного охлаж-
дения работа с номинальной нагрузкой в
течение 10 мин или режим холостого хода
для трансформаторов в течение 30 мин. Если
по истечении указанного времени температура
верхних слоев масла не достигла 80 СС для
трансформаторов мощностью до 250 MB • А
включительно и реакторов и 75 °С для
трансформаторов свыше 250 MB • А, то да-
пускается дальнейшая работа с номинальной
нагрузкой до достижения указанных темпе-
ратур, но не более 1 ч;
при полном или частичном отключении
вентиляторов или прекращении циркуляции
воды с сохранением циркуляции масла про-
должительная работа со сниженной нагрузкой '
при температуре верхних слоев масла не
выше 45 °С.
Для трансформаторов серий ТМ и ТМВМ
напряжением 6—10 кВ мощностью до
630 кВ-А, установленных в распределитель-
ных электросетях и питающих коммунально-
бытовую нагрузку, производственные, сме-
шанные и другие виды нагрузок с осенне-
зимним максимумом и заполнением расчет-
ного суточного графика до 0,55 в местно-
стях со среднегодовой температурой до 5 СС,
допускается аварийная перегрузка на время
до 5 сут: для трансформаторов напряжением
6 кВ, мощностью до 400 кВ ■ А ^4-,7—но-
минальной мощности, напряжением 10 кВ,
мощностью до 630 кВ ■ А — 1,8 номинальной
мощности.
В местностях со среднегодовой темпе-
ратурой более 5 °С перегрузки должны быть
уменьшены на 1 % на каждый градус
сверх 5 "С.
Реакторы. Допускается длительная пере-
грузка, но не более 25%, для бетонных
реакторов в зависимости от температуры
окружающего воздуха:
Температура ок-
ружающего
воздуха, °С . .30 25 20 15 10 5 и
ни-
же
Допустимая пере-
грузка^. . . 5 8,5 13 17 24 25
Конденсаторы для повышения коэффи-
циента мощности. Перегрузка конденсаторов
не должна превышать 30% номинальной
мощности с учетом допустимого увеличе-
ния напряжения и возможного увеличения
тока вследствие наличия высших гармоник.
Допустимое увеличение напряжения до
-is'^ном-
Реактивная мощность конденсатора,
квар,
P = mCVlou-10"Л
где 1/ном — номинальное напряжение, кВ.; С —
номинальная емкость, мкФ.
Высокочастотные заградители. На период
плавки гололеда допускаемся перегрузка вы-
сокочастотных заградителей по току до 50 %.
Допустимая длительная гЙрегрузка по току'
высокочастотных заградителей при темпера-
туре.окружающего воздуха ниже 40 СС может
быть определена по формуле
■«пер -«ном
\ 400°С /'
где 1пер - ток перегрузки, А; 1ном - номи-
нальный ток, A; tHOM — температура окру-
жающего воздуха при номинальных условиях,
°С; (ф — фактическая температура окружаю-
щего воздуха, °С.

Маслонаполненные трансформаторы тока.
В зависимости от конструкции и темпера-
туры окружающего воздуха трансформаторы
тока допускают перегрузку по току в преде-
лах, указанных в табл. 1.32.
Таблица 1.32. Длительная токовая пере-
грузка маслонаиолнеяных трансформаторов
тока
К
Констр
обмотк
Звенье-
вая
U-об-
разная
Рымо-
видная
■*»
со
CJ И
о -
si
35
ПО
220
500
330
330
500
*?Р
&5 S
fa 5 а
20
10
20
20
20
20
20
я2 _-
Темпер
окружа
воздухе
35
35
35
35
35
20
35
s
а
В.
с
При
превыше-
нии тем-
пературы
подводя-
щих шин
45 °С
—
—
-
Проходные изоляторы. Ток при темпера-
туре окружающего воздуха ниже 35 °С может
быть повышен на 0,005/ном на каждый гра-
дус снижения температуры, но не более чем
на 0,1/ном. При температуре окружающего
воздуха выше 35 °С, но не более 60 °С до-
пустимый ток:
Масляные выключатели и разъединители»
В целом кратковременная перегрузка масля-
ных выключателей и разъединителей может
быть допущена током, равным 0,5 % номи-
нального на каждый градус понижения тем-
пературы окружающей среды ниже 35 °С, но
не более чем на 20% номинального зна-
чения. Для отдельных типов выключателей
допустимая перегрузка принимается в соот-
ветствии с данными табл. 1.33.
Силовые кабельные линии. Для каждой
кабельной линии при вводе в эксплуатацию
определяются наибольшие токовые нагрузки.
На период ликвидации послеаварийного ре-
жима допускается перегрузка для кабелей до
10 кВ с пропитанной бумажной изоляцией
и кабелей с изоляцией из полиэтилена и
поливинилхлоридного пластика до 15 %, для
кабелей из резины и вулканизированного
полиэтилена до 18 % продолжительностью
не более 6 ч в сутки в течение 5 сут,
но не более 100 ч в год, если нагрузка
в остальные периоды не превышает дли-
тельно допустимой.
Для кабельных линий, длительное время
находящихся в тяжелых условиях эксплуата-
ции, эти перегрузки должны быть снижены
в соответствии с местными инструкциями.
Перегрузка кабельных линий напряже-
нием 20 — 35 кВ не допускается. Для масло-
наполненных кабельных линий 110 — 500 кВ
разрешается перегрузка до повышения тем-
пературы жил не более 80 °С. При этом
длительность непрерывной перегрузки не
должна превышать 100 ч, а суммарная
длительность — не более 500 ч в год с пере-
рывами между перегрузками не менее 10 сут.
Для кабелей ПО кВ, проложенных в воздухе,
длительность работы при температуре жил
80 °С не ограничена.
Тип
выключателя
МГГ-10-5000-45УЗ
МГГ-10-4000-45УЗ
МГГ-10-3200-45УЗ
МГГ-10-2000-29
ВМ-35
МКП-35
МКП-110-3.5
МКП-110-3,5
МКП-220
У-220-10
Таблица 1.33. Допустимые нагрузки масляных
Допустимая нагрузка
-20
6500
4900
4300
3100
1000
1400
1100
1000
1575
2500
-15
6400
4850
4250
3080
970
1360
1050
1050
1535
2450
-10
6350
4750
4180
'3000
925
1320
100Q
1100
1490
2400
выключателей
, А
выключателей. А, при температуре окружающего воздуха, °С
-5
6300
4700
4100
2970
905
1280
950
1150
1435
2370
0
6100
4625
4040
2920
860
1250
925
1185
1380
2320
5
5800
4500
3900
2850
830
1210
875
1235
1335
2280
10
5700
4450
3850
2800
805
1175
835
1275
1280
2240
15
5650
4400
3800
2720
765
1140
800
1310
1225
2190
20
5600
4300
3700
2700
730
1100
760
1360
1175
2135
25
5500
4200
3650
2650
705
1075
725
1400
1125
2075
30
5400
4100
3600
2550
665
1040
675
1450
1065
2050
35
5300
4000
3450
2500
630
1000
630
1500
1020
2000
Примечание. Допустимые токи перегрузки для выключателей серии МГГ с погрешностью
5% могут быть определены по формуле: I=Kl + IKOM, где ( — температура окружающего воздуха,
°С; К — коэффициент пропорциональности, А/°С.
Для выключателей серии МГГ К при 0°С принимается равным:
-20 при /ном = 6100 А (МГГ-10-5000-45УЗ); -15 при /ном = 4625 А (МГГ-10-4000-45УЗ); -14 при
'ном = 4040 А (МГГ-10-3200-45УЗ); -12 при /ном = 2920 А (МГГ-10-2000-29).

Раздел второй
ТИПОВЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
2.1. ГЛАВНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Таблица 2.1. Схемы присоединения генераторон электростанпий
Наименование
схемы
1. Блочные
1.1. Блок генера-
тор — трансформатор
(Г-Т), рис. 2.1,а
1.2. Блок генера-
тор — автотрансформа-
тор, рис. 2.1,6
1.3. Блок Г-Т с
расщепленными об-
мотками, рис. 2.1, в
1.4. Укрупненный
блок два генератора
— двухобмоточный
трансформатор,
рис. 2.1, г
1.5. Укрупненный
блок два генератора —
трансформатор с рас-
щепленной обмоткой,
рис. 2.1, д
1.6. Объединенный
блок, рис. 2.1, е
Область
применения
На конденсацион-
ных электростанциях
(ЭС), АЭС, а также
на ГЭС и ТЭЦ при
крупных агрегатах
Как правило, при
генераторах мощнос-
тью 300 МВт и бо-
лее
При наличии на ЭС
двух РУ ВН
В сочетании с гене-
ратором, имеющим
параллельные обмот-
ки
Как правило, при
генераторах мощнос-
тью менее 300 МВт
То же
То же
Дополнительные указания
Применение укрупненных и объединен-
ных блоков обосновывается технико-эконо-
мическим расчетом; их особенно широко
применяют на ГЭС, учитывая маневрен-
ный характер работы последних
При технико-экономических обоснованиях
между генератором и. трансформатором
устанавливается выключатель. Такое ре-
шение, в частности, целесообразно: для
повышения надежности питания собствен-
ных нужд (с. н.) при турбинах с противо-
давлением; при применении схемы блока
Г —Т — линия без выключателя в РУ ВН;
для уменьшения числа операций выклю-
чателями РУ ВН; для уменьшения числа
операций выключателями на секциях с. н.
и использования рабочего трансформатора
(реактора) для пуска и останова блока
Та же схема применяется при трехобмо-
точных трансформаторах
Применяется в целях облегчения обо-
рудования и снижения величины тока
замыкания
На ГЭС генераторные выключатели уста-
навливаются только при-мощности генера-
тора 80 МВт и более. |Схема применяется
также при трех и более генераторах
То же
На пиковых газотурбинных ЭС в объеди-
ненном блоке допускается до четырех ге-
нераторов

Продолжение табл. 2.1
Наименование
схемы
2. Схемы с РУ ге-
нераторного напряже-
ния (ГРУ)
2.1. Одна секциони-
рованная система шин,
рис. 2.2, а
>-
2.2. Одна секциони-
рованная замкнутая
система шин («коль-
цо»), рис. 2.2,6
2.3. Одна секциони-
рованная рабочая и ре-
зервная системы шин,
рис. S-.2, в
Область
применения
На ТЭЦ, а также на
ГЭС малой мощности
Как правило, при
питании потребителей
парными линиями с
разных секций ГРУ
1. То же, что по
п. 2.1
2. При четырех сек-
циях и более
При питании от ЭС
разветвленных сетей с
недостаточным резер-
вированием потре-
бителей
Дополнительные указания
—
Число секций обычно равно числу ге-
нераторов. Реакторы секционные, в схеме
присоединения потребителей применяются
по условиям ограничения токов КЗ; при
необходимости предусматриваются разъеди-
нители, шунтирующие секционные реак-
торы. Наряду с присоединением нагрузки
к соответствующей секции возможно также
использование групповых сборок на ответв-
лениях от генераторов
То же, что по п. 2.1
1. То же, что по п. 2.1
2. При четырех и более секциях рабо-
чая система шин обычно соединяется в
кольцо
Примечания: 1. Схемы и указания таблицы соответствуют Нормам технологического проек-
тирования.
2. На схемах не показаны измерительные трансформаторы, разрядники, устройства компенса-
ции, проектируемые применительно к условиям конкретного объекта.
уу))})})))
G Й
ёг)ё ед)е <эе)<э
Рис. 2.1. Схемы блоков генератор—трансформатор

WW
a)
В8Й ШШ 88Si" 6S i5
ffff ^^ ТТТТГ TT TT
UYYVUYYVUYY
г
ч> ч>
ч> ч>
г
о) о)
§ н н и § и § § ш §
YYYYYYYYYYYYYY Yj;T
Рис. 2.2. Схемы РУ генераторного напряжения ЭС
Таблица 2.2. Схемы РУ высокого напряжения электростанцяй
Наименование схемы
Блок генератор — трансформа-
тор—линия (Г —Т—Л) без вы-
ключателя на стороне ВН,
рис. 2.3, а
Блок Г—Т —Л с уравнительно-
обходным многоугольником,
рис. 2.3,6
Одна основная секционирован-
ная и обходная системы шин,
рис. 2.4, а
Две рабочие и обходная систе-
мы шин, рис. 2.4,6
^ном> к*>
35-
330-
35-
35-
-750
-750
-220
-220
Область применения
Дополнительные указания
Блок присоединяется к РУ бли-
жайшей понижающей подстанции
%
То же
На 35 кВ применяется без об-
ходной системы шин
При числе присоединений до
12. На 35 кВ применяется без
обходной системы шин

Продолжение табл. 2.2
Наименование схемы
Две рабочие секционированные
системы шин с обходной, рис.
2.4,в
Многоугольник, пис. 2.5, а
•*-
Два связанных многоугольника
с выключателями в перемычке,
рис. 2.5,6
Две системы шин с четырьмя
выключателями на три цепи (схе-
ма «4/3»), рис. 2.5,в
Две системы шин с тремя вы-
ключателями на две цепи (по-
луторная схема), рис. 2.5, г
Область применения
^ном> к**
35-220
330-750
330-750
330-750
330-750
Дополнительные указания
При числе присоединений бо-
бее 16 (при числе присоединений
от 12 до 16 секционируется только
одна система шин). На 35 кВ
применяется без обходной систе-
мы шин
Допускается до шести присоеди-
нений
К каждому многоугольнику до-
пускается до шести присоединений
Примечания: 1. То же, что к табл. 2.1.
2. При надлежащих обоснованиях могут применяться схемы, не вошедшие в таблицу, в том
числе схемы мостика и трансформатор — шины (см. табл. 2.3), а также схемы шины —линия и две
системы шин с двумя выключателями на цепь.
Рис. 2.3. Схемы блоков генератор —трансформатор —линия

:r—r
л—Uj_
/
i—i-
1лт
"^Г
YYhh
/
h
Д.
-Г -т -т
с© 8;
J.
ЬЙ
£
i_l
<о
о
л
J
7
Т
/
т т
L
-т it {L**
i4 Ч
л—i
I
т т т
7
J—Л Х-X
о
Рис. 2.4. Схемы РУ ВН ЭС со сборными шинами
\
н
и
1 i
л
t
*U
\
ь
i
$
O-Q-T-
Ь
]
«)
О
Рис. 2.5. Схемы многократного присоединения (многоугольники, «4/3», полуторная)

Рис. 2.5. Продолжение
2.2. СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Таблица 2.3. Схемы собственных нужд электростанций
Характеристика схемы
Номинальное напряжение с. н.:
на стороне ВН
на стороне НН
Схема РУ с. н.
Число секций ВН
Рабочее питание с. н.:
схема блоков генератор —
трансформатор
схема с РУ генераторного
напряжения (ГРУ)
Нормативное или рекомендуемое решение
Как правило, 6 кВ. Допускается 3 кВ (для рас-
ширяемых ЭС, уже имеющих это напряжение, и для
ЭС средней мощности с генераторами 10 кВ) и 10 кВ
(для конденсационных ЭС с крупными генераторами)
0,4 кВ с грухозаземленной нейтралью
На всех напряжениях одиночная секционированная
система шин с рабочим питанием секций котла, агре-
гата по блочной схеме и с резервным питанием от
независимого источника
' Как правило, одна секция на котел, агрегат. При
блоках 160 МВт и более — две секции на блок
Ответвлением от генератора (при комплектном шино-
проводе ответвление может быть без коммутацион-
ных аппаратов). При блоках с противодавлением схема
с ответвлениями не рекомендуется
Линиями от шин ГРУ (не более двух линий с. н.
на секцию ГРУ)

Лродо.гжение табл. 2.3
Характеристика схемы
Резервное питание с. н.:
конденсационные ЭС
ТЭЦ
АЭС
ГЭС и ГАЭС
Количество резервных транс-
форматоров:
блочная схема ЭС
схема с ГРУ
Схема присоединения резервных
трансформаторов:
блочная схема ЭС
схема с ГРУ
Число трансформаторов 6/0,4 кВ
Нормативное или рекомендуемое решение
Через секционные связи от аналогичных секций других
блоков либо от резервного трансформатора через ре-
зервные магистрали (магистрали при их большой про-
тяженности обычно секционируются)
От другой секции РУ генераторного напряжения
или от трансформатора связи
Аналогично конденсационным ЭС
Дополнительно резервируются:
системы управления, защиты, КИП и автоматики реак-
тора, дозиметрического контроля, маслонасосов посто-
янного тока — от аккумуляторной батареи;
механизмы расхолаживания, маслонасосы переменного
тока, перегрузочная машина — от дизель-генератора или
от газотурбинной установки; главные циркуляционные
насосы, газодувки — от вспомогательного генератора
с. н., использованием энергии выбега основного гене-
ратора, либо независимой линии от другой ЭС
Аналогично конденсационным ЭС или ТЭЦ при
блочных схемах или схемах с ГРУ соответственно
Один при одном-двух блоках и два при трех и более
блоках. На конденсационных ЭС при схеме с взаимо-
резервированием секций с. н. блоков резервный транс-
форматор с, н. нормально не присоединен к сети
Один при числе рабочих трансформаторов (линий)
с. н. до 6 кВ включительно и два при большем их
числе.
В обоих случаях в качестве резервного трансформатора
может быть использована третичная обмотка транс-
форматора связи
К РУ повышенного напряжения (с низшим напря-
жением) либо к источнику вне ЭС
К ГРУ (при ГРУ по схеме с двумя системами шин —
к резервной системе шин). Может'*§ыть использовано
также ответвление от трансформатора связи
Два-три на блок; кроме того, 4—8 общестанцион-
ных
Примечания: 1. Примеры вьшолнения РУ 6 кВ с. н. на ЭС приведены на рис. 2.6.
2. Ориентировочные мощности с. н. и потребление на с. н. соответствуют данным табл. 2.4.

JffxB 110 кВ
Рис. 2.6. Схемы питания РУ 6 (10) кВ с. н. электростанций:
а — для блочной ЭС с взаимным резервированием секций блоков при неподключенном резервном
трансформаторе (РТ); на этом и последующем рисунках разъединители условно не показаны; б —
для блочной ЭС с двумя секциями на блок и с резервированием от пускорезервного трансформатора
(ПТР) через секционированные резервные магистрали (РМ); в — для ЭС с генераторным РУ и двумя
РУ ВН, резервный трансформатор с. н. присоединен ответвлением к трансформатору связи; пункти-
ром показан вариант использования реакторов (при одинаковом напряжении ГРУ и РУ с. н.)
Таблица 2.4. Ориентировочная мощность собственных нужд электростанций
Вид
электр останции
ТЭЦ:
пылеутольная
газомазутная
ГРЭС:
пылеугольная
газомазутная
АЭС:
с газовым тепло-
носителем
Мощность
с. н„ % уста-
новленной
мощности ЭС
8-14
5-7
6-8
3-5
5-14
Потребление
с. н., % выра-
ботки электро-
энергии ЭС
8-10
4-5
5-7
3-4
3-12
Вид
электростанции
с водяным тепло-
носителем
ГЭС:
малой и средней
мощности
большой мощ-
ности
Мощность
с. н., % уста-
новленной
мощности ЭС
5-8
2-3
0,5-1
Потребление
с. н., % выра-
ботки электро-
энергии ЭС
4-6
1,5-2
0,5-2

2.3. СХЕМЫ ОРУ И ЗРУ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица 2.5. Схемы распределительных устройств подстанций высокого напряжения
Наименование схемы
Область применения
Число
присоеди-
нений
Дополнительные указания
1. Блочные схемы
1.1. Блок линия —транс-
форматор (Л—Т) с разъеди-
нителем, рис. 2.7, а
1.3. Блок Л —Т с предо-
хранителем, рис. 2.7,6
1.3. Блок Л —Т с отдели-
телем, рис. 2.7, в
1.4. Блок Л—Т с выклю-
чателем, рис. 2.7, г
1.5. Два блока с отдели*.;
телями и неавтоматической
перемычкой, рис. 2.7, д
1.6. Два блока с выклю-
чателями и неавтоматиче-
ской перемычкой, рис. 2.7, е.
На стороне ВН тупиковой (до 330 кВ)
или ответвительной (до 220 кВ) ПС
То же, что по 1.1
1. То же, что по 1.1
2. При необходимости автоматического
отключения поврежденного трансформато-
ра от линии, питающей несколько ПС,
и для ПС 35 кВ, когда невозможно
использование предохранителей
На стороне ВН ПС магистральных
нефте- и газопроводов, на ПС БАМ
и в зоне холодного климата (—45 °С
и ниже) при отсутствии отделителей ис-
полнения ХЛ
i .На стороне ВН тупиковой или ответви-
т^льной ПС
То же, что по 1.4 для тупиковых или
ответвительных ПС
35-330
35
35-220
35-220
35-220
35-220
2
(Л+Т)
2
(Л+Т)
2
(Л+Т)
2
(Л+Т)
4
(2Л+2Т)
4
(2Л+2Т)
1. Должен быть обеспечен охват транс-
форматора защитой со стороны питания
или передача телеотключающего импульса
2. При кабельном вводе — без разъедини-
теля
Должна быть обеспечена защита транс-
форматора предохранителем и селектив-
ность с защитой питающей линии (если
от иее питается более одной ПС) и линии
НН
На 35 кВ при соответствующих обосно-
ваниях допускается применение выключа-
теля
1. При одной линии и двух трансфор-
маторах разъединители в перемычке и линии
могут не устанавливаться; возможна схема
объединенного блока аналогично рис. 2.1, е
2. На 35 кВ может применяться с пре-
дохранителями или выключателями
То же, что по 1.4

Продолжение табл. 2.5
Наименование схемы
Область применения
кВ
Число
присоеди-
Дополнительные указания
2. Схемы мостиков
2.1. Мостик с выключате-
лем в перемычке и отдели-
телями на трансформаторах,
рис. 2.8, а
2.2. Мостик с выключате-
лями в цепях линий, рис.
2.8,6
2.3. Мостик с выключате-
лями в цепях трансформа-
торов, рис. 2.8, в
2.4. Мостик с отделителя-
ми в цепях трансформаторов
и дополнительной линией,
присоединенной через два вы-
ключателя, рис. 2.8, г
3. Схемы со сборными ши-
нами, с одним выключате-
лем на цепь
3.1. Одна рабочая секцио-
нированная система шин,
рис. 2.2, а
3.2. Две одиночные сек-
ционированные системы
шин, рис. 2.9, а
При необходимости секционирования
линии и при мощности трансформаторов
до 125 MB-А (на 220 кВ-при от-
сутствии ОАПВ)
То же, что по 1.4 при двустороннем
питании или транзите мощности на сто-
роне ВН ПС, когда по условиям загруз-
ки трансформаторов превалирует требова-
ние сохранения питания потребителей от
данной ПС
То же, что по 2.2, когда по условиям
работы сети превалирует требование со-
хранения секционирования сети на данной
ПС при ремонтных схемах
При присоединении к тупиковой или
ответвительной ПС дополнительной линии,
а также если допустим разрыв транзита
при отключении тупиковой линии или при
ремонте выключателя
1. Для РУ 35 кВ на сторонах ВН,
СН, НН
2. В РУ 6—10 кВ при двух питающих
трансформаторах
То же, что п. 2 по 3.1 при транс-
форматорах с расщепленными обмотками
или при расщепленных групповых реак-
торах
35-220
110-220
110-220
ПО
6-35
6-10
4
(2Л + 2Т)
(2Л + 2Т)
(2Л + 2Т)
(ЗЛ + 2Т)
На 35
кВ-5 и
более, на
6-10
кВ — лю-
бое
Любое
1. Схема может быть использована при
одном трансформаторе
2. На 35 кВ ремонтная перемычка не пре-
дусматривается и вместо отделителей до-
пускается установка предохранителей или
при соответствующих обоснованиях — вы-
ключателей
То же. что п. 1 по 2.1
То же, что п. 1 по 2.1
1. При мощности трансформаторов до
125 MB-А включительно
2. То же, что по 1.3
В КРУ с выкатными тележками разъеди-
нители заменены втычными контактами
1. То же, что по 3.1
2. Прн одновременном использовании
расщепленных обмоток трансформаторов и
расщепленных реакторов применяются 3—4
одиночные секционированные системы шин

3.3. Одна рабочая секцио-
нированная и обходная сис-
темы шин с отделителями на
трансформаторах с совме-
щенными секционным и об-
ходным выключателями,
рис. 2.9,6
3.4. То же с выключателем
в цепи трансформатора, рис.
2.9, в
3.5. Одна рабочая секцио-
нированная и обходная сис-
темы шин с выключателями
в цепях трансформаторов с
сдельными обходным и сек-
ционным выключателями,
рис. 2.4, а
3.6. Две рабочие и обход-
ная системы шин, рис. 2.4,6
3.7. Две рабочие секцио-
нированные и обходная сис-
темы шин с двумя обход-
ными и двумя шиносоедини-
тельными выключателями,
рис. 2.4, в
4. Схемы многократного
присоединения
4.1. Четырехугольник,
рис, 2.5, а
0
4.2. Расширенный четы-
рехугольник, рис. 2.10, а
1. При преобладающем числе линий
парных или резервируемых от других ПС
2. На стороне ВН ПС при отсутствии
перспективы расширения
1. То же, что п. 1 по 3.3
2. На стороне ВН и СН ПС
То же, что по 3.4
То же, что п. 2 по 3.4
Преимущественно на стороне СН
1. При необходимости секционирования
транзитной линии, наличии ответственных
потребителей на стороне СН, НН
2. На 220 кВ —вместо схемы по 2,1 при
наличии САП В или при мощности транс-
форматоров 125 MB-А и более
То же, что по 4.1 j
ПО
110-220
110-220
110-220
110-220
220-750
220-330
5-6
5-6
7-10
7-15
Более 15
4
(2Л + 2Т)
6
(4Л+2Т
или
2Л+4Т)
1. Не более одной радиальной линии на
секцию
2. Если по условиям сети возможно
деление РУ на время ремонта любого
выключателя
То же, что по 3.3
То же, что п. 1 по 3.3
Когда не применима схема по 3.5
1. На 220 кВ при числе присоединений
12—15 допускается секционировать одну
рабочую систему шин
2. На 220 кВ при 3—4 трансформаторах
мощностью по 125 MB-А применима и
при числе присоединений менее 12
3. При КРУЭ или выкатных выключа-
телях выполняется без обходной системы
шин «
При трех присоединениях применяется
схема без одного выключателя (треуголь-
ник), при двух (Л+Т) на 330—750 кВ
используются два взаиморезервирующих
выключателя или телеотключение
В цепи трансформатора, присоединенного
к линии, применяется: на 220 кВ — отде-
литель, на 330 кВ — разъединитель, встро-
енный в схему автоматики

Продолжение табл. 2.5
Наименование схемы
4.3. Трансформатор —
шины с присоединением ли-
ний через два выключателя,
рис. 2.10,6
4.4. То же с полуторным
присоединением линий, рис.
2.10,е
4.5. Полуторная схема, ,
рис. 2.5, г '
Область применения
1. На стороне ВН и СН узловых ПС
2. Если не намечается расширение
То же, что п. 1 по 4.3
То же, что п. 1 по 4.3
' кВ
330-750
330-750
330-750
Число
присоеди-
нений
5-6
[2Т +
+ (3-4)Л]
7-8
[2Т +
+ (5-6) Л]
Более 7
Дополнительные указания
1. На 330 кВ, если неприменима схема
по 4.2 „ в
2. На 750 кВ — только при трех линиях
Примечания: 1. Схемы РУ, а также указания по их применению соответствуют сетке типовых схем Энергосетьпроекта для РУ 6 — 750 кВ ПС.
2. Схемы подключения синхронных компенсаторов, статических компенсирующих устройств и дугогасящих катушек, имеющие специфический ха-
рактер, в таблицу не включены.
3. На всех схемах аппаратура высокочастотной обработки каналов связи и защиты и аппараты, установленные в нейтрали трансформаторов,
а также измерительные трансформаторы, разрядники и заземляющие разъединители не показаны.
4. В графе «Число присоединений» приняты условные обозначения: Л — линейное присоединение, Т — трансформаторное.
5. На напряжении 150 кВ применяются схемы 110 кВ.
6. На напряжении 220 кВ и выше наряду с трансформаторами могут применяться и автотрансформаторы.
7. На напряжении 6—10 кВ необходимость установки реакторов в цепи трансформаторов, а также применения трансформаторов с расщепленными
обмотками определяется расчетом токов КЗ при конкретном проектировании; при наличии технико-экономического обоснования допускается груп-
повое или индивидуальное реактирование присоединений вместо установки реакторов в цепи трансформаторов.
8. Необходимость и схема присоединения шунтирующего реактора 500 — 750 кВ уточняется в конкретном проекте.
9. Возможности расширения РУ: для схем по 1.1 и 1.3 —за счет установки аналогичных блоков без перемычки на стороне ВН; для схемы по
4.1—переход к схеме по 4.2; для схемы по 4.4 — за счет дополнительной цепочки с выключателями с увеличением количества линий до 8
(на первом этапе развития, когда присоединено четыре линии, выполняются три междушинные цепочки: две с двумя и одна с тремя выклю-
чателями).
10. В схемах по 1.3 на 35 кВ и по 1.5, 2.1 на 35—110 кВ разъединитель последовательно с отделителем не устанавливается.
11. В схемах по 3.1 и 3.2 точка подключения трансформатора СН (сборные шины или вывод силового трансформатора) уточняются в
конкретном проекте.
12. В схемах по 4.3 — 4.5 при присоединении четырех трансформаторов (по 4.3 и 4.4) или более 6 линий (по 4.4 и 4.5), а также по условиям
сохранения устойчивости энергосистемы допускается секционирование систем шин. В схемах по 4.4 и 4.5 парные линии и трансформаторы должны
подключаться со стороны разных систем шин и не в одну цепочку.
13. Показанные пунктиром разъединители в цепи трансформатора устанавливаются в случае использования схемы для РУ НН и СН при трехобмоточных
трансформаторах и автотрансформаторах.

к
i l
Ч.
Рис. 2.7. Блочные схемы РУ ПС
р—4 к-—4
Рис. 2.8. РУ ПС по схеме мостика
>С
т
*—+<fo»x<»+—* —
-Uh3»x<m& I
7.
<«а*мин
\
z
%
\
п
Z
-<@ 8>-
0
Рис. 2.9. Схемы РУ ПС со сборными шинами с одним выключателем на присоединение

\
r—j
к
л; г4 u u
/
J-U-
■J" Рис. 2.9. Продолжение
-<£L&-
П П Л I
^ 11МММ
I т Ti т Т т Т т Т
\ ,\
Т|т Т т Т т,!
а)
S)
i n1 \х х1 ч1 ч1
1
* ^
Рис. 2.10. РУ ПС по схемам
многократного присоедине-

Раздел третий
ВРАЩАЮЩИЕСЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ*
3.1. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К ВРАЩАЮЩИМСЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ МАШИНАМ
И ИХ ТЕХНИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ
Турбогенераторы, гидрогенераторы и
синхронные компенсаторы должны отвечать
требованиям ГОСТ 183—74** и соответствен-
но 533-85Е, 5616-81*Е и 609-84.
Электродвигатели в зависимости от на-
пряжения, мощности, конструкции и назна-
чения изготовляются до ГОСТ 9630— 80*Е,
6661-75*, 18200-79*Е, 16264.1-85, 19483-
74* и т. д. Машины постоянного тока —
по ГОСТ 20529-82*Е, 16264.3-85, 16264.4-
85.
Номинальные данные электрических ма-
шин соответствуют их работе на высоте
до 1000 м над уровнем моря, температура
газообразной охлаждающей среды 40 и
охлаждающей воды 30, но не более 33 °С
и приведены в табл. 3.1.
Изоляция обмоток электрических машин
должна испытываться на заводе-изготовителе
по ГОСТ 183-74**, у потребителя - со-
гласно ПУЭ и Нормам испытания электро-
оборудования с учетом требований ГОСТ
183 — 74** к уровню испытательных напря-
жений.
Электрические машины должны изготов-
ляться со степенями защиты, регламентиро-
ванными ГОСТ 17494-72* (табл. 3.2 и 3.3).
Для обозначения степени защиты применя-
ются буквы IP и следующие за ними две
цифры. Первая цифра обозначает степень
защиты персонала от соприкосновения с на-
ходящимися под напряжением частями при
приближении к ним и от соприкосновения
с движущимися частями, расположенными
внутри оболочки, а также степень защиты
изделия от попадания внутрь твердых по-
сторонних тел; вторая цифра — степень за-
щиты изделия от попадания воды (табл. 3.3).
Выбор исполнения машин по степени
защиты в зависимости от условий места
установки производится в соответствии с
ПУЭ. гл. 5.3. Электродвигатели, устанавли-
* При подготовке раздела использованы
материалы инж. А. П. Чистикова (ВНИИЭ).
ваемые в помещении с нормальной средой,
как правило, должны иметь исполнение
IP00 или IP20. Электродвигатели, устанавли-
ваемые на открытом воздухе, — исполнение
не менее IP44 или специальное, соответствую-
щее условиям их работы.
Электродвигатели, устанавливаемые в
помещениях, где возможно оседание на их
обмотках пыли и других веществ, нарушаю-
щих естественное охлаждение, должны иметь
исполнение не менее IP44 или продуваемое
с подводом чистого воздуха. Корпус проду-
ваемого электродвигателя, воздуховоды и все
сопряжения и стыки должны быть тщательно
уплотнены для предотвращения присоса воз-
духа в систему вентиляции.
Электродвигатели, устанавливаемые в
местах сырых или особо сырых, должны
иметь исполнение не менее IP43 и изоляцию,
рассчитанную на действие влаги и пыли.
Электродвигатели, устанавливаемые в
местах с химически активными парами или
газами, должны иметь исполнение не менее
IP44 или продуваемое с подводом чистого
воздуха. Допускается также применение
электродвигателей исполнения не менее IP33,
но с химически стойкой изоляцией и с закры-
тием открытых неизолированных токоведу-
щих частей.
Если электрическая машина имеет ко-
робку выводов или коробку контактных
колец, то степень защиты коробки должна
соответствовать степени защиты электриче-
ской машины, но не должна быть менее IP20
для коробки выводов и IP23 для коробки
контактных колец, если степень защиты элект-
рической машины менее IP20.
У электрических машин со степенями
защиты IP43 и выше, имеющей внешний
вентилятор, насаженный на конец вала,
степень защиты кожуха вентилятора не
должна быть менее IP2&5 У машин со сте-
пенью защиты IP43 или IP44, имеющих
указанный вентилятор и продуваемый возду-
хом ротор, степень защиты отверстий для
прохода воздуха через ротор не должна
быть менее IP23. При этом конструкция
машины с продуваемым ротором должна
обеспечивать соответственно степень защиты
IP43 или IP44 внутренней части машины
(зоны расположения обмотки статора и ро-
тора) от тракта, по которому проходит
воздух, охлаждающий ротор.

Исполнения электрических машин по спо-
собам охлаждения, защищенности, стойкости
к воздействию окружающей среды и мон-
тажу, требования к показателям надежности
и другие указываются в стандартах на
отдельные виды машин, а при отсутствии
стандартов — в технических условиях на эти
машины.
Все электрические машины должны обла-
дать достаточной механической прочностью,
чтобы соответствовать требованиям, приве-
денным в табл. 3.4 — 3.9. Синхронные машины,
кроме того, должны быть рассчитаны так,
чтобы выдерживать симметричные и несим-
метричные внезапные КЗ на выводах обмотки
статора при номинальной нагрузке и на-
пряжении, равном 105 % номинального.
Допустимые уровни шума, вибрации и
индустриальных радиопомех, создаваемых
электрическими машинами, должны быть в
пределах норм, указанных в стандартных
или технических условиях (см. табл. 1.27).
Обозначение выводов обмоток элект-
рических машин должно соответствовать
данным, приведенным в табл. 3.10. Техни-
ческие характеристики электродвигателей
указаны в разд. 6.
Таблица
Вид требования
Температура охлаж-
дающей среды (вхо-
дящей), °С:
газообразной (воз-
духа, водорода)*1
жидкостной (воды,
масла)
воды (первичной)
для охлаждения
среды (газа, жид-
кости) при замкну-
тых циклах их цир-
куляции*2
Номинальные режимы
работы и их услов-
ное обозначение по
ГОСТ 183-74**
Номинальный коэффи-
циент мощности син-
хронных машин*3
(coscpHOM)
Длительно допустимое
повышение активной
нагрузки, % номи-
нальной
3.1. Требования к вращающимся электрическим машинам
Электрические машины
Турбогенераторы
(ГОСТ 633-85Е)
40
40±5
33
Продолжитель-
ный, S1
0,8 до 100 МВт;
0,85 от 100 до
500 МВт; 0,9 свы-
ше 500 МВт
20 для 32-100
МВт с повыше-
нием cos (р до
0,85 и давления
водорода; 10 для
мощности свыше
100 МВт с повы-
шением coscp до
0,9 и давления
водорода
Гидрогенераторы
(ГОСТ 5616-81*Е)
40 и 35
35
28
Продолжитель-
ный, S1
0,8 до 125
MB-А; 0,85 от
125 до 360
МВ-А; 0,9 свы-
ше 360 МВ-А
До номиналь-
ной кажущейся
мощности и
cos (р = 1
Синхронные
компенсаторы
(ГОСТ 609-84)
40
—
30
Продолжи-
тельный, S1
0
—
Электродвигатели
40
—
30
Продолжитель-
ный, ST; крат-
ковременный,
S2; повторно-
кратковремен-
ный, S3-S5;
перемежаю-
щийся S6 —S8
0,9
У синхронных
двигателей до
номинальной ка-
жущейся мощ-
ности и cos ср = 1

Продолжение табл. 3.1
Вид требования
Кратковременная пере-
грузка по току, %
номинального для
машин:
с косвенным ох-
лаждением обмо-
ток
• с непосредствен-
ным охлаждением
обмоток
Повышенная частота
вращения в течение
2 мин, %
Класс нагревостойкос-
ти изоляции
Предельно допустимые
температуры частей
машины и охлаж-
дающей среды
Предельно допустимые
температуры под-
шипников, °С:
вкладышей
выходящего масла
обоймы подшип-
ника качения
Возбуждение синхрон-
ных машин:
Турбогенераторы
(ГОСТ
633-85Е)
50, 2 мин
50, 1 мин
120
А* 5, В, F
80
65
—
Электрические машины
Гидрогенераторы
(ГОСТ
5616-81*Е)
50, 2 мин
50, 1 мин
175*4
В, F
Синхронные
компенсаторы
(ГОСТ
609-84)
50, 2 мин
50 мин,,
1 мин
'
120
В, F
См. табл. 1.19
80
65
—
'
-
80 \
65
—
Электродвигатели
50, 2 мин (мощ-
ностью до 0,55
кВт)
50, 1 мин. Воз-
будители с пре-
дельным напря-
жением более 1,6
номинального
напряжения воз-
буждения 100%,
1 мин
120 номиналь-
ной (или наи-
большей, если с
регулированием
частоты враще-
ния); 120 наи-
большей, но не
менее 150 номи-
нальной для дви-
гателей ^после-
довательным
возбуждением
А, Е — до 1 кВ;
A, F-6 кВ и
выше
80
65
100

Продолжение табл. 3.1
Вид требования
предел устойчи-
вого регулирова-
ния*6
V-
ч-
кратность предель-
ного установив-
шегося напряже-
ния возбуждения
(кратность форси-
ровки), ед., не ме-
нее*7
номинальная ско-
рость нарастания
напряжения воз-
буждения,
отн. ед/с, не менее
допустимая дли-
тельность двукрат-
ного номинально-
го тока возбужде-
ния, с:
при косвенном
охлаждении
обмотки ротора
при непосредствен-
ном (или форсиро-
ванном) охлажде-
нии обмотки рото-
ра
Статическая перегру-
жаемость синхрон-
ных машин не ниже
Турбогенераторы
(ГОСТ
633-85Е)
От 50% итбл
ДО 110% <7возб.ном
2
2
50
~'20*8
1,7 — менее
500 МВт;
1,6-500 МВт;
1,5-800 МВт
и более
Электрические
Гидрогенераторы
(ГОСТ
5616- 81*Е)
От 20% {У^зе.,
ДО 110%
^Люзб.ном > ПРН
схемах само-
возбуждения от
70% £/Возб.х ДО
У 1U /о ^возб.ном
1,8 — коллек-
торные; 2 —
другие системы
2; 1,5 — для ма-
шин свыше
4 MB-А с кол-
лекторным
возбудителем
50
20
1>7*9
машины
Синхронные
компенсаторы
(ГОСТ
609-84)
От 0 до 110%
^возб.ном
(для ревер-
сивных сис-
тем — от
максималь-
ного тока
отрицатель-
ного воз-
буждения)
2
2
50
Электродвигатели
—
1,4 или по ТУ
0,8
50
1,65; 1,5-
при быстродей-
ствующих систе-
мах возбужде-
ния

Продолжение табл. 3.1
Вид требования
Время в течение ко-
торого оболочка
корпуса и торцевые
щиты машин с водо-
родным охлаждени-
ем должны выдержи-
вать без остаточных
деформаций давле-
ние 8-105 Па, мин
Количество темпера-,
турных индикаторов
нагрева обмотки и
стали статора, шт.,
не менее *10
Допустимая нагрузка
трехфазных машин
при несимметрии то-
ков в фазах
Электрические машины
Турбогенераторы
(ГОСТ
633-85Е)
15
6 ниже 32 МВт;
12 для 32 МВт
и выше
Гидрогенераторы
(ГОСТ
5616-81*Е)
Синхронные
компенсаторы
(ГОСТ
609-84)
2
6 для 0,5—10 6 ниже
МВ-А 50 МВ-А
12 свыше 12 для
10 МВ-А 50 МВ-А
См. табл. 3.44
Электродвигатели
6*11
*1 Для гидрогенераторов с разомкнутой системой вентиляции устанавливается 40, а с замкну-
той—35 °С. Для двигателей, спроектированных до 1968 г., установлена температура 35 °С.
*2 До 1976 г. для турбогенераторов мощностью менее 32 МВт допускалось принимать в расчет
при Проектировании температуру охлаждающей воды менее 33 °С. Для синхронных компенса-
торов температура воды может быть повышена, но не более чем до 33 "С (при необходимости
допускается снижение мощности). Для двигателей, спроектированных до 1968 г., установлена тем-
пература 25 СС.
*3 Для гидрогенераторов по специальным техническим условиям допускается иметь более высокий
cos<pHOM. Для капсупьиых гидрогенераторов мощностью до 20 МВ-А устанавливается cosфном = 0,95,
а мощностью свыше 20 МВ-А cosфном = 0,98.
*4 Указанная частота вращения не должна быть меньше достигаемой гидроагрегатом при
полном сбросе номинальной нагрузки при исправной системе регулирования плюс 15% номинальной
частоты вращения. При угонной частоте вращения (в случае нарушения регулирования) ротор не
должен задевать статор. Капсульные гидрогенераторы и генераторы с ручным регулированием должны
выдерживать фактическую угонную частоту вращения.
*5 Класс А разрешен только для турбогенераторов серии ТВМ.
■J-
*6 VВОэб. х — напряжение возбуждения, соответствующее номинальному напряжению на выводах
машины при холостом ходе, и f/B03g. ши — напряжение возбуждения при номинальных нагрузке и
напряжении.
*7 Для турбогенераторов мощностью 100 МВт, спроектированных до 1968 г., допускается 1,7.
*8 30 с для турбогенераторов ТВФ-63-2 и ТВФ-100-2; 15 с для турбогенераторов 800 МВт
и 10—15 с для турбогенераторов 1200 МВт.
*9 Допускается иметь по согласованию значение статической перегружаемости более низкое,
но не ниже 1,5. Для кдпсульных гидрогенераторов установлено значение статической перегру-
жаемости. равное 1,5 при мощности 20 МВ-А и ниже, 1,35 при мощности свыше 20 МВ-А.
*1С Для машин с водяным охлаждением температурные индикаторы используются также для
контроля за дистиллятом в каждой параллельной ветви по воде, поэтому число установленных
индикаторов может значительно превышать указанное.
*ч Температурные индикаторы допускается не устанавливать на машинах с длиной сердечника
менее 1 м или мощностью менее 5000 кВ-А.

Таблица 3.2. Классификация степени защиты электрических машин
Степень защиты персонала от соприкосновения и попадания
посторонних тел
Краткое описание
защиты
Защита отсутствует
Защита от твердых
тел размером более
50 мм
Защита от твердых
тел размером более
12 мм
Защита от твердых
тел размером более
2,5 мм
Определение защиты
Специальная защита отсутствует
Защита от проникновения внутрь
оболочки большого участка поверх-
ности человеческого тела, например
руки, и от проникновения твердых тел
размером свыше 50 мм
Зашита от проникновения внутрь
оболочки пальцев или предметов дли-
ной не более 80 мм и от проник-
новения твердых тел размером свыше
12 мм
Защита от проникновения внутрь обо-
лочки инструментов, проволоки и
т. д. диаметром или толщиной более
2,5 мм и от проникновения твердых
тел размером более 2,5 мм
Условное
обозна-
чение
0
1
2
3
' Степень защиты от проникновения воды
Краткое
описание
защиты
Защита от-
сутствует
Защита от
капель воды
Защита от
капель воды
при наклоне
до 15°
Защита от
ДОЖДЯ
Определение защиты
Специальная защита отсутствует
Капли воды вертикально, падающие
на оболочку, не должны оказывать
вредного воздействия на изделие
Капли воды, вертикально падающие
на оболочку, не должны оказывать
вредного воздействия на изделие при
наклоне его оболочки на любой угол
до 15° относительно нормального по-
ложения
Дождь, падающий на оболочку под
углом 60° от вертикали, не должен
оказывать вредного действия на изде-
лие
Условное
обозна-
чение
0
1
2
3

Защита от твердых
тел размером более
1 мм
Защита от пыли
Пыленепронипае-
мость
-
Защита от проникновения внутрь обо-
лочки проволоки и твердых тел раз-
мером более 1 мм
Проникновение внутрь оболочки пы-
ли не предотвращено полностью. Од-
нако пыль не может проникать в ко-
личестве, достаточном для нарушения-
работы изделия
Проникновение пыли предотвращено
полностью
№ *
4
5
6
-
Защита от
брызг
Защита от
водяных
струй
Защита от
воли воды
Защита при
погружении в
воду
Защита при
длительном
погружении
в воду
Вода, разбрызгиваемая на оболочку
в любом направлении, не должна
оказывать вредного действия на изде-
лие
Струя воды, выбрасываемая в любом
направлении на оболочку, не должна
оказывать вредного действия на изде-
лие
Вода при волнении не должна по-
падать внутрь оболочки в количестве,
достаточном для повреждения изделия
Вода не должна проникать в обо-
лочку, погруженную в воду, при опре-
деленных условиях давления и времени
в количестве, достаточном для по-
вреждения изделия
)
Изделия пригодны для длительного
погружения в воду при условиях,
установленных изготовителем. Для не-
которых типов изделий допускается-
проникновение воды внутрь оболочки,
но без нанесения вреда изделию
4
5
6
7
8

Таблица 3.3. Степени зашиты электрических машин
Степени защиты персонала
от соприкосновения
и попадания
посторонних тел
0
1
2
3
4
5
6
Степени защиты от проникновения воды
0
IP00
IP10
IP20
1
IP01
IP11
IP21
2
IP12
IP22
3
IP13
IP23
IP43
4
IP44
IP54
5
[Р55
6
IP56
7
-
8
-
Примечание. Исходя из специфических особенностей отдельных видов электрических машин, допускаются степени защиты IP57 и [Р58.
Таблица 3.4. Технические данные турбогенераторов
Тип
Т2-2,5-2
Т2-4-2
Т2-6-2
Т2-12-2
Т-2,5-2
Т-4-2
Т-6-2
МВД
3,125
5
7,5
15
3,125
5
7,5
МВт
2,5
4
6
12
2,5
4
6
кВ
3,15
6,3
3,15
6,3
6,3
10,5
6,3
10,5
3,15
6,3
3,15
6,3
6,3
10,5
'НОМ'
А
574
287
918
459
687
412
1375
825
572
286
916
458
687
412
cos<p
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
Возбуждение
i
о
К
о
Ь со
32
111
139
137
225
226
83
113 .
140
139
s
о
к
1-6
п
о
245
276
255
251
288
289
243
274
248
246
КПД,
%
97,3
97.4
97,6
97,5
97,8
97,7
97,2
97,4
97,6
Избы-
точное
давление
водорода,
кПа
-
Односто-
ронний
зазор,
мм
22
22
24
24
22
22
24
Размеры статора
Внутрен-
ний
диаметр,
мм
550
550
650
650
550
550
650
Длина
активной
стали
(общая),
мм
1000
1350
.1300
2200
1000
1350
1300
Число
ради-
альных
вентиля-
ционных
каналов
19
26
25
43
19
26
25
Длина
вентиля-
ционных
каналов,
мм
5 и 10
5 и 10
5 и 10
5 и 10
5 и 10
5 и 10
5 и 10

Т-12-2
ТП-12-2
Т-20-2
твс-зо
ТВС-32
ТВ2-30-2
ТВ-50-2
ТВ-60-2
ТВ-100-2
ТВ2-100-2
ТВ2-150-2
ТВФ-60-2
ТВФ-63-2
ТВФ-100-2
ТВФ-120-2
ТВФ-200-2
ТВВ-160-2
ТВВ-165-2
ТВВ-200-2
ТВВ-200-2А
ТВВ-220-2А
15
15
25
37,5
40
37,5
62,5
75
117,5
117,5
166,5
75
78,75
117,5
125
235
188,2
188,2
235,2
235,2.
259
12
12
20
30
32
30
50
60
100
100
150
60
63
100
100
200
^160
160
200
200
220
6,3
10,5
6,3
10,5
6,3
10,5
6,3
10,5
6,3
10,5
6,3
10,5
10,5
10,5
15,75
13,8
18
6,3
10,5
6,3
10,5
10,5
10,5
11
18
18
15,75
15,75
15,75
1376
825
1376
825
2295
1375
3440
2060
3670
2200
3440
2060
3440
4125
4320
4955
5350
6880
4125
7210
4330
6475
6875
12370
6040
6040
8625
8625
9490
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,85
0,85
0,9
0,8
0,8
0,85
0,8
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
230
250
190
192
222
230
221
219
236
224
239
350
219
427
200
200
177
270
277
400
360
386
315
300
325
291
289
251
259
545
548
456
440
492
488
468
640
717
640
650
668
1650
1510
1450
1280
1605
1715
2240
2300
2100
2660
2540
2740
97,6
97,6
97,6
98,3
98,3
98,3
98,5
98,55
98,6
98,7
98,9
98,5
98,3
98,7
98,4
98,8
98,5
98,5
98,6
98,6
98,6
■—
—
—
5-50
50
5-60
5
100
5
5
70/50
200
200
200
250
200
300
350
300
, 300
300
24
24
35
27
28
28
42,5
42,5
52,5
47,5
62,5
72,5
50
62,5
40
64
64
72,5
67,5
85
80
.70
70
690
690
850
870
870
870
1075
1075
1095
1095
1200
1075
1030
1075
1030
1128
1128
1220
1135
1170
1235
1215
1215
2200
2200
2000
2700
2700
2700
3100
3100
6350
5250
6250
2800
2800
, 3100
' 3100
5450
3100
3800
4300
4200
4200
43
43
35
68
68
65
564
64
132
100
112
43
43
51
51
88
68
63
70
92
92
5 и
5 и
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
5
10
10
5
5

Продолжение табл. 3.4
Тип
ТВВ-320-2
ТВВ-500-2
ТВВ-500-2А
ТВВ-500-2Б
ТВВ-800-2
ТВВ-1200-2
ТГВ-200
ТГВ-200М
ТГВ-300
ТГВ-500
ТВМ-300
MBA
353
588
588
588
889
1333
235
235
353
588
353
'НОМ'
МВт
300
500
500
500
800
1200
200
200
300
500
300
кВ
20
20
20
20
24
24
15,75
15,75
20
20
20
'НОМ'
А
10200
17000
17000
17000
21400
16050 х
х2
8625
8625
10200
17000
10190
cos<p
0,85
0,85
0,85
0,85
0,9
0,9
0,85
0,85
0,85
0.85
0,85
Возбуждение
о
а:
уб
о
«
447
482
482
488
600
515
420
420
420
444
282
s
о
я
1.6
О
2900
3590
3590
3470
3850
7830
1890
1890
3050
5120
4420
Г
КПД,
'о
98,7
98,7
98,7
98,7
98,75
98,94
98,85
98,6
98,8
98,83
98,82
Избы-
точное
давление
водорода,
кПа
350 и 400
450
450
450
500
500
300
300
300
300
нет
Односто-
ронний
зазор,
мм
95
95
95
95
100
150
100
100
90
100
90
Внутрен-
ний
диаметр,
мм £ ,
1265
1315
1315
1315
1400
1550
1275
1275
1300
1320
1265
Размеры
■ Длина
активной
стали
^общая),
* мм
6000
6300
6300
6300
7100
8000
5000
5000
5800
6200
5700
статора
Число
ради-
альных
вентиля-
ционных
каналов
130
138
138
138
151
170
90
90
-
137
-
Длина
вентиля-
ционных
каналов,
мм
5
5
5
5
5 и 10
5
5
10
-
5 и 10
-

Таблица 3.5. Параметры турбогенераторов
Тип
Т2-2,5-2
Т2-4-2
Т2-6-2
Т2-12-2
Т-2,5-2
Т-4-2
Т-6-2'
Т-12-2; ТП-12-2
Т-20-2
ТВС-30
ТВС-32
ТВ2-30-2
ТВ-50-2
ТВ-60-2
ТВ-100-2
ТВ2-100-2
ТВ2-150-2
ТВФ-60-2
ТВФ-63-2
ТВФ-100-2
Попе-
речное
сечение
спинки
активной
стали,
1225
1640
1932
3260
1204
1622
2728
2748
2939
2733
6630
5550
5565
6300
9300
9300
18450
15 350
20000
7440
8270
7225
8275
9560
Средний
диаметр
актив-
ной
стали,
см
84,5
84,5
100,4
100,4
77 '
77
91,5
95,5
122
150,5
132,5
149
184
184
1Q4ai
194 •
208
181
176
181,4
■ 176,5
197,5
Число
пазов
48
48
54
54
48
48
48
54
54
48
42
54
54
60
54
72
72
54
54
54
48
72
48
72
60
Шаг
об-
мотки
по па-
зам
1-20
1-20
1-23
1-23
1-20
1-201
1-21
1-23
1-23
1-21
1-18
1-22
1-22
1-26
1-22
1-29
1-29
1-22
1-23
1-23
1-21
1-31
1-21
1-31
1-26
Статор
Соеди-
нение
фаз
Л/Л
Л/Л
Д/Л
Л/Л
Л/Л
л/л
л/л
л/л
Л/Л
Д/Л
Д/Л
ЛЛ/Л
лл
лл
лл
лл
лл
лл/лл
лл/лл
лл
Число
выво-
дов
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
12
12
6
12
12
9
9
9
актив-
ной
стали
без
зубцо-
вого
слоя,
т
2,92
3,94
5,48
9,26
2,4
3,3
5,7
5,5
9,4
9,8
10,88
20,2
20,2
23
42
42 .
74,5
72,7
102
31,7
35
31,1
34,9
46,7
Масса
статора
в сборе,
т
5,86
7,71
9,06
13,88
6,36
7,74
10,2
9,5
14,5
16,3
34,5
61,2
53
56
103
103
180
180
242
87
89,4
87,6
123
стержня
(катуш-
ки), кг
15
17,5
21,5
12,3
' 12,3
15,1
16
18,5
12,5
17,5
48
27,9
38
-
—
—
—
—
—
—
—
-
Длина
бочки,
мм
1000
1350
1300
2200 .
1000
1350
1300
2200
2200
2800
2800
2800
3250
3250
6500
6400
5400
2850
2850
3250
Число
пазов/
пазовые
деления
28
28
32
32
28/37
28/37
32/38
32/36
28/38
32/42
32/42
32/42
36/46
36/46
36/46
36/48
40/52
28/42
28/42
32/48
Ротор
Момент
инер-
ции,
т-м2
0,065
0,08
0,17
0,26
0,058
0,069
0,173
0,355 '
1
1,35
1,35
1,25
3,375
3,37
5,75
5,03
7,5
2,12
2,42
3,25
Критические
частоты
вращения,
об/мин
первая
2720
2150
2310
1680
2830
2400
1560
1312
1980
2000
1600
1590
1680
930-
1600
1320
1320
665
1167
1000
1640
1500
1510
1500
вторая
_
—
8800
4820
-
—
^и_
4430
6350
6450
4500
5020
2700-
4500
3480
3480
—
3740
3380
4250
4800
3910
3820
Диа-
метр
кон-
тактных
колец,
мм
330
330
330
330
250
250
338
338
450
433
450
430
430
430
430
430
430
■ —
460
-
Мас-
са, т
1,65
2,15
2,99
4,86
2,54
3,17
4,1
4,46
6,98
12,1
16,2
16,2
17
30
30
48
46
58,6
24,2
25,4.
30

Продолжение табл. 3.5
Тип
ТВФ-120-2
ТВФ-200-2
ТВВ-160-2
ТВВ-165-2
ТВВ-200-2
ТВВ-200-2А
ТВВ-220-2А
ТВВ-320-2
ТВВ-500-2
ТВВ-500-2А
ТВВ-500-2Б
ТВВ-800-2
ТВВ-1200-2
ТГВ-200
ТГВ-200М
ТГВ-300
ТГВ-500
ТВМ-300
Попе-
речное
сечение
спинки
активной
стали,
9650
17650
10875
12200
15300
15300
15300
21750
23800
23800
23800
65300
74750
15950
15050
17100
23200
22000
Средний
диаметр
актив-
ной
стали,
см
197,5
210
197,7
206,6
205,7
206,1
206,1
215,3
221,4
221,4
221,4
217,5
234,5
215,3
203,5
236
226,7
223,4
Число
пазов
60
72
48
42
30
60
60
54
48
48
48
42
72
60
30
60
48
60
Шаг
об-
мотки
по па-
зам
1-26
1-31
1-20
1-18
1-13
1-26
1-26
1-23
1-21
1-21
1-21
1-18
1-33
1-25
1-13
1-25
1-21
1-26
Статор
Соеди-
нение
фаз
АЛ
АААА
А
А
А
АА
АА
АА
АА
АА
АА
АА
АА/АА
АА
А
АА
АА
АА
Число
выво-
дов
9
12
6
6
6
9
9
9
9
9
9
9
18
9
6
12
12
12
актив-
ной
стали
без
зубцо-
вого
слоя,
т
45,6
88,5
51,3
61,8
72,8
75,3
75,3
112
126,6
126,6
126,6
186,8
230
82,5
73,15
108
125,7
143,2
г
Масса
статора
в сборе,
т
128,2
250
115
143
164
170
170
250
225
225
225
322
390
204
170
266
218
245
стержня
(катуш-
ки), кг
75/67
105/100
-
72
72
-
140
140
140
148/163
144/157
145/142
127
163/159
141/139
110/113
Длина
бочки,
мм
3250
5600
3250
3950
4350
4350
4350
6100
6350
6350
6350
7200
8000
5100
5100
5800
6200
5700
Число
пазов/
пазовые
деления
32/48
40/52
32/48
32/48
36/52
36/52
36/52
36/52
36/53
36/53
36/53
36/56
40/60
36/52
36/52
36/52
40/60
36/51
Ротор
Момент
инер-я
ции,
т-м2
3,25
6,6
3,87
4,37
5,28
5,28
5,28
7,45
10
10
10
14
18,5
6,25
6,25
8,5
8,25
7
Критические
частоты
вращения,
*<в об/мин
первая
1500
1100
1510
1350
1350
1370
1370
900
950
950
950
690
590
1280
1280
1280
1230
883
вторая
4430
3520
3830
3350
■ 3400
3400
3400
2650
2400
2400
2400
2000
1710
4400
4400
4130
4200
2540
Диа-
метр
кон-
тактных
колец,
мм
460
320
460
460
460
320
320
500
нет
400
400
нет
440
440
445
440
510
Мас-
са, т
30,8
51
3!
34,6
42
42,8
43
55
65
65
66
80
100
47,8
47,8
55,8
61,5
50,4
Примечания: 1. Массы статоров и роторов, имеющих жидкостное охлаждение, указаны без жидкостей.
2. Критические частоты вращения даны с учетом податливости опор.
3. Стержневая обмотка у всех генераторов, кроме Т2 и Т мощностью 2,5—6 МВт, у которых обмотка катушечная.

т
Т2-2.5-2
Т2-4-2
Т2-6-2
Т2-12-2
Т-2,5-2
Т-4-2
Т-6-2
Т-12-2; ТП-12-2
Т-20-2 (10,5 кВ)
ТВС-30
Ч
ТВС-32
ТВ2-30-2
ТВ-50-2
ТВ-60-2
ТВ-100-2
Ток
возбуждения
холостого
хода, А
(при
^homJ
100
109
101
94
111
101
108,6
94;б
92,9
90,1
80,8
208
156
165 к
155
160
258
255
264
окз
0,62
0,6
0,62
0,55
0,6
0,636
0,603
0,569
0,557
0,58
0,483
0,456
0,437
*),4?7
0,432
0,51
0,45
0,62
0,51
Таблица
3.6. Расчетные параметры турбогенераторов
Индуктивные сопротивления, оти. ед.
Xd
1,77
1,92
1,9
1,9
2,09
1,77
1,915
2,03
1,91
2,59
2,38
2,46
2,53
2 52
2,34
2,55
1,84
2 2
*к
0,24
0,24
0,23
0,23
0,23
0,243
0,242
0,25
0,23
0,25
0,26
0,294
0,257
0,251
0,27
0,24
0,257
0,2
0,242
x'd
0,146
0,134
0,137
0,148:
0,116
0,146
0,134
0,145
0,137
0,121
0,13
0,159
0,152
0,151
0,159
0,148
0,152
0,135
0,157
*о
0,12
0,11
0,112
0,112
0,092
0,091
0,114
0,106
0,118
0,118
0,09
0,109
0,159
0,118
0,128
0,126
0,134
0,123
0,127
0,11
0,132
*2
0,178
0,163
0,168
0,168
0,142
0,178
0,163
0,175
0,168
0,148
0,159
0,194
0,186
0,184
0,194
0,179
0,185
0,1*65
0,191
*о
0,047
0,052
0,058
'0,06
0,065
0,047
0,052
0,067
0,058
0,067
0,082
0,084
0,072
0,07
0,075
0,095
0,068
0,056
0,067
Активные сопро-
тивления, Ом
(при 15°С)
фаза
статора
0,0165
0,065
0,0094
0,0374
0,0517
0,0642
0,00724
0,0278
—
0,0713
0,0389
0,0201
0,0719
0,0086
0,025
0,0078
0,00198
0,00537
0,00451
0,00451
0,00198
0,00537
0,00225
0,00224
обмотки
ротора
^вочб
0,282
0,27
0,36
0,53
0,228
0,278
0,382
0,382
0,657
0,657
0,174
0,324
0,324
0,305
0,305
0,33
0,33
0,23
0,226
тйо
3,89
4,29
5,79
6,72
3,89
4,29
5,72
5,79
7,05
6,6
6,58
10
10,7
10,7
10
10
11,6
11,7
Постоянные времени, с
■#
0,53
0,54
0,71
0,72
0,533
0,543
0,71
0,706
0,73
0,72
0,79
1,01
1,07
1,07
1,02
1,05
1,26
1,29
t'd
0,067
0,068
0,088
0,091-
0,067
0,068
0,089
0,088
0,091
0,09
0,098
0,121
0,133
0,13
0,127
0,137
0,158
0,161
та
0,072
0,071
0,106
0,106
0,078
0,072
0,071
0,112
0,106
0,102
9,092
0,23
0,21
0,249
0,246
0,197
0,208
0,265
0,258
■Й(2)
0,84
0,84
1,12
1,1
1,11
0,84
0,84
1,11
1,12
1,12
1,09
1,21
1,62
1,72
1,71
—
—
■Й(1)
0,92
0,92
1,24
1,26
1,27
0,912
0,92
1,25
1,24
1,29
1,26
1,37
1,82
1,95
1,94
—
Емкость
фазы
относи-
тельно
корпуса,
мкФ
0,05
0,05
0,05
1,1
0,08
-
-
-
-
0,2
0,16
-
0,2 ,
0,16
0,26
0,26
0,29

Продолжение табл. 3.6
Тип
ТВ2-100-2
ТВ2-150-2
TRct>-fiO-?
1 D41 UU Д
ТИФ-63-2
I иМ< \JJ~JL
ТВФ-100-2
ТВФ-120-2
ТВФ-200-2
ТВВ-160-2
ТВВ-165-2
ТВВ-200-2
ТВВ-200-2А
ТВВ-220-2А
ТВВ-320-2
ТВВ-500-2
ТВВ-500-2А
ТВВ-500-2Б
ТВВ-800-2
ТВВ-1200-2
ТГВ-200
ТГВ-200М
ТГВ-300
ТГВ-500
ТВМ-300
Ток
возбуждения
холостого
хода, А
(при
268
321
688
617
538
450 1
640
634
860
755
814
1025
920
920
1200
1086
1060
1287
2460
720
710
1057
1605
1600
ОКЗ
0,57
0,73
0,64
0,68
0,54
0,54
0,61
0,56
0,58
0,475
0,576
0,57
0,512
0,465
0,624
0,426
0,42
0,476
0,448
0,572
0,558
0,505
0,44
0,53
Индуктивные сопротивления, отн. ед.
xd
1,8
1,49
1,61
1,67
1,915
2,199
1,79
1,907
1,88
2,3
1,83
1,88
2,16
2,32
1,7
2,56
2,57
2,33
2,42
1,85
1,896
2,2
2,413
2,11
x'd
0,2
0,18
0,28
0,22
0,275
0,224
0,26
0,278
0,25
0,329
0,326
0,275
0,272
0,3
0,26
0,355
0,326
0,307
0,357
0,295
0,32
0,3
0,373
0,33
x'd
0,14
0,122
0,195
0,146
0,18
0,139
0,183
0,192
*а
0,113
0,097
0,17
0,121
0,18
0,139
0,157
0,167
0,165 0,14
0,22 0,22
0,226 0,2
0,191
0,18
0,197
0,173
0,242
0,24
0,219
0,247
0,19
0,213
0,195
0,243
0,2
0,166
0,155
0,172
0,148
0,242
0,24
0,219
0,247
0,165
0,213
0,17
0,218
0,178
х2
0,17
0,149
0,238
0,178
0,22
0,17
0,223
0,234
0,201
0,269
0,276
0,23
0,22
0,24
0,211
0,295
0,293
0,267
0,302
0,232
0,26
0,238
0,296
0,25
х0
0,082
0,066
0,092
0,077
0,105
0,096
0,095
0,097
0,084
0,115
0,106
0,086
0,099
0,11
0,088
0,141
0,14
0,117
0,152
0,084
0,0914
0,096
0,146
0,11
Активные сопро-
тивления. Ом
(при
фаза
статора
0,00145
0,00141
0,000665
0,00219
0,000665
1Ц)0221
0,00104
0,00104
0,00041
0,00357
0,0024
0,00154
0,00152
0,00152
0,00134
0,00122
0,00122
0,00107
0,000752
0,000657
0,00115
0,00219
0,0011
0,0015
1ЭЛ.)
обмотки
ротора
*чюзб
0,335
0,436
0,095
0,1
0,096
0,096
0,185
0,12
0,123
0,116
0.0136
0,0878
0,0878
0,0878
0,115
0,0998
0,1045
0,117
0,051
0,174
0,174
0,103
0,0697
0,051
t'rfo
13
11,9
4,9
6,7
6,09
8,68
6,5
6,45
6,83
5,9
5,42
5,38
7,03
7,03
5,9
9,2
8,9
9,3
8,51
6,85
6,45
7
6,3
6,5
Постоянные времени, с
t'd
1,46
1,44
0,85
0,88
0,87
0,89
0,95
0,94
0,91
0,84
1
0,934
0,91
0,91
0,89
1,28
1,13
1,23
1,42
1,1
1,09
0,96
0,975
1
trf
0,192
0,18
0,106
0,099
0,109
0,111
0,119
0,12
0,114
0,105
0,2
0,117
0,114
0,114
0,112
0,16
0,16
0,16
0,178
0,137
0,136
0,12
0,122
0,126
la
U386
0,442
0,389
0,245
0,344
0,222
0,417
0,4
0,51
0,267
0,41
0,31
0,298
0,326
0,368
0,34
0,34
0,33
0,38
0,546
0,321
0,54
0,468
0,392
x'd(2)
—
—
1,38
1,44
1,41
1,44
1,57
1,54
1.5
1,37
1,6
1,53
1,49
1,49
1,44
2,1
1,93
2,05
2,06
1,74
1,73.
1,55
1,555
1,59
xki)
_
—
—
1,63
1,72
—
1,76
—
1,57
1,78
1,72
1,71
1,68
1,65
2,43
2,25
2,36
2,4
1,95
1,92
1,75
1,8
1,81
Емкость
фазы
относи-
тельно
корпуса,
мкФ
0,29
0,29
0,26
0,21
0,17
0,2
0,24
0,24
0,44
0,14
0,154
0,105
0,23
0,23
0,304
0,25
0,25
0,266
0,4
0,4
0,21
0,43
0,4
0,32
Примечание. ОКЗ — отношение короткого замыкания; jy — синхронное индуктивное сопротивление по продольной оси; xj — переходное ин-
дуктивное сопротивление по продольной оси; х"^ — сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси; *а — индуктивное сопротивление
рассеяния; х, — индуктивное сопротивление обратной последовательности; х0 — индуктивное сопротивление нулевой последовательности; t^q — постоянная
времени по продольной оси при разомкнутой обмотке статора; г'д — переходная постоянная времени по продольной оси при замкнутой накоротко обмотке
статора; т'д — сверхпереходная постоянная времени по продольной оси при замкнутой накоротко обмотке статора; га — постоянная времени при замкнутой
накоротко обмотке статора; x'jm — переходная постоянная времени по продольной оси при замкнутых двух фазах обмотки статора; x'd{l) ~ переходная
постоянная времени по продольной оси при замкнутой одной фазе на нейтраль.

ооопоо
со ся го со со со
■f* 04 оо оо о ui
66/125-4
50/75-40
66/70-52
00/105-6
63/100-4
25/110-1
оо о о
Н
V) -О. Ul
cocococococococococococococococococococococococococo
ЧЧЧЧЧЧЧЧЧЧ^Ч^Ч|Ч|"1|"1|"1|"1|"1'--1|"1|"1|"1|"1|"1
BWi---MMUiMWUi^UlWOWls)[JtJOOO*.WOUlO
i 04D4D^!^tOUlLftO©0--0.0!^LftLftLft.J-s.OO©LftO©0
^To^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^'^'oo
■i^ U» ►— ►— O4^WOOOOWOO\0pO^O,' OOUiOO L
W ' Ui Ui О n! Ui ' ■ ■ ' ■ ■ ' i г i i i t-Л l i i i i 4-^
MWiiiiitJfOWWUltJUl--t4)W^(»W^tJW^O\0
Y1 oo coo оо w .fs.
g °
, tO tO tO »-
W VO 00 00 -J \o 04 U\{_n ■(*■ A ^ Ul u, U) U> Ul Ul to to to to to to t j to
lyilyi'Oi'tyi "и»"*- u» to. "to "oo'to'to'to'to'tfa.'Lftlyi'vo'u» 1л
to ls>
N) **• tS> M.*- ЬО
Lft w 4-s. U» о О
ItJIOWt-'OOW tO tO M tO
>(_Л Ь. -I^Lft JO--J Jb. Jb. U» U» Jik N) |S> IO OS tO Ю W^ tO ю ►— ^ ю tO
p ^.pppp
Lft Lrt Lrt Lft Lft U»
^^ w0 w^
о о о о о-о ooooooooasoooo
UvLftLftLftLftLftUlLftLftLftLftLftUlUlL»JUlLftLftLft
-J 4-s. 0\ Lft 4-s. Ю
tO tO (_Л 00.00 SO
оо о o'u»o
vOU»L»JU34-s-0-JOO-J^4-s.4-s.-JvO-J-J Lft-J Lft^J-s-OOj-s-J-s-UJtO
Ui©O\0S000NO^4Jl0000i-^WIJitJ^tJIJi"-^|4J00IJl--JiO
OsOOOOOOOOOOOUJOOOLftOOoOOOOOLftO
p.0-0-0-0»0
"oo "vo "оо Ъо оо Ъо
►w JS. SO «— vo -J
(_л О О О Lft О
p p о р р р р р р р р о р р р р р р р р р р р р р р
Ъо Ъо Ъо Ъо Ъо оо оо чо "оо "оо "оо оо чо "оо "оо "оо "чо Ъо Ъо Ъо Ъо Ъо Ъо Ъо ЪоЪо
Lft Lft <_Л Lft (J* Lft Lft (J* LftLft LftLft (_Л
WWWW*-W^H.eMMW--Wt4j-MMh.WWTOl-Mt4jWW П
OO^^W'OOOOOOOOOOWWVOOyOyWUiOWUlONWlJli- eft
ОООЧООООООООООШООООООООШОООО "в
s
00 b-- 00 4-s. OS OS 56
OS Lft Lft О О О
■Юк-к-.м^м- ►— ♦-- ♦_- ►— н- ►— ►— ►— ►-. ^* ^- _ 56
^OOUlLft^-Fi-WVDONOONOOOWl^^WOOOOOOO^^O М
4/OOWOOCO<»-sJWt»Ji.lOMtg^OCOa\0\DWtJ^O\0\U) -J
OOUiOOUiUitOOWOOOOOWOOOOOOOWO^O П
чо чо чо чо чо чо
j-j jO. мо -J ps мо
"и» "и» "nj vo "o.
чо.чочочочо^чо ючо^чою^ чо'очочочочочо'очр
O0 O0 O04O0j-J j-J j-J 4^ J-J J-J J-J P j-J J3N \,o \,o ЧО„—-ЗРР Оч ON ON ON ON ^^^
^То^^'алЪГьо °°uLftk) o^o.'wVi о-j-j о^и~-о'1лЪо'и»,и»и-— u-j
KJW-^--0O bJLO-h-h-tJMUlt4)tJ4*J н- ►— U» tO ►— ЧО ■—
OQMWOoiWOOOOlXOUl^^UlljlNj^thWOMWbjUi
OO^LftO-000-0.-0.-JO"-, OOWLrtv^O^Lft-„0
N-* 4--4 -J 4--4 O0
>0 WWtJWW
-j ►-* as u> to oo
Lft © -J Lft © О
WWIONWm ►— 0>0\4b.4b.tOLrtW»--Lft!^i-jK--N)tOLrt4i-tO>--u»
0\OWWOt>^OOQOi-100\WOQ>J>JCM!OC04lCO^O
OOOOLnLftOOOOOLftOOOOOLftOOOt^OOtjnO
WI?i>JO0O\Ul
Lft О Lft р—ЧО «—
О Lft tO *». G Jb.
О О О О О Lft
"30 °° ^ °Qj^ J^J^^^^^^^bOj^ji.^v.o^jo^^jj^o^QOQ»,
4--- 4-s- О О ЧО 4-S- --JLft 1Л \D Ю VD №-ti-м OM3NO>\04S-UiOOO\UiOUi
ё§8ооо
—J <^1 кУ1 >L^ ч^
SU1 UJ О О
о о о о
^ ^^w ч^| 4^1 \^^ 4.^1 4bV k.^ W«f "^^
SLftOOOOOOOO
2 re
S 1 | й | |
м to
UlLrtLrt*-'Ul-fb04tOt4>U>U»LfttOl^JL'lts>N>*-'.fb.fbU}U»tOU)U»U»
^^-*0Lft4O00:i^00004pvOtOU»aNN)U»UJyD00i^04O^04^04
OOCvWAOM00000\0400^O00^AW№5oOOO0vO
S> I I ^| I 04040404040404^^^^4^(0^04 tO tO tO 04^^ tO tO J^^^
I I t 1
I I
UltOtOtOtOtOtOtOtOtO"-K)tOtO — "-»-tOtO"-'tO"-'
l«410\0<0\^>-^00>JOOCMAUi>4W(J>Jmu
» S S Д
»2Ss
t13 я s о
й я E S
g E § S
Ш v T

Продолжение табл. 3.7
Тип
СВЧ-790/106-52
СВ-566/125-32
СВ-570/145-32
СВ-850/120-60
СВ-665/110-32
СВ-840/135-44,
CBI-840/135-44
СВ-1100/145-88
СВ-1030/120-68
СВ-1500/110-116
СВ-840/150-52
СВ-375/195-12
СВ-465/210-16
СВ-430/210-14
СВ-1250/170-96
СВ-808/130-40
СВ-660/165-32
СВ-1340/140-96,
СВКр-1340/150-96
СВН-1340/150-96,
СВ-780/137-32
СВ-1510/120-108
СВ-640/170-24
СВ-1160/180-72
СВ-850/190-48
СВ-850/190-48
СВБ-750/211-40
СВВ-780/190-32
СВ-1470/149-104
СВИ-1160/180-72
СВ-972/150-44
СВ-460/210-12
СВ-850/190-40
СВ1-850/190-40
^ПОМ'
МВ-А
31,2
30
37,5
40
44
50
50
52
55
56,25
65,5
66
68,75
68,75
64,7
67,1
71,5
71,5
74,1
75,3
78,8
90
88
85,3
.88
91
91,8
101,5
95
107
100
111
р
* НОМ'
МВт
25
25,5
30
32
, 37,5
1 40
40
41,6
44
45
52,4
56
55
55
55
57
57,2
57,2
63
64
67
72
75
72,5
75
77
78
82,8
85
85,5
90
100
*-'НОМ'
кВ
10,5
10.5
10,5
10,5
10,5
10,5
15,75
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
13,8
10,5
10,5
13,8
13,8
10,5
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
16,5
13,8
MIOM'
А
1720
1650
2064
2200
2420
2750
1830
2860
3030
3100
3610
3635
3790
2870
3560
3695
2990
2990
408
3150
3290
3760
3700
3565
3700
3790
3840
4330
3980
4480
3490
4650
cos<p
0,8
0,85
0,8
0,8
0,85
0,8
0,8
0,8
0,8
Д8
0,8
0,85
0,8
0,8
0,85
0,85
0,8
0,8
0,85
0,85
0,85
0,8
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
0,8
0,9
0,8
0,9
0,9
*Люзб. НОМ'
в
207
195
220
240
185
2.55
375
325
408
290
155
200
175
—
204
185
390
390
213
350
170
355
302
290
253
240
345
356
196
176
290
290
f
*ВОЗб. НОМ'
А
1100
735
950
1195
930
1140
1310
1160
1470
1115
930
890
920
—
1200
930
1485
1485
1310
1360
1265
1300
1250
1230
1200
1190
1185
1300
1230
1075
1040
1040
КПД,
/о
97
96
96,8
96,8
97
97
96,7
97
96,6
97.2
97,4
97,4
97,55
97,3
97,71
97,5
96,7
96,88
97,95
97,5
97,62
97,8
97,55
97,5
97,85
97,66
97,79
97,6
98,13
97,6
98
98,2
ином>
об/мин
115,4
187,5
187,5
100
187,5
136,4
68,2
88,2
51,7
115,4
500
375
428,6
62,5
150
187,5
62,5
—
187,5
55,6
250
83,3
83,3
125
150
187,5
57,7
83,3
136,4
500
150
180
Иуг-
об/мин
380
380
190
375
275
150
180
108
255
910
600
700
165
310
415
134
—
—
117
500
167
—
236
—
—
119
167
290
835
310
360
Внутрен-
ний ■ диа-
,мстр, мм
'" 7й1о
5145
5110
7970
5880
7800
10475
9720
14500
7850
3000
3900
3500
11820
7500
5880
12 920
—
7080
14 560
5680
11000
7820
7820
6870
7080
14120
11000
9000
3640
7820
7820
Статор
Число
пазов
324
—
216
—
—
—
—
—
720
■ —
—
—
—
—
456
—
684
—
300
810
—
—
396
—
336
300
624
486
396
180
—
324
Число
стыков
4
—
4
—
—
—
—
—
6
—
—
—
—
—
4
—
6
—
4
6
—
—
4
—
4
4
6
6
4
2
—
6
Число
вентиля-
ционных
каналов
18
—
26
—
—
—
—
—
19
—
—
—
—
—
23
—
26
—
24
—
—
—
32
—
36
33
26
31
26
—
—
34

СВ-1500/170-96
СВ-1230/140-56
СВ-1225/130-56
СВ-1500/150-88
СВ-1500/200-88,
СВ2-1500/200-88
СВ-785/230-32Т
СВ-855/235-32
СВ-1500/175-84
СВ-1260/235-60Т
СВ-1130/220-44
СВ-1190/250-48
СВ-1100/250-36
СВ-712/227-24
117,65
130,6
127,8
127,8
127,8
134
176,5
190
206
253
264,7
353
305
100
104,5
108,5
115
115
120
150
171
175
215
225
300
260
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
11
13,8
15,75
15,75
15,75
15,75
15,75
15,75
4915
5465
5350
5350
5340
7040
4375
6970
7560
9280
9750
12950
11210
0,85
0,8
0,85
0,9
0,9
0,9
0,85
0,9
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
430
355
361
405
380
235
260
375
390
260
430
270
310
1795
1225
1275
1690
1820
1400
1565
1720
1400
2060
1595
2180
2400
97,5
97,9
98,29
97,6
97,62
98,3
98,07
98,3
98,15
98,3
97,44
98,4
98,15
62,5
107,1
107,1
68,2
68,2
187,5
187,5
71,5
100
136,4
125
166,7
250
145
215
140
140
393
380
180
210
300
255
310
440
14300
11600
11350
14290
14300
7200
7700
14218
11900
10400
11000
10000
6250
420
468
660
—
-
528
504
594
216
6
6
6
-
-
6
6
6
4
СВФ-1500/130-88
СВФ-990/230-36
СВФ-1690/175-64
Серяя СВФ
160
353
590
128
300
500
13,8
15,75
15,75
6585
12950
21600
0,8
0,85
0,85
540
319
575
2275
2100
3688
96,3
98,2
98,25
68,2
■ 166,7
93,8
140
845
180/155
14290
—
16100
—
576
—
6
СГКВ-480/115-64
СГКВ-720/140-80
Капсульпые гидрогенераторы
20
45,9
20
45
3,15
6,3
—
-
1
0,98
295
310
950
1305
96,3
97
93,8
75
210
170
4&0
6850
—
—
—
—
СВО-733/130-36
iP м
41,5
41,5
33,4
40
Обратимые
10,5
10
"2510
2635
гидрогенераторы — двигатель-генератор
0,73
0,91
0,9
212/182
175
1220/1050
1000
96,7/97,5
97,4
—
166,7
-
350
-
6600
378

Таблица 3.8. Параметры гидрогенераторов
Тип
Коли-
чество
выво-
дов
6,
мм
Испол-
нение
стато-
ра
Успокоительная
система
Число
стерж-
Диаметр
стержня,
мм
Масса, т
общая
ста-
тора
ротора
(монтаж-
ная)
Масса, кг
одного
стержня
или
катушки
одного
полюса
Пята
На-
груз-
ка, т
Объем
масла на
смазку
пяты
подшйпш^
ков, м3
Расход
воды на
охлаж-
дение
масла,
м-'/ч
Системы
охлаждения
ВГС-700/80-40
ВГС-850/110-64
ВГС-700/100-48
ВГС-525/115-28
ВГС-440/120-20
ВГС-700/100-48
ВГС-800/79-52
ВГС-1040/80-80
ВГС-425/135-16
ВГС-525/110-24
ВГС-1260/89-104
ВГС-800/110-52
ВГС-527/110-24
ВГС-850/135-56
ВГС-650/130-32
ВГС2-650/130-32
ВГС-525/150-20
ВГС-525/150-20
ВГС-1525/135-120
ВГС-1260/147-68
ВГС-1260/200-80
ВГС-1190/215-48
ВГС-1190/215-48
ВГС-930/233-30
ВГСВФ-940/235-30
СВ-566/125-40
СВ-750/75-40
СВ-866/70-52
СВ-800/105-60
СВ-663/100-40Т
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
12
12
18
18
17
;i4
15
14
14
12
14
15
19
15
16
14
15
14
14
14
20
20
22
20
24
26
26
25
26
3
3
3
п
п
3
3
3
—
п
3
3
п
3
3
3
п
п
3
3
3
3
3
п
п
7
5
7
7
11
7
6
5
10
9
4
5
9
7
10
10
Мае
4
5
7
10
10
Мае
8
15
20
15
18
15
15
20
20
16
15
20
20
16
15
15
5
сивный
»
20
22
22
25
25
сивный
30
Серия ВГС
257
325
265
241
168
258
300
330
~
—
522
345
235
379
376
210
295
210
920
784
325
1240
1240
1150
1230
55,6
75
65,6
67,6
55
65,6
70,4
90
90
72
132
84
66
90
95,6
95,6
84,8
86
223,8
229,2
304,8
388
-
379,8
374
120
148
137
116,5
92,8
133,4
138
177,8
85
111,7
250
167
113
196
168
168
147
150
502
416
566
660
—
560
640
16,8
10,7
11
13,4
9,7
11
7
8,3
2,66
15
12,3
19
18,5
10,2
9,5
9,63
15
15
17,6
23,9
15
42,5
—
29,5
40
728
770
900
1245
2470
820
677
614
2008
1230
630
895
1250
1252
1535
1478
1870
1870
1110
1530
2505
4090
—
3950
5050
475
550
650
365
170
500
518
660
200
120
950
600
250
900
700
700
340
340
2000
950
2000
1645
1645
1500
1720
Серии СВ
—
—
—
-
г
—
12
—
-
П
П
—
3
п
—
6
—
-
—
20
—
-
296
291
—
430
315
—
—
—
-
141,2
148,1
—
223
147
560
390
753
600
5
5
6
4,3
1,73
6
5
5
3,1
4,3
7,3
5
4,3
7
4,3
4,3
4
4
10,7
7,3
10,2
14
11
14
9
—
—
—
-
20
30
30
10 1
12
20
'20
50
45
30
55
20
40
50
40
40
45
45
70
75
150
170
150
60
150
5
—
—
—
-
ВВС-228/14-12
ВВС-220/34-12
ВВС-220/19-12
ВВС-180/19-12
ВВС-99/29-8
ВВС-220/19-12
ВВС-220/24-12
ПС
ВВС-99/29-8А
ВВС-139/19-8
ВВС-285/35-16
ВВС-280/24-12
ВВС-139/19-8
ВВС-220/34-12
ВВС-220/14-12
ВВС-220/14-12
ВВС-139/19-8
ВВС-139/19-8
ИС
ВВС-2 85/44-16
ВВС-285/32-16
ПС
ПН
—
ПС
ДГ
эмн
ВГВ-21/22-0,2 5
эмн
эмн

и
о\
(N
ГО
00
|
я
с*
г
о
00
ВС-
о sa а sa
I
*© сч
VI СП
(N
*7 сч vo
so os сч m
п п m м
?2 и E т т ** 1
т1 r, к s °° °° °° sa.„
[ийппянраис
см
гА «
оо -г"
О m
00
| 1-М £ |
я я (Г) а
а
I l I ] l I
l l l l I
l t I
I I I so
I I I IS I м I 12 I I
СО | см
I I
о
(N
(N
О
О
VO
VO
1Л
§
VO
о
1П
VO
о
•*
8
^
о
1Л
ON
88
Ч"> С")
—' ——
о
о
SO
'^
8
'^
о
00
о
00
■Cl-
in
•*
8
сч
000
——
о
1Л
"^
g
(N
оо
00 00
оо
8
00
-"
о
m
о
о
о
-"
о
1Л
00
о
in
Г)
с- ■*
~*
о о
сч о
.— (N
000
(N
VO
OV
vo
Tt
о
00
00
о
о
1Л
*~'
2 I I I I I I
I I I I I
о
сч
о
— °
! оо m
Tf try VO *—<
vo m о «
i-^ m m in
(N (N (N —I
1Л
1 °°
1 (N
(N
О
О
vo
■*
I I I I 2 I
I I l <* l 2
'w^v"^ui^'Oi^^^«^ooirioinm ■sJ-mostN—« in vo гл m os — -sf
«M^^^^ON^Q^^^C^^^^M^ 0>1Л (N Tt OV N -^ 1Л ОЛЮ Ov СП
rt- M VI (VI
■ VO (N
<N ГП О
00 ■* ^
m vo -st-
<*"c-" I vo I I I I
VO t— t—
I c- I I I I
О "
2 I S
. (N VO
oon *o vq
I ° ■*" rn"o\
1 _. VI ITl^-
—. —i (N — —<
<-» r-ъ пл r- л-е+г-ъглг-ъ^ООСЧООО -St- OOOVOOQO f-jvo
°Soo« [8*мой»!=Я21й^о SlS^ovavoS 1° »
(NtN^J-m moomoom^^^;^^1^0, o> ' oo ч- os so vo oo ■ ^ ^
<r> I
1Л
.■ . « 00
OS OS VO
O* 1 О 1 |
E 1 С ЕС С
in ■*!■ i m i |
1*1*1 1
|]||m|||!|oo|m
| СппмсСССпСС"
IIIISMIIIKIS
Il||os|||||*|vo|
I t- VO | | Ю VI f-<f
1 l"CCC 1 1 l«
1 P,.2 1 1 1 22£°,£
1 VO' | | | | VO vO VO VO
in oo
e e
oe\o
—«чсч
1 *
00
e
о
сч-
1
с-
е
in
OS
1
m
1
i
VO
О
in
<N
•tf
sa
<N
■in
vo
о
OS
I—
B4-
сч
m
in
сч
vo
vo
in
sa
CN
гл
"П
■=t
о
r-
ffl
о
vo
о
CM
О
in
00
<N
m
о
in
VO
sa cq
Tt
■*
m
ГП
О
■=t
00
sa
t
■=t
in
m
rf
00
00
00
in
Tt
о
—•*
sa cq
00
vo
о
СЧ
о
i-H
sa
vo
r—(
о
5
1Л
1"^
sa
<N
in
о
о
■=t
00
sa
rj
in
OS
in
I--
m
sa
VO
о
in
vo
■*
sa
■=t
о
о
m
■*
sa
vo
OS
1
Г-
o
in
(N
sa
о
■*
о
rn
00
о
00
sa
vo"
(N OS
m
in
sfj
о
sfj
VO
sa
О
■*
■=t
m
r—l
oa
uuuuuuuuuuuuuuuuuuu
vo
i os °o
О i О
m ом r-
■^ о m —«
i ^-i О »—'
sa sasa sa
и uu и
■^ c-~ oo
(N J ■*
■ Сi i
О 00 О
I-- « OS
"о"
О VO О
Tf i-^ 1П
VO ^ 00
oh oa a
и и и
О <N 0
оо •* m —
S 13.2 2
Co о о"
о 1С go P
m r~- r~ tj.
°?«oh -7
oa oa sa sa
uuuu
<N
r~
О
00
о
s
sa
и
■=t
■*
о
in
rj
I--
OS
sa
и
(N
О
о
VO
■*
sa
и
о
■=t
о
OS
in
00
1
sa
и
vo
OS
i
о
I—
о
in
■*7
sa
и

Продолжение табл. 3.8
Тип
СВ-1230/140-56
СВ-1225/130-56
СВ-1500/150-88
СВ-1500/200-88;
СВ2-1500/200-88
СВ-785/230-32Т
СВ-855/235-32
СВ-1500/175-84
СВ-1260/235-60Т
СВ-1130/220-44
СВ-1190/250-48
СВ-712/227-24
СВ-712/227-24
СВ-1100/250-36
Коли-
чество
выво-
дов
-
6
-
-
-
-
-
-
-
-
9
9
9
12
8,
мм
.20
25
18
-
-
-
-
-
24
25
25
25
26
Испол-
нение
ста-
тора
3
-
3
3
п
п
п
3
3
п
-
п
п
Успокоительная
система
Число
стерж-
ней
8
6
6
-
-
• -
-
-
10
8
8
8
12
Диаметр
стержня,
мм
20
24
20
—
-
-
-
-
20
25
25
30
20
общая
—
-
1080
1410
818
890
1295
1350
1295
1300
-
830
1554
Масса
ста-
тора
—
240
—
—
-
-
—
-
358
385
236
240
432
г
ротора
(монтаж-
ная)
—
426
572
767
435
472
500
710
644
654
385
398
738
Масса, кг
одного
стержня
или
катушки
—
28
—
—
-
-
—
—
-
47
40
38
30
одного
полюса
—
2080
—
—
—
—
—
—
3660
4265
5058
5062
4970
На-
груз-
ка
1600
2600
3400
1200
1200
3500
2100
3200
1400
1200
1200
1722
Пята
Объем
масла на
смазку
пяты
подщип-^
НИКОВ, "М*
_
—
—
—
—
—
—
20
—
—
12
12
Расход
воды на
охлаж-
дение
масла,
м3/ч
102
—
_
.—
_
—
—
400
50
200
148
160
Системы
охлаждения
ПС
ПС
—
_
эмн
эмн
эмн
—
ПН
_
ис
ПС
ПН
СВФ-1500/130-88
СВФ-990/230-36
СВФ-1690/175-64
СГКВ-480/115-64
СГКВ-720/140-80
Серия СВФ
-
-
12
-
-
26
3
-
3
-
-
—
-
-
—
1080
-
1640
-
-
420
573
400
900
Капсульные
—
к
к
—
170
307
—
генераторы
62 I
135
2600
2580 2600
300
700
23
150
ДГ
ПС

СВО-733/130-36 9 12 П
Обратимые гидрогенераторы — генератор-двигатель
32 - 450 110 206 13 1840 500
110 ВГД-336
Примечания; 1. В типе гидрогенератора после буквенного обозначения серии первая цифра соответствует наружному диаметру активной стали, см,
вторая — длине активной стали, см, третья — числу полюсов.
2. Длина вентиляционного канала 10 мм, кроме генераторов с водяным охлаждением обмоток статора типов СВФ и СГКВ, у которых она равна 5 мм.
3. Буквой 3 обозначено зонтичное исполнение, П — подвесное, К — капсульное.
4. Электромашииные возбудители постоянного тока, как правило, обозначаются буквами ЭМН (сисгема с независимым возбуждением) и ЭМС (система
с самовозбуждением); ДГ — двигатель-генераторные установки возбуждения; ПС —система самовозбуждения с Полупроводниковыми преобразователями;
ПН — независимая; ИС — самовозбуждения.
Таблица 3.9. Технические данные компенсаторов
Тип
компенсаторов
КСВ-16-15
КС-16-6
КС-16-11
КСВБ-50-11
КСВБО-50-11
КСВБ-100-11
КСВБО-100-11
<
со
S
?
о
о?
160
16
16
50
50
100
;оо
са
о
г>
15,75
#3г
10,5
11
11
11
11
<
i
-?
5800
1470
870
2620
2620
5250
5250
об/мин
2
о
в:
к:
750
1000
1000
750
750
750
750
к
о
с.
с
с ■£
1750
370
370
800
800
1350
1350
о рода.
яие воД(
GJ
Давл
кПа
200
Нет
»
100
100
200
200
Возбуждение
2
о
X
о
а
5> со '
340
ПО
по
150
150
230
^30
о
а:
i6
О
>J<
1600
590
580
1250
1250
1500
1500
<
у.
ID
О
470
■240
220
370
370
430
430
Пусковые
характеристики,
приведенные
к ^ном
'„
^НОМ
5
3
3
2
2
2
2
М„
^"ном
1,3
0,34
0,43
0,3
0,3
0,23
0,23
Диаметр
контактных
колец, мм
началь-
ный
660
600
600
Нет
»
»
»
мини-
мально
допус-
тимый
620
580
580
Нет
»
»
»
стато-
ра
149
24,1
24,1
74,3
74,3
113
113
Масса, т
ротора
НО
18,4
18,4
45,9
•46,2
77
78
общая
303
49,7
50,2
148,8
150
225,5
230
Примечание. В обозначении типа первые две буквы означают, компенсатор синхронный, последующие буквы указывают на наличие водородного
охлаждения (В), бесщеточного (Б) и резервного (О) возбуждения; первое число — мощность, МВ-А, второе — уровень номинального напряжения,

Таблица 3.10. Маркировка нынодон обмоток электрических машин
Наименование обмотки
Количество
выводов
Обозначение вывода
конец
Машины переменного тока
Обмотка статора (якоря):
открытая схема
соединение ,^з вез дой
соединение треугольником
Обмотка возбуждения синхрон-
ных машин
Обмотка ротора асинхронных
машин
v
Первая фаза
Вторая фаза
Третья фаза
Первая фаза
Вторая фаза
Третья фаза
Нулевая точка
Первый зажим
Второй зажим
Третий зажим
-
Первая фаза
Вторая фаза
Третья фаза
Первая фаза
Вторая фаза
Третья фаза
Нулевая точка
6
3 или 4
3
2
3
4
С1(Ж)
С2(3)
СЗ(К)
С2(ЖЧ)
С5(ЗЧ)
С6(КЧ)
С1(Ж)
С2(3)
СЗ(К)
О(Ч)
О (Ж)
С2(3)
СЗ(К)
И1
И2
Р1
Р2
РЗ
Р1
Р2
РЗ
О
Машины постоянного тока
Обмотка якоря
Компенсационная обмотка
Обмотка добавочных полюсов
Последовательная обмотка
Независимая обмотка возбуж-
дения
Параллельная обмотка возбуж-
дения
Пусковая обмотка
Уравнительный провод и урав-
нительная обмотка
Обмотка особого назначения
Я1
К1
Д1
С1
HI
Ш1
ш
У1
Ol; ОЗ
Я2
К2
Д2
С2
Н2
Ш2
П2
У2
02; 04
3.2. СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН
В качестве источников автоматически ре-
гулируемого постоянного тока для турбоге-
нераторов, гидрогенераторов и синхронных
компенсаторов в разные периоды времени
нашли применение или применяются машин-
ные коллекторные, высокочастотные, тири-
сторные и бесщеточные системы возбужде-
ния.
Требования к системам возбуждения
изложены в ГОСТ 21558-76*. Технические
данные тиристорных и бесщеточных систем
возбуждения, которыми оснащены мощные
генераторы и синхронные компенсаторы,
указаны в табл. 3.11—3.13.
Данные по машинным коллекторным
и высокочастотным системам возбуждения
генераторов и синхронных компенсаторов
могут быть получены из Справочника пре-
дыдущего издания.

Таблица 3.11. Бесщеточные диодные системы возбуждения турбогенераторов
Тип
турбогенератора
ТВВ-320-2
ТВВ-500-2А
ТВВ-1200-2
ТГВ-200
ТГВ-300
ТВВ-1000-2
ТВВ-1000-4
Тип
БВД-1300-3000
БВД-2100-3000
БВД-4000-3000
БТВ-300
БТВ-300
БВД-4000-3000
БВД-4000-1500
Возбудитель
^HOMi
кВт
1300
2100
4000
—
—
4000
4000
^НОМ'
кВ
450
474
530
460
460
530
518
'ноли
А
2900
3530
9640
2100
3350
7640
7750
£/ф.
В
900
948
1060
840
840
1060
940
КПД,
%
84
86,5
87
—
—
86,8
86,8
1,
т-м2
0,4
1,0
2,0
—
_
—
—
Масса, т
рото-
ра
5,7
8,2
14,5
—
—
—
—
общая
23,5
35,1
55,5
—
—
—
—
Преобразователь
охлаждением
Тип
диода
ВКС-500-20
В-2-500-20
В-2-500-20
В-2-500-20
В-2-500-20
В-2-500
В-2-500
дио-
дов
36
72
144
32
32
72
72
ВГТ-100-500П
ВГТ-200-500П
ВГТ-200-500П
—
—
ВГТ-2100-150
ВГТ-2100-150
Примечания: 1. Возбудители представляют собой синхронный генератор обращенного типа.
2. Уф — напряжение в режиме форсировки возбуждения.
Таблица 3.12. Тярясторные.системы независимого возбуждения турбогенераторов
Тип
Турбогене-
ратора
Вспомогательный генератор
Преобразователь с водяным
охлаждением
Тип
°HOMi
кВ'А
^ ном*
В
630
520
780
835
540
940
473/790
520/780
509/763
'ном*
А
2150
2370
2700
3000
3500
4480
2750
4620
5210
Соединение
фаз
КПД,
%
J,
т-м'
Масса, т
рото-
ра
общая
Тип
Число
преоб-
разова-
телей
Тип
тиристора
ТВВ-160-2
ТВВ-200-2А
ТВВ-320-2
ТВВ-500-2
ТВВ-800-2
ТЗВ-800-2 '
ТГВ-300
ТГВ-500
ТВМ-500
ВТ-2350-2
ВТ-4000-2
ВТ-4000-2
ВТ-5000-2
ВТ-6000-2
ВТ-6000-2
СТВ-12А
СТВ-12Б
СТВ-12Б
2350
2135
3640
4260
5700
S700
3762
6240
5770
ЛЛ
ЛЛ
ЛЛ
ЛЛ
ЛЛЛЛ
ЛЛЛЛ
ЛЛ,
с отпайкой
То же
91,2
88
90
90,4
91
90,84
0,27
0,58
0,58
0,63
1,08
2,56
2,56
2,56
3,3
5,24
5,24
5,7
7,7
8,6
8,6
8,6
17,5
26
26
28
37,6
42,5
42,5
42,5
ТВ8-25О0/1050Н-2)
ТВ8-2000/825Н-2
ТВ8-2000/825Н-2
ТВ8-2000/1650-2
ТВ8-2000/825Н
ТЕ8-320/460Н
КУВ
250x6
8x3
хбМ
„.,„ 250x6
КУВ- х 6М
8x3
ТВ8-2000/825Н-2
Т-3-320
ТЛ-250
ТЛ-250
Т-3-320
ТЛ-250
ТЛ-250
ТЛ-250
ТЛ-250
ТЛ-250
36
108
108
72
108
108
108
108

Таблица 3.13. Тнристорная система самовозбуждения турбогенераторов ТГВ-200, ТГВ-300
я ТВМ-300 с последовательным трансформатором
Элементы
системы
Параметры систем возбуждения турбогенераторов
ТГВ-200
ТГВ-300
ТВМ-300
Тип системы
Выпрямительный,/
трансформатор
Последовательный
трансформатор
Преобразователь с
водяным охлаж-
дением
Предохранители
Теплообменник
Число водяных на-
сосов
Трансформаторы
с. н.:
рабочие
форсировочные
Системы управле-
ния тиристорами
Регулятор возбуж-
дения
пх„ 460 х 2
ВТС х
3200
94 + 24
ТМП-3200/20В,
1650 кВА
ОСВ-10000,
8630/1265 А, 47/94 В
9S0 х 4
КУВ Z х6М
6x2
(2 шт.) и
.._ 200x4
KB— х 6М
6
(1 шт.); тиристоры
ТЛ-250-8-6 (48 шт.),
диоды ВЛ-200-86
(24 шт.)
ПНБ-5-660/400 (48 шт.)
АТВКр-ЗОООМ
(1 шт.) или
ТВКФ-75 (1 шт.)
ТС-5, 5 кВА, 215 х
х 1/3/230 х- j/з В
ТС-5, 5 кВА, 384 х
х 1/3/230 х j/з В
СУТВ-4, ШТВ-1
АРВ-СД или
АРВ-200И
_„„ 465x2 5130
ВТС х
216
ТМП-3200/20 В,
2410 кВ-А
ОСВ-12500-1,
10200/1935 А, 136
КУВ^-^ х 6М
8x3
(2 шт.), тиристоры
ТЛ-250-8 (108 шт.)
ПНБ-5-660/400
(36 шт.)
АТВКр-ЗОООМ (1 шт.)
или ТВКФ-75 (1 шт.)
ТС-5, 5 кВ-А, 260 х
х 1/3/230 х [/з В
ТС-5, 5 кВ-А, 526 х
х 1/3/230 х [/з В
СУТВ-4, ШТВ-7
АРВ-СД или
АРВ-300И
D_ 340 х 2 5000
ВТС х
288
ТМП-3200/20В,
2290 кВ-А
ОСВ-12500-И,
10200/2900 А, 98 В
.„,_ 250 х 6 ,„,,
КУВ х 6ВМ,
8x2
тиристоры
ТЛ-250-8 (288 шт.)
ПНБ-5-660/315
(144 шт.)
ТВК-150 (1 шт.)
ТС-5, 5 кВА, 160 х
х 1/3/230 х j/з В
ТС-5, 5 кВ-А, 330 х
х 1/3/230 х j/з В
ССУП-4
АРВ-СД-02-1
Примечания:,!. Система возбуждения выполнена с полупроводниковыми управляемыми вен-
тилями, соединенньгми' в: Две группы: рабочую и форсировочную. Выпрямление осуществляется
по 'трехфазной мостовой' схеме. Питание выпрямителей производится от выпрямительного транс-
форматора, подсоединяемого к выводам генератора, и от последовательного i рансформатора, вклю-
чаемого последовательно с обмоткой статора.
2. Расшифровка обозначения типа системы: В — возбудитель; Т— тристорный; С- самовоз-
буждение; числитель первой группы: первая цифра — рабочее напряжение. В; вторая цифра —
кратность форсировки; знаменатель — число групп; числитель второй i руппы — ударная мощность,
знаменатель — количество вентилей и диодов.

3.3. ГАЗОВОЕ ХОЗЯЙСТВО
ГЕНЕРАТОРОВ И
СИНХРОННЫХ КОМПЕНСАТОРОВ
На электростанциях с генераторами с
водородным охлаждением должен обеспечи-
ваться запас водорода, учитывающий десяти-
дневный эксплуатационный расход водорода
и однократное заполнение одного генератора
наибольшего газового объема. Запас угле-
кислого газа или азота должен обеспечи-
вать шестикратное заполнение генератора с
наибольшим газовым объемом. При наличии
на электростанции резервного электролизера
допускается уменьшение запаса водорода в
ресиверах на 50%. На подстанциях с син-
хронными компенсаторами с водородным
охлаждением запас водорода должен обеспе-
чивать двадцатидневный эксплуатационный
расход водорода и однократное заполнение
одного компенсатора с наибольшим газовым
объемом, а при наличии электролизной
установки — десятидневный расход и одно-
краткое заполнение указанного компенса-
тора.
Запас углекислого газа или азота на таких
подстанциях должен обеспечивать трехкрат-
ное заполнение этого же компенсатора.
По ГОСТ 533-85Е утечка водорода
в сутки из корпуса турбогенератора нри
номинальном давлении должна быть не
более:
3 мэ для генераторов мощностью до 30000 кВт;
7м3 » » » » 63000 кВт;
10 м3 » »' » » 110000 кВт;
12 м3 » » » » 800000 кВт;
18 м3 » » » свыше 800000 кВт.
По ГОСТ 609 — 84 расход водорода на
утечку и продувку при номинальном давле-
нии должен быть не более 5 % общего коли-
чества газа в машине и не превышать
12 м3 в сутки.
Объемы газа для различных типов гене-
раторов и синхронных компенсаторов при-
ведены в табл. 3.14.
Технические данные электролизных уста-
новок для электрохимического разложения
воды на водород и кислород, физико-хи-
мические свойства сырья и готовой продукции
электролизных установок, баллонов для хра-
нения газов указаны в табл. 3.15 — 3.18.
Окраска трубопроводов газовой системы
должна производиться в соответствии с тре-
бованиями ГОСТ 14202-69 (табл. 3.19). Ре-.
сиверы для водорода, углекислого газа и
азота окрашиваются алюминиевой пудрой
для уменьшения нагрева солнцем. На ресивер
для водорода наносится одно желтое кольцо
шириной '/4 длины окружности ресивера,
на середину желтого кольца — одно красное
кольцо шириной 100 мм. На ресивер для
углекислого газа или азота наносится одно
желтое кольцо шириной 1/^ окружности
ресивера, на середину желтого кольца — два
черных кольца шириной по 10 мм с рас-
стоянием между ними по 100 мм.
На ресивер для кислорода наносится
одно синее кольцо указанной выше ширины,
на середину синего кольца — одно желтое
кольцо шириией 10 мм. На ресиверах для
водорода должны быть сделаны надписи;
«Водород!», «Взрывоопасно!».
Для предотвращения образования взры-
воопасных смесей аппаратура и трубопрово-
ды электролизных установок должны быть
перед пуском и после отключения проду-
ваться азотом (ГОСТ 9293-74*, II сорт).
Продувка этих аппаратов углекислым газом
запрещается.
Продувку ресиверов следует вести до
достижения в ресиверах концентраций ком-
понентов, указанных в табл. 3.20.
Заполнение машин с непосредственным
охлаждением обмоток водородом и осво-
бождение от него в нормальных условиях
должны проводиться при неподвижном ро-
торе или при вращении его от валопово-
ротного устройства. Водород или воздух
должен вытесняться из машины инерт-
ными газами (углекислым газом иди азо-
том).
Ориентировочный расход инертш ix газов
на проведение указанных операций приведен
в табл. 3.21.
Объем и периодичность контроля состава
газа в газовой системе водородного охлаж-
дения генераторов и синхронных компенса-
торов указаны в табл. 3.22.
В процессе эксплуатации" аппаратура,
приборы и арматура электролизных уста-
новок должны подвергаться периодической
проверке (табл. 3.23 и 3.24). Практика экс-
плуатации показала, что нормальная произ-
водительность электролизных установок с
электролизерами СЭУ-4М составляет 2 м3/ч.
Производительность, равная 4 м3/ч водорода,'
достигается только при работе в форсиро-
ванном режиме с перегревом концевых групп
ячеек и увеличением перепада температур по
длине электролизера. При 'необходимости
работы в форсированном режиме в качестве
электролита применяется только раствор
едкого кали с повышением температуры
концевых групп ячеек до 90 °С и с ненор-
мируемым перепадом температур по длине
электролизера.

Таблица 3.14. Газовые объемы статоров турбогенераторов и сиихроивых компенсаторов
Тип генератора
или синхронного
компенсатора
ТВ2-30-2
ТВ-50-2
ТВ-60-2
ТВ-100-2
ТВ2-100-2
ТВ2-150-2
ТВФ-60-2,
ТВФ-63-2 ^
ТВФ-120-2
ТВФ-220-2
ТВВ-160-2
ТВВ-165-2
ТВВ-200-2,
ТВВ-200-2А,
ТВВ-220-2А
ТВВ-320-2
ТВВ-500-2
ТВВ-500-2А,
ТВВ-500-2Б,
ТВВ-800-2
Объем
без ротора
30
55
55
100
70
108
37
V 54
86
53
57
60
90
100
134
, м3
с ротором
26
50
50
90
65
100
34
50
80
50
53
56
87
93
126
Тип генератора
или синхронного
компенсатора
ТВВ-1200-2
ТГВ-25,
ТВС-30
ТВС-32
ТГВ-200,
ТГВ-200М
ТГВ-300
ТГВ-500
КСВ-37,5-11
КСВ-50-11,
КСВБ-50-11
КСВБО-50-11,
КСВ-100-11,
КСВБ-100-11,
КСВБО-100-11
КСВ-160-15
Объем
без ротора
179
32
30
77
83
82
—
—
—
—
, м-1
с ротором
165
30
26
70
75
73
55
50
55
62
Таблица 3.15. Технические данные электролизеров
Параметры
Количество ячеек
Ток, А:
номинальный
максимальный
Напряжение на элект-
ролизере, В
Напряжение на одной
ячейке электролизе-
ра, В
Плотность, А/м2
Рабочее давление,
МПа
Температура электро-
лита максималь-
ная, °С
Чистота газов, % :
водорода
кислорода
Производительность,
м3/ч, при работе
на:
водороде
кислороде
Вместимость элект-
ролизера, м3
Габариты (длина х
х ширина х высо-
та), мм
Масса электролизера,
кг
СЭУ-4М
30
165
330
60-72
2-2,4
1250-2500
1
85
99. _
98
2-4
1-2
0,16
1700 х
х 610x830
1289
СЭУ-8М
34
610
900
75-78
2-2,3
1250-2000
1
85
99
98
8-12
4-6
0,65
2050 х
х915х
х1080
3181
Тип электролизера
ЭФ-12/6-10
50
610
900
115
2-2,3
1250-2000
1
85
99
98
12-18
8-9
0,75
3150 х
х1055 х
х1590
4435
СЭУ-10
25
1000
— ■
55
2,1
1800
1
85
99,7
99,5
10
5
0,35
1650 х
х1000 х
х1300
3305
СЭУ-20
50
1000
—
105
2,1
1800
1
85
99,7
99,5
20
10
0,69
2400 х
х 1000 х
х1300
5121
СЭУ-40
100
1000
—
215
2,1
1800
1
85
99,7
99,5
40
20
1,3
4100 х
х1000 х
х1300
8364

Таблица 3.16. Основные физико-химические снойства сырья и готовой продукции электролизных установок
Вещество
Водород (Н2)*
Кислород (О )
Азот (N2)
Углекислый газ
Раствор едкого
калия (КОН)
Бихромат калия
(К2°Г2°4)
Молеку-
лярная
масса
2,016
32
28,01
44,01
56
294,19
Применение в производстве
Конечный продукт
То же
Вспомогательный продукт для
продувки технологического
оборудования
Вспомогательный продукт для
продувки ресиверов
Вспомогательный продукт для
заполнения электролизеров и
создания необходимой элект-
ропроводности
Вспомогательный продукт,
добавляемый в электролит
для уменьшения перенапряже-
йий^
Физико-химические свойства
Состояние при обычных
условиях
Бесцветный горю-
чий газ без запаха
Бесцветный газ без
запаха
Бесцветный негорю-
чий газ без запаха
Бесцветный газ со
слегка кисловатым
запахом и вкусом
Негорючая жид-
кость
Твердое вещество
Темпера-
тура
плав-
ления,
°С
-259,4
-218,8
-210
— 57 при
0,5 МПа
856
Темпе-
ратура
кипения,
°С
-252,7
-182,97
-195,8
-78
1505
Темпе-
ратура
самовос-
пламене-
ния, °С
510
Токсичные свойства, характер
действия на организм человека
Физиологически инертный газ
Токсичными свойствами не об-
ладает. Длительное вдыхание
чистого кислорода (при ат-
мосферном давлении) недопус-
тимо
Снижает парциальное давление
кислорода в легких
При концентрации выше 3%
действует на дыхательные ор-
ганы и нервную систему
При попадании на кожу вы-
зывает ожоги, особенно опасен
дл£ глаз
Вдыхание пыли раздражает и
обжигает слизистые оболочки
* Предел взрьшаемости водорода по объему с воздухом 4 — 75%'! с кислородом — 4—95%.
Примечание. Предельная концентрация паров раствора едкого кали и бихромата калия в воздухе рабочих помещений соответственно 0,5
и 0,1 мг/мЗ.

Таблица 3.17. Технические данные баллонов для газов (ГОСТ 949-73*)
Наименование
Водород
Углекислота
Азот
Сжатый
воздух
Состояние
газа в
баллоне
Газообраз-
ное
Жидкое
^Газообраз-
['ное
»
Тип
баллона
А-40
Б-40
А-40
А-40
Рабочее
давление,
кПа
15 000
12 500
15000
15 000
Испыта-
тельное
давление,
кПа
22 500
19000
22 500
22 500
Объем
газа*,
м-1
6
12
6
6
Параметры
резьбы на
вентиле
баллона
Резьба специаль-
ная левая диамет-
ром 21,8 мм, 14 ни-
ток на 1", 3-го клас-
са
3/4" трубная, 3-го
класса
То же
»
* При атмосферном давлении.
Примечания: 1. Диаметр баллонов 219 мм; емкость 40 л.
2. Резьба на вентиле водородных баллонов по ГОСТ 6357 — 81 грубпая цилиндрическая диаметром
20,956 мм.
Таблица 3.18. Технические данные баллонных редукторов
Показатель
Название редуцируемого газа
Число степеней редуцирования
Наибольшее давление газа на входе, МПа
Давление на входе регулируется в пределах, МПа
Пропускная способность, м3/ч, при давлении на
выходе 1,5 МПа и диаметре отверстия в кране
после редуктора 3 мм
Способ присоединения к баллону
Окраска редуктора (цвет)
Надпись на манометрах
Наибольшее давление на шкале манометра, МПа:
высокого давления (на входе)
цена деления
низкого давления (на выходе)
цена деления
Давление, МПа, при котором предохранительный
клапан редуктора начинает открываться
Максимальное давление на выходе при полностью
открытом предохранительном клапане, МПа
Самопроизвольное изменение давления на выходе
не более, %
Масса редуктора, кг
Марка редуктора
РК-50, РК-53
Кислород, азот
1
16,5
0,1-1,5
60
Накидная гайка,
резьба 3/4", труб-
ная правая
Голубой
Кислород
25
1
3
ОД
1,8
2,1-2,4
± 15
РК-50-1,8,
РК-53-1,7
РВ-50, РВ-55
Водород
1
15
0,1-1,5
60
Накидная гайка,
резьба специаль-
ная 21,8 мм, 14 ни-
ток на 1"
Зеленый
Водород
25
1
3
0,1
1,8
2,1-2,4
±15
РВ-50-1,8,
РВ-55-1,7
Примечание. Допустимо применение кислородных и водородных редукторов ДКП-1-65 и ДВП-1-65
соответственно, имеющих близкие к указанным характеристики, масса 2,4 кг.

Таблица 3.19. Окраска трубопроводов электролизных установок '-
Среда
Вода
Конденсат
Обработанная
вода
Пар
Атмосферный воздух
Сжатый воздух
Кислород
Водород
Выхлоп в атмосферу
(кислород)
Выхлоп в атмосферу
(водород)
Азот
Углекислый газ
Электролит
Цвет
Зеленый
»
»
Красный
Синий
»
»
Желтый
Синий
Желтый
»
»
Фиолетовый
Цвет колец
—
—
Одно кольцо жел-
тое
Одно кольцо зеле-
ное
Одно кольцо жел-
тое с черными ка-
емками
То же
Одно кольцо крас-
ное
Одно кольцо желтое
с черными каемками
Одно кольцо крас-
ное
Одно кольцо жел-
тое с черными ка-
емками
То же,
» »
Шифровое
обозна-
чение
1,2
1,8
1
2,3
~3,1
3,5
3,7
4,5
3,7
4,5
5,1
5,4
7,2
Примечание
Для внутренних
трубопроводов ин-
тервал между коль-
цами 0,5 м; для
наружных — 2м
Ширина кольца —
40; мм, ширина каем-
ки. 10 мм
То же
Предупреждающий
знак в виде взрыва
То же
Наклонные кольца
(извилистые) ,
То же
Предупреждающий
знак в виде восклица-
тельного знака
То же
» »
Примечания: 1. Предупреждающие знаки должны иметь форму треугольника.
2. Изображения должны быть черного цвета на желтом фоне. Треугольник должен- бытд, вписан
в квадрат со стороной 148 мм.
Таблица 3.20. Порядок продувки ресиверов
Операция вытеснения
Воздуха — углекислым
газом
Воздуха — азотом
Углекислого газа — во-
дородом
Азота — водородом
Водорода — углекислым
газом
Водорода — азотом
Углекислого газа — воз-
духом
Азота — воздухом
Место отбора
Верх ресивера
То же
Низ ресивера
То же
Верх ресивера
То же
Низ ресивера
То же
Определяемый компонент
Углекислый газ
Кислород
Углекислый газ, кис-
лород
Азот, кислород :},
Углекислый газ
Водород
Углекислый газ
Кислород
Содержание
по норме, %
85 ;
3- '■
1
0,5
1; 0,5
95
3 - '
Отсутствие'
." 20 - 2"
:/
Примечание. При использовании для продувки ресиверов углекислого газа технического сорта,
который содержит до 0,05% окиси углерода, его следует хранить отдельно от углекислота газа
пищевого сорта.

Таблица 3.21. Ориентировочный расход углекислоты и азота при вытесвеиии из корпуса
воздуха и расход водорода на заполнение корпуса
Вид операции и газа
Углекислота для вытеснения воздуха
Азот для вытеснения воздуха
Углекислота для вытеснения водорода
Азот для вытеснения водорода
Водород для заполнения корпуса до избыточного
давления, кПа:,
100
200
300
Расход газа на заполнение в долях
газового объема статора
Ротор
неподвижный
1,3-1,5
2,5-3
1,7-2,2
2,5-3
2,5
3,5
4,6
Ротор
вращающийся
2,5-3
3,5-4
2,5-3
3,5-4
3,5
4,5
5,5
Примечание. Данные приведены для избыточного давления газа в корпусе при вытеснении
в пределах 10—40 кПа.
Таблица 3.22. Объем н периодичность проверок аппаратуры, арматуры и приборов
электролизных установок
Проверяемый элемент
установки
Предохранительные кла-
паны на регуляторах
давления
Предохранительные кла-
паны на ресиверах
Обратные клапаны
Электролизер
Автоматические газоана-
лизаторы
Схема защиты и сигна-
лизации
Контролируемый параметр
Давление, при котором кла-
пан открывается, % номи-
нального
То же
Плотность клапана
Напряжение на ячейках
Усилие затяжки болтов
Сопротивление изоляции
стяжных болтов, МОм
Сопротивление изоляции изо-
лирующих подставок, МОм
Погрешность, % максималь-
ного значения
Срабатывание защиты и сиг-
нализации
Норма
Не выше 115
То же
Отсутствие про-
пусков газа
Разница напря-
жений на ячейках
менее 0,3 В
По заводским
данным
Не более 1
То же
Не более 5
Периодичность
проверки
1 раз в 6 мес
1 раз в 2 года
1 раз в 3 мес
1 раз в 6 мес
2 раза в год
1 раз в 3 мес
1 раз в 2 года
1 раз в 3 мес
1 раз в 3 мес
Примечание. Клапаны регуляторов давления и ресиверов электролизных установок прове-
ряются и испытываются на стенде азотом или чистым воздухом.

Таблица 3.23. Объем и периодичность контроля состава газа в газовой системе водородного охлаждения
Место отбора газа на анализ
Верхний и нижний коллек-
торы генератора
Нижний и верхний коллекто-
ры генератора
Нижний коллектор генера-
тора
Верхний и нижний кол-
лекторы генератора
Верхний и нижний коллек-
торы генератора
Нижний коллектор генера-
тора
Верхний коллектор генера-
тора
Перед автоматическим газо-
анализатором
Бачок продувки, поплав-
ковый затвор
Перед испарителем
Картеры подшипников.
комплектные экранированные
токопроводы при отсутств^!
автоматических газоанализа-
торов
То же при наличии автома-
тических газоанализаторов
Периодичность анализа
При вытеснении возду-
ха углекислым газом
При вытеснении возду-
ха азотом
При вытеснении углекис-
лого газа водородом
При вытеснении азота
водородом
При вытеснении водоро-
да углекислым газом
При вытеснении водоро-
да азотом
При вытеснении углекис-
лого газа воздухом
При вытеснении азота
воздухом
Один раз в неделю
По утвержденному гра-
фику, но не реже 1 раза
в неделю
Один раз в неделю
Один раз в сутки
Один раз в 3 мес
Определяемый
компонент
Углекислый
газ
Кислород
Углекислый
газ
Водород
Углекислый
газ
Водород
Углекислый
газ
Кислород
»
Кислород
Температура
точки росы
Водород
Водород
>
Допустимая
концентрация
Не менее 85%
Не более 3%
Не более 3%
Не менее 97%
Не менее 95%
Не более 3%
Отсутствие
Не менее 20%
В зависимости
от типа гене-
ратора не ме-
нее 97-98%
Не более 2%
Не более 15°С
Не более \%
Не более 1%
Формула для расчета
^ ~ ' пр ~~ 'к
с=кпр-кк
C=Fnp-FK
С = 2 (J возд + t Пр —
-VJ
C-Knp-F,
С — Z{ИВОЗд -Ь ИПр
-vx)
^ ~ *пр ~~ *к
c=v„p~vx
c=vnp~vK
C=Knp-FK
J
—
^ 2
C = -(Fnp-FK)
2
C = |(F„p-FJ
Примечание
Поглощение углекисло-
го газа раствором КОН
Поглощение кислорода
раствором пирогаллола А
Поглощение углекисло-
го газа раствором КОН
Сжигание пробы с раз-
бавлением на катализато-
ре; объем пробы 33,35 смЗ
Поглощение углекисло-
го газа раствором КОН
Сжигание пробы с раз-
бавлением на катализато-
ре; объем пробы 33,35 см3
Поглощение углекисло-
го газа раствором КОН
Поглощение кислорода
раствором пирогаллола А
То же
Поглощение кислорода
раствором пирогаллола А
Анализ с помощью газо-
анализатора ПГФ-2М-И4А
Анализ с помощью ин-
дикатора ИВП-1 с после-
дующим уточнением на
ГХЛ-1 без разбавления
' Анализ содержания во-
дорода газоанализатором
ТП-1116УЧ
Примечание. В расчетных формулах приняты следующие обозначения: С — содержание компонента в исследуемом газе, % ; V„„ — объем пробы исследуе-
мого газа, см3; Ук — объем газа в бюретке, оставшийся после сжигания Водорода, см3; РВОЗд-> объем воздуха, участвующего в анализе, см3.

Таблица 3.24. Техническое обслуживание баллонов с газом
газа
Водород
Азот
Углекислота
Наименование
газа
Водород
Азот >-
Углекислота
Контроль степени опорожнения
баллонов
метод
контроля
По давле-
нию
То же
'По массе
способ оценки
Целый, 13—16,5 МПа, зави-
сит от температуры
Пустой, 0,2-0,3 МПа
То же
Целый, 25 кг
Пустой, 0 кг
Способ присоединения баллона к
коллектору газового хозяйства
На баллон-редуктор, далее резино-
вым кислородным шлангом с внут-
ренним диаметром — 9,5 мм или
медной трубкой диаметром 8 мм,
толщиной 1—2 мм
То же
Трубкой из отожженной меди на-
ружным диаметром 8 мм и тол-
щиной 1—2 мм
Способ отбора газа
из баллона
Через редуктор рамповый
КРР-50. или индивидуальный
РВ-55, или РК-50, РК-53
Через редуктор РК-50, РК-53
(КРР-50)
Непосредственно, без редук-
тора
Порядок открытия вентилей
при опорожнении баллона
1. Открыть вентиль баллона
2. Отрегулировать давление 0,5 —
0,6 МПа
3. Открыть редуктор и все последую-
щие вентили
То же
Открыть все вентили между балло-
ном и машиной, после этого при-
открыть вентиль баллона
Примечания: 1. Контролировать наличие углекислоты по давлению нельзя, так как дав-
ление в баллоне (при любом количестве жидкости) зависит только от температуры.
2. При применении для водорода кислородного редуктора РК-50 или РК-53 необходима пере-
ходная гайка.
3. Фибра толщиной 3 мм применяется в качестве прокладок в резьбовых соединениях.
3.4. СИСТЕМЫ
ВОДЯНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ
В соответствии с требованиями ПУЭ
генераторы и синхронные компенсаторы с
водяным охлаждением обмоток должны быть
оборудованы: трубопроводами подачи и сли-
ва дистиллята, выполненными из материа-
лов, стойких к воздействию коррозии; основ-
ным и резервным насосами дистиллята; ме-
ханическими, магнитными и ионитными
фильтрами дистиллята и устройствами для
очистки дистиллята от газовых примесей;
расширительным баком с защитой дистилля-
та от внешней среды; основным и резерв-
ным теплообменниками для охлаждения
дистиллята; предупредительной сигнализа-
цией и защитой, действующей при отклоне-
ниях от нормального режима работы системы
водяного охлаждения; контрольно-измери-
тельными приборами и реле автоматики для
контроля и управления системой водяного
охлахсдения; устройствами обнаружения
утечки водорода в тракт водяного охлажде-
ния обмоток статора; контрольными труб-
ками с кранами, выведенными наружу из
высших точек сливного и напорного коллек-
торов дистиллята, для удаления воздуха из
системы водяного охлаждения обмотки ста-
тора во время заполнения ее дистиллятом.
В каждой системе трубопроводов, под-
водящих воду к газоохладителям, теплооб-
менникам и маслоохладителям, должны уста-
навливаться фильтры, при этом должна быть
предусмотрена возможность их очистки и
промывки, без нарушения нормальной рабо-
ты генератора и синхронного компенсатора.
Каждая секция газоохладителей и тепло-
обменников (табл. 3.25 — 3.27) должна иметь
задвижки для отключения ее от напорного и

Таблица 3.25. Газоохладитело для турбогенераторов с водородным или водородио-водяным охлаждением
турбогенератора
твс-зо
ТВС-32
ТВ2-30-2
ТВ-50-2
ТВ-60-2
ТВ2-100-2
ТВ2-150-2
ТВФ-60-2
ТВФ-бЗ-2
ТВФ-100-2
ТВФ-120-2
ТВФ-200-2
ТВВ-160-2
ТВВ-165-2
ТВВ-200-2,
ТВВ-200-2А,
ТВВ-220-2А
ТВВ-320-2
ТВВ-500-2,
ТВВ-500-2А,"
ТВВ-500-2Б .
ТВВ-800-2 ? J
ТВВ-1200-2 5 "
ТГВ-200, " \.
ТГВ-200М £ '■:
ТГВ-300' ь Г.
ТГВ-500 -3 ;
гх а
Тип
газоохладителя
_
—
ГО-112/2814-14-Н
ГО-125/4806-8-Н
ГО-136/4806-7-Н
ГО-131/2835-12-Н
ГО-169/3588-18-Н
ГО-225/4404-19-Н
ГО-225/4554-16-СМ
ГО-258/5175-4-Н
ГО-258/5175-4-Н
—
ГО-475/4660-Н
ГО-375/5256-6-Н
ГО-475/5556-17-Н
ГО-700/3990-5-Н
ГО-1Ш0/2940-22-Н
ГО-1625/4600-Н
ГО-2250/4300-Н
—
~£?&
!■ Ж
Макси-
мальное
давление
водорода,
кПа
200
200
300
300
300
300
300
300
300
300
350
300
350
400
400
450
500
550
600
400
450
350.
Отводимые
потери
одной
секции,
кВт
117
135,6
117,5
125
136
131,2
169
225
225
258
258
560
475
375
475
700
1100
1625
2250
1050
1266
. 462,5
Расход на одну
секцию, м-'/с
водорода
4,5
4,5
4
5
5
5,65
7,5
5
5
4,7
4,7
12,5
5
3,5
7,5
10
10,5
13,75
13,75
6,5
6,66
4,5"
воды
50
50
50
33,3
33,3
50
80
60
50
58
55
200
82
75
87,5
137
260
250
375
200
200 '
100
Сопротивление
газового
тракта.
Па
90
90
50
109
210
140
112
364
210
235
235
180
670
234
844
571
900
570
300
370:
750
■'450
водяного
тракта,
кПа
20
25
70
60
100
60
90
154
123
167
167
150
130
163
212
120
100
130
130
ПО
250
208
Число
трубок
75
75
54
54
54
105
133
54
54
54
54
174
72
72
72
161
270
270
380
136
338
—
Число
Секций
на генера-
тор, кг
4
4
4
6
6
8
8
4
4
6
6
4
4
4
4
4
4
4
4
2
3
- 4
Располо-
жение
секций
В
В
В
г
г
в
в
г
г
г
г
в
г
г
г
в
в
в
: в
в
г
в
Масса
секции
без воды,
кг
870
820
640
853
858
803
1176
■ 787
894
874
874
2050
1290
1121
1210
1688
2243
3140
4080
1800
1270
1370:
Примечания:.!; В йбозначении типа разоохладителей числитель дроби соответствует отводимым потерям, жВт; знаменатель — активной длине
охладителя, Мм; последующее, чисдо -4 индексу разработки; буквы — исполнению (Н — нормальное, для работы на. пресной воде; М — Ва морской).
2. Вертикальнее расположение, секций газоохладителей обозначено буквой В, горизонтальное — Г.
- 3. Масса.секций-.с водой примерно на 10% больше массы секций без воды. . -■ - • ~ ■
4. Соединение секций по "воде и газу параллельное.

Таблица 3.26. Теплообменники для турбогенераторов с водяным охлаждением
Тип
турбогенератора
ТВВ-165-2
ТВВ-200-2, ТВВ-200-2А,
ТВВ-220-2А
ТВВ-320-2
ТВВ-500-2
ТВВ-500-2А *Г-
ТВВ-800-2, ТВВ-12*00-2
ТГВ-200М
ТГВ-500
ТВМ-300*'
Тип
турбогенератора
ТВВ-165-2
ТВВ-200-2, ТВВ-200-2А,
ТВВ-220-2А
ТВВ-32^-2
ТВ В-500-2
ТВВ-500-2А
ТВВ-800-2, ТВВ-1200-2
ТГВ-200М
ТГВ-500
ТВМ-300*-'
теплообменника
ввт-з
ввт-з
ВВТ-З
ВВТ-З или
ВВТ-60
ВВТ-100
600 ТНВ-1-10
800 ТНВ-1-10
—
теплообменника
ВВТ-З
ВВТ-З
ввт-з
ВВТ-З или
ВВТ-60
ВВТ-100
600 ТНВ-1-10
800 ТНВ-1-10
—
Максимальное
давление, кПа
дистилля-
та (мас-
ла)
1000
1000
1000
1000
1000
1200
1000
1000
500
2000
техниче-
ской во-
ды
1600
1600
1600
1600
1000
1600
1000
1000
200
300
Сопротивление
водяного тракта.
кПа
дистил-
лята
(масла)
—
-
—
—
—
1,6
1,8
2
3,1
техни-
ческой
воды
4
4
4
4
2
3
4
4
5
2,9
Отводи-
мые по-
тери,
кВт
700
700
700
700
1800
3280
750
4000*2
1850*2
1350
Расход,
дистил-
лята
(масла)
30
30/25
2x20
63*2
63
100
45
150
500*2
50
Число теплообмен-
ников на
турбоге-
нератор
рабочих
1
1
2
2
1
2
1
1
3
2
резервных
—
1
мЗ/ч*1
техни-
ческой
воды
295
295
2x295
2x300
300
400
200
600
600*2
200
Масса
без
воды.
кг
—
—
—
1938
2715
1310
3870
3440
1060
*' Если не оговорено, то показатели даны применительно для одного теплообменника.
*2 Указан обший расход жидкости, или расход дистиллята, или перепад давления, или от-
водимые потери.
*3 В числителе указаны данные для обмотки статора, в знаменателе — для обмотки ротора.
Таблица 3.27. Воздухоохладители турбогенераторов
турбогене-
ратора
Т2-2,5-2
Т2-4-2
Т2-6-2
Т2-12-2
Т-2,5-2, Т-4-2
Т-6-2
Т-12-2 и
ТП-12-2
Т-20-2
Тип
воздухоохладителя
ВУШбх 6x1500x4
ВУП22х 6x1500x4
ВУШбх 6x1500x4
ВУШбхбх 2500x4
ВБ-70
ВБ-90
ВБ-140
ВБ-90
ВБ-70
Макси-
мальное
давление
воды,
кПа
3
3
3
3
3
3
3
3
5
Отводи-
тери,
кВт
50
70
90
140
70
90 .
140
90
70
Расход на одну
секцию, м3/с
воздуха
1,25
2
2,5
4,25
2,25
2,5
4,25
4,15
2,075
воды
28
28
37
37
28
37
37
32
32
Сопротив-
водяного
тракта,
кПа
1,75
2,0
2,5
4,25
2,2
2,45
3,15
1,84
1,84
Масса
без воды,
562
723
562
762
272
298
386
483
483
Примечание. Все генераторы имеют по два воздухоохладителя, располагаемых горизонтально.

сливного коллекторов и для распределения
воды по отдельным секциям. На общем
трубопроводе, отводящем воду из всех секций
охладителей каждого генератора, должна
быть установлена задвижка для регулирова-
ния расхода воды через все секции охлади-
теля. Каждая секция газоохладителей и тепло-
обменников в самой высокой точке должна
иметь краны для выпуска воздуха.
В схеме подачи охлаждающей воды
должно быть предусмотрено автоматическое
включение резервного насоса при отключе-
нии работающего, а также снижении давле-
ния охлаждающей воды. У синхронных
компенсаторов должно быть предусмотрено
резервное питание от постоянно действую-
щего надежного источника охлаждающей
воды (система технической волы, баки и т. п.).
На питающих трубопроводах технического
водоснабжения генераторов должны устанав-
ливаться расходомеры.
В качестве первичной охлаждающей ноды
в теплообменниках должны применяться для
гидрогенераторов и синхронных компенсато-
ров техническая вода, для турбогенерато-
ров — дистиллят от конденсатных насосов
турбины и как резерв техническая вода от
циркуляционных насосон газоохладителей
насосов генераторов.
В целях предотвращения случаев образо-
вания отложений продуктов коррозии на
стенках полых элементарных проводникон
стержней Главтехуправление Минэнерго
СССР ужесточило требонание к ведению
водно-химического режима охлаждающей
системы генераторов (табл. 3.28), а также
предложило устанавливать на байпасе цирку-
ляционного контура системы охлаждения
турбо- и гидрогенераторов ионитные фильт-
ры смешанного действия (ФСД). Подачу воды
в фильтр рекомендуется произнодить из
трубопровода после фильтров механической
очистки охлаждающего дистиллята, выход
воды из ионообменного фильтра выполнять
во всасывающий трубопровод циркуляцион-
ных насосов турбины.
Ионообменный фильтр должен иметь
устройства для исключения выноса ионит-
ных материалов в контур водяного охлаж-
дения, воздушник, запорно-регулирующую
арматуру на входе, выходе и дренаже
фильтра, пробоотборную точку фильтрата,
расходомер и манометры для контроля
перепада давлений. Вынос ионита должен
. быть исключен со стороны не только выхода,
но и входа в фильтр.
Опыт эксплуатации турбогенераторов,
имеющих замкнутый контур газоохладите-
лей (ГО) и теплообменников (ТО), выявил
недостаточную эффективность и надежность
такой системы, не обеспечивающей условия
поддержания температуры охлаждающей
воды в ГО не более 33 "С. Главтехуправ-
лением Минэнерго СССР предложено для
турбогенераторов мощностью 300 МВт и
выше устанавливать дополнительный охла-
дитель, если не обеспечивается возможность
достижения требуемой температуры охлаж-
дающей воды, и комплект контрольно-
измерительных приборов, обеспечивающих
поддержание нормального режима водяного
охлаждения.
Таблица 3.28. Предельно допустимые значения показателей охлаждающего
дистиллята генераторов
Нормируемый пока-
затель качества
дистиллята
рН при 25 "С
Допустимое
значение
показателя
8,5 ± 0,5
Возможные причины
отклонения значений
от нормы
При значении рН более 9:
увеличение солесодержа-
ния подпиточной воды
попадание технической
воды в дистиллят
недооткрыт фильтр сме-
шанного действия
При значении рН менее 8:
истощение обменной ем-
кости ФСД
недостаточен расход ди-
стиллята через ФСД
велика подпитка контура
Меры по устранению
отклонений от нормы
Устранить присосы тех-
нической воды
В случае необходимости
допускается временное от-
ключена* фильтра смешан-
ного действия (ФСД) в
Na-OH-форме
Сократить расход дистил-
лята через ФСД; при не-
обходимости отмыть
фильтр через дренаж
Заполнить ФСД отрегене-
рированным материалом
Увеличить расход дистил-
лята через ФСД; сократить
потери дистиллята

Продолжение табл. 3.28
Нормируемый пока-
затель качества
дистиллята
Удельная электри-
ческая проводи-
мость при 25°С,
мкОм/см
Содержание ки-
слорода, мкг/кг
(для закрытых
■ систем) *р
Содержание меди,"
мкг/кг
Расход воды через
ФСД, процент
расхода цирку-
лирующего ди-
стиллята
Допустимое
значение
показателя
Не более 5
(не менее
200 кОмсм)
Не более 400
Не более 100
1-5
Возможные причины
отклонения значений
от нормы
Увеличение солесодер-
жания подпиточной воды;
присосы технической воды
То же
Отклонение показателей
от норм; недостаточный
расход дистиллята через
ФСД; загрязнение ионита
окислами меди
Меры по устранению
отклонений от нормы
Устранить присосы тех-
нической ВОДЫ
То же
Привести к норме пока-
затели; увеличить расход
воды через ФСД; загрузить
ФСД свежий отрегенериро-
ванный материал
Привести расход к норме
с помощью регулирующей
арматуры
Примечания: 1. Временно, до ввода ФСД в эксплуатацию, допускаются следующие значе-
ния показателей: рН — 7-^9,2; содержание меди не более 200 мкг/кг; удельное сопротивление
дистиллята не менее 100 кОм-см. Расход дистиллята при промывке контура должен составлять
не менее 6 м^/сут, а при необходимости снижения содержания меди — не более 20 м^/сут для
закрытых систем.
2. Расход дистиллята в контуре охлаждения следует определять по скорости понижения уровня
воды в баке подпитки при прекращении подпитки контура.
3. Указанные показатели контролируются не реже 1 раза в неделю. Отбор проб и определе-
ние показателей производятся одновременно.
4. Допускается превышение не более чем на 50 % норм содержания соединения меди и ки-
слорода в течение первых четырех суток при пуске гидрогенераторов после капитального, среднего
и текущего ремонтов, а также при нахождении в резерве.
3.5. СИСТЕМЫ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ
МАШИН С ВОДОРОДНЫМ
ОХЛАЖДЕНИЕМ
Турбогенераторы и синхронные компен-
саторы с водородным охлаждением должны
быть оснащены основным, резервным, а
турбогенераторы, кроме того, и аварийным
источником маслоснабжения водородных
уплотнений; демпферным баком для питания
' торцевых уплотнений маслом в течение
времени, необходимого для аварийного оста-
нова турбогенераторов мощностью 60 МВт
и более; автоматическими регуляторами
давления масла на водородных уплотне-
ниях турбогенераторов.
Резервный и аварийный источники масло-
снабжения должны автоматически включать-
ся в работу при отключении рабочего
источника маслоснабжения, а также при сни-
жении давления масла.
В схеме маслоснабжения обходные вен-
тили регуляторов должны быть регулиро-
вочными, а не запорными для исключения
бросков давления масла при переходах с
ручного регулирования на автоматическое
и обратно.
Требования к техническим характеристи-
кам масла, применяемого в системах масло-
снабжения генераторов и синхронных компен-
саторов, и периодичность контроля его
состояния изложены в разд. 7.
Технические данные маслоохладителей
и насосов системы маслоснабжения генера-
торов, а также сведения по режимам ее
работы приведены в табл. 3.29 — 3.31.

Таблица 3.29. Маслоохладителя для турбогенераторов с водородным или
водородно-врдяным охлаждением
Тип турбогенератора
ТВФ-60-2, ТВФ-63-2,
ТВФ-100-2, ТВФ-120-2,
ТВВ-165-2, ТВВ-200-2
ТВВ-160-2, ТВВ-200-2 А,
ТВВ-220-2А, ТВВ-320<2,
ТВВ-500-2, ТВВ-500-2А,
ТВВ-800-2, ТВВ-1200-2
Маслоохладитель
Тип
MOB-10*
МОВ-3
Отводимые
потери, кВт
90
80
Расход воды,
мЗ/ч
90
95
Сопротивление
тракта воды,
кПа
3
4
* В случае установки двухкамерных уплотнений применяются маслоохладители МОВ-3.
Примечания: 1. Максимальное давление: масла — 1 МПа, воды —0,5 МПа.
. 2. Число рабочих маслоохладителей по одному на всех турбогенераторах и по два на ТВВ-500-2,
ТВВ-800-2 и ТВВ-1200-2; число резервных—по одному на каждый.
Таблица 3.30. Насосы в системе уплотнения вала турбогенераторов с водородным
иля водрродио-водяным охлаждением
Тип
турбоге-
нератора
ТВС-30
ТВС-32
ТВФ-60-2, 1*
ТВФ-63-2,
ТВФ-100-2,
ТВФ-120-2,
ТВФ-200-2
ТВВ-165-2,
ТВВ-200-2
ТВВ-160-2,
ТВВ-2О0-2А,
ТВВ-220-2А,
ТВВ-320-2
ТВВ-500-2,
ТВВ-500-2А,
ТВВ-500-2Б,
ТВВ-800-2
ТВВ-1200-2
ТГВ-200,
ТГВ-200М,
ТТВ-300,
ТГВ-500
Рабочие или резервные маслонасосы
уплотнений с приводом на переменном токе
Тип
РЗ-7,5
Ш8-25
ЭМН-10
ЦНСМ38-110
ЭМН-10
ЗМСМ-10х5
ЦНСМ38-110
ЗМСМ-10х5
ЦНСМ38-110
4МСМ-10хЗ
ЦНСМ60-99
ЦНСМ38-132
4МК-7х2
Рас-
ход,
м-'/ч
5
5,8
12
38
12
34
38
34
38
60
60
38
30
На-
пор,
кПа
330
250
1000
1100
1000
1150
1100
1150
1100
990
990
1320
800
Электродвигатель
Мощ-
ность,
кВт
2,8
3
6
30
6
30
30
30
30
40
10
Тип
КОМ-22-4
АОП-32-4
МР-42-2ВЗ
А02-72-2
МР-42-2ВЗ
А-2-72-2
А02-72-2
А2-72-2
А02-72-2
А2-72-2
А02-51-2
Аварийные насосы с приводом на
постоянном токе — по одному на
турбогенератор
Тип
РЗ-7,5
Ш8-25
ЭМН-10
ЦНСМ38-176
ЭМН-10
ЗМСМЛ0х8
ЦНСМ38-176
ЗМСМ-10х8
ЦНСМ38-176
4МСМ-10х6
ЦНСМ60-198
ЦНСМ38-220
4МК-7х2
Рас-
ход,
м5/ч
5
5,8
12
38
12
34
38
34
38
•1.
"1е
60
38
30
На-
пор,
МПа
330
250
1000
1760
1000
1840
1760
1840
1760
1940
1980
2200
800
Электро-
двигатель
Мощ-
ность,
кВт
2,2
5,5
25
5,5
25
25
25
25
42
42
32
11
Тип
П-32
П-42
П-62
П-42
П-62
П-62
П-62
П-62
П-72
П-72
П-71
П-51
* Для генераторов в качестве рабочего насоса используется инжектор, рассчитанный на расход
12 м'/ч при напоре 0,9—1.0 МПа.

Таблица 3.31. Расход водорода и уплотняющего масла, сливающегоси в сторону
водорода
Тип
турбоге-
нератора
ТВС-30
ТВС-32
ТВ-60-2
ТВ-60-2
ТВ2-100-2
ТВ-150-2
ТВФ-60-2
ТВФ-63-2
ТВФ-120-2
ТВФ-200-2
ТВВ-165-2
ТВВ-200-2
ТВВ-320-2
ТВ В-500-2
ТВВ-800-2*
ТГВ-200
ТГВ-300
ТГВ-500*
Допустимая
утечка водорода,
м'/сут
1,5
2
2
2
% 4
5
2,5
6
9
4
12
12
12
12
12
12
12
12
Расход масла
водорода,
расчетный (по
допустимой
утечке)
0,6
0,35
0,9
0,9
1,6
2,7
0,9
0,9
0,9
1,6
1,6
1,6
1,5
—
—
1,6
2
12
в сторону
л/мин
факти-
ческий
2
2
2
3
3
3
3
3
3
4
3
3
3
—
15
5
5
10
Расход водорода
на продувку, м?/сут
корпуса статора
при частоте
водорода 98,5%
12
—
13
20
22
22
22
—
22
26
22
25
27
—
—
28
30
16
водородоотде-
лительного
блока
-
—
-
—
2,5
2.5
—
—
-
—
—
-
-
-
—
—
—
-
* Радиальные (цилиндрические) уплотнения.
Опыт эксплуатации турбогенераторов
серий ТВФ и ТВВ мощностью 60-320 МВт
выявил недостатки в системе их маслоснаб-
жения: отсутствие протока масла через бак,
что приводит к снижению температуры масла
в баке и трубопроводах, а также накопле-
нию в нем шлама и механических частиц;
недостаточность диаметра трубопроводов,
соединяющих бак с напорным маслопро-
водом, что вызывает увеличение столба
масла над баком при нормальной эксплуата-
ции и снижение давления масла, подаваемого
от бака к уплотнениям в аварийных случаях;
большой расход прижимного масла; отказы
регуляторов.
Реконструкция системы маслоснабжения
указанных турбогенераторов ведется следую-
щим образом:
демпферный бак присоединяется к си-
стеме маслоснабжения двумя трубами для
создания постоянного протока масла через
бак. Высотные отметки расположения труб,
диаметры трубопроводов и вентилей при-
ведены в табл. 3.32.
Допускается последовательная схема
присоединения бака к маслосистеме (рис. 3.1),
Таблица 3.32. Данные по реконструкции системы маслоснабжения турбогенераторов
Тип турбо-
генератора
ТВ-60-2,
ТВФ-60-2,
ТВФ-100-2
ТВ-60-2,
ТВФ-60-2,
ТВФ-100-2
ТВВ-165-2,
ТВВ-200-2
ТВВ-165-2,
ТВВ-200-2
ТВВ-165-2,
ТВВ-200-2
ТВВ-320-2
ТВВ-320-2
Схема
присоединения
П ,
пп
п
пп
пп*
п
пп
Расстояние (см. рис. 3.1) не менее, мм
А
4000
4000
6000
6000
6000
6000
6000
Б
6000
6000
5000-6000
5000-6000
5000-6000
5000-6000
5000-6000
В
2000
2000
2000-4000
2000-4000
2000-4000
2000-4000
2000-4000

Продолжение табл. 3.32
Тип турбо-
генератора
ТВ-60-2
ТВФ-60-2,
ТВФ-100-2
ТВ-60-2,
ТВФ-60-2,
ТВФ-100-2
ТВВ-165-2,
ТВВ-200-2
ТВВ-165-2,
ТВВ-200-2
ТВВ-165-2,
ТВВ-200-2
ТВВ-320-2
ТВВ-320-2
трубопро-
вентиль 7
50
50
50
40
40
50
50
Диаметры трубопроводов и
вентилей
(см. рис. 3.1 и 3.2) не менее, мм
трубопровод
б и вентиль
5
70
50
80
70
90
80
70
трубопровод
б, 14, 15
50
50
80
50
70
80
70
трубопроводы
г
40
40
40
40
40
40
40
д
70
50
*--
70
50
70
70
50
е
25
25
25
25
25
25
25
Ориентировочный
диаметр дроссель-
ной шайбы 16
(см. рис. 3.2), мм
•
10-13
—
10-15
10-15
■ —
10-15
* При открытой компоновке машинного зала. В остальных случаях указана закрытая компоновка.
Примечание. В таблице приняты следующие условные обозначения расстояний: Л — расстоя-
ние от центра вала генератора до дна демпферного бака; Б — расстояние от диа бака до колена
переливной трубы; В — расстояние от колена переливной трубы до противосифонной трубы; Г~
расстояние от верха бака до нижнего реле уровня (Г = 60 -=-70 мм); Д — расстояние от верха бака
до верхнего реле уровня (Д = 400 мм). Указанное расстояние относится к турбогенераторам серий
ТВФ и ТВВ, на которых система сигнализации уровня масла выполнена в соответствии с черте-
жами ЛПЭО «Электросила» № ОБС.349.003-005. В схемах маслоснабжения турбогенераторов, на
которых реле срабатывает при понижении уровня масла до верха бака или ниже верха бака на
20 мм. размещение реле верхнего уровня можно не изменять.
при этом вентили 5 и б открыты, вентиль
7 закрыт, и последовательно-параллельная
схема (рис. 3.2), в которой вентили 5, б, 14
Рис. 3.1. Схема присоединения демпферного
бака с постоянным "протоком масла:
1 — демпферный бак; 2 — регулятор давления мае1
ла; 3, 4 — реле уровня масла в демпферном ба-
ке; 5— //— запорные вентили; 12 — общий слив-
ной маслопровод подшипников турбоагрегата;
13 — смотровое окно
и 15 открыты, вентиль 7 закрыт, между
вентилями 14 и 15 установлена дроссельная
шайба 16. "
Температура масла в баке должна быть
не ниже 30 "С, что достигается изменением
расхода масла через бак и диаметра дрос-
сельной шайбы.
Более подробно вопросы повышения
надежности маслоснабжения торцевых уплот-
нений . вала турбогенераторов серий ТВФ
и ТВВ рассмотрены в Сборнике директив-
ных материалов Главтехуправления Мин-
энерго СССР, 1984 г.
Рис. 3.2. Схема последовательно-параллель-
ного присоединения демпферного бака:
/ —13 — см. рис. 3.1; 14, 15 — запорные вентили;
16 — дроссельная шайба

3.6. ЩЕТОЧНО-КОНТАКТНЫЕ
АППАРАТЫ ВРАЩАЮЩИХСЯ МАШИН
В зависимости от назначения и состава
щетки для электрических машин делятся на
четыре группы (табл. 3.33).
Щетки для электрических машин выби-
раются с учетом физико-механических и
коллекторных характеристик по ГОСТ
2332 — 75*. Типы, основные размеры и кон-
струкция щеток определены ГОСТ 12232.1 —
77*, 12232.2-77^. 12232.4-76*-12232.8-76*
и нормативно-технической документацией,
утвержденной неустановленном порядке.
Щетки предназначены для эксплуатации
в условиях У2, УЗ и УХЛ4 по ГОСТ
15150 — 69*. Допускается применение щеток в
условиях, нормированных для других кли-
матических исполнений (Т, ХЛ, О) и катего-
рий 1, 2, 3, 4 и 5 по ГОСТ 15150-69*.
Технические характеристики щеток ука-
заны в табл. 3.34. На турбогенераторах
мощностью 165 МВт и выше применяются
монополярные щетки: на отрицательном
кольце — ЭГ2АФ, на положительном —
61 ЮМ. Допускается применение щеток
ЭГ4-14 для колец обеих полярностей.
На контактных кольцах синхронных
компенсаторов, работающих в среде водо-
рода, рекомендуется применять щетки
ЭГ74АФ в сочетании с бронзовыми кольцами
(БРАЖ-9-4Л). Биение колец не должно пре-
вышать 0,1 мм.
Коэффициент трения щеток всех марок
принимается 0,25. При работе электрических
машин в условиях повышенной вибрации и
больших частотах вращения коллектора
(свыше 1500 об/мин) давление на щетку
повышается до 50 кПа.
Значения переходных сопротивлений
между телом щетки и каждым токоведущим
проводом должно быть не более приведенных
в табл. 3.35.
Допустимая степень искрения не долж-
на превышать, как правило, 1,25 по
ГОСТ 183 — 74**, т. е. допускается слабое
искрение под небольшой частью края щет-
ки (табл. 3.36).
При эксплуатации щеток следует обеспе-
чить допустимую для их нормальной работы
Таблице
Обозначение
марок шеток
Г20
Г21
Г22
ГЗ
611М
61 ЮМ
ЭГ2А
ЭГ2АФ
ЭГ4
ЭГ8
ЭГ14
ЭГ51
ЭГ61
ЭГ71
ЭГ74
ЭГ74АФ
ЭГ85
Ml
МЗ
Мб
М20
МГ
МГ2
МГ4
МГС5
МГСО
3.33. Классификация щеток электрических машин по ГОСТ 2332—75*
Условное
обозначение
марок
20
34
32
43
88
56
12
68
14
18
41
51
61
71
74 "
79
85
81
83
86
93
17
82
19
9
21
Наименование
групп щеток
Уг ольно-графито-
вые
Графитные
Электрографити-
рованные
Металлографит-
ные
Преимущественная
область применения
Генераторы и электродвигатели с об-
легченными условиями коммутации и
коллекторные машины переменного
тока
Генераторы и электродвигатели с об-
легченными условиями коммутации и
контактные кольца
Генераторы и электродвигатели со сред-
ними и затрудненными условиями ком-
мутации и контактные кольца
Генераторы низкого напряжения и кон-
тактные кольца

Таблица 3.34. Технические характеристики щеток для электрических машин
Обозна-
чение
марок
щеток
ГЗ
Г20
Г21
Г22
611М
6ПОМ
ЭГ2А
ЭГ2АФ
ЭГ4
ЭГ8
ЭП4
ЭГ51
ЭГ61
ЭГ71
ЭГ74
ЭГ74АФ
ЭГ85
Ml
МЗ
Мб
М20
МГ
МГ2
МГ4
МГ64
МГС5
МГСО
Твердость,
кПа• 1С
6,9-18,6
19,6-59
16,7-53,9
4,9-11,7
4,9-11,7
6,9-21,6
.4,9-21,6
1,9-6,9
7,8-34,3
7,8-29.4
16,6-53,9
5,9-13,7
14,7-49
19,6-49
16,7-49
7,8-24,6
6,9-17,6
9,8-24,6
7,8-24,6
3,9-13,7
3,9-17,6
9,8-21,6
4,9-17,6
5,9-14,7
5,9-19,6
Удельное
электри-
ческое
сопро-
тивление,
мкОм ■ м
8-20
35-100
150-420
100-230
8-22
8-28
11-28
12-35
6-16
30-45
20-38
20-40
24-46
20-35
35-75
19-38
35-75
2-5
6-12
1-6
3— 13*.
*
5,04-0,12
0,1-0,25
0,3-1,3
0,05-
0,25
2-15
Не более
0,3
Содер-
жание
золы, %,
не более
6,5
1
1,5
0,95
1
1,5
0,8
0,7
0,3
0,8
0,4
0,4
0,4
i л;
Номинальные режимы и коллекторные характеристики
при нормальном режиме
Давле-
ние на
щетку,
кПа
78
20-30
78
15-20
18-23
18-23
20-25
15-20
20-25
18-23
Плот-
ность,
тока,
А/см2
20
10-12
20
15
12
15
12
20
20
15
20-25
15
20
Окруж-
ная
ско-
рость,
м/с
25
15
25 •
15
Время
испыта-
ния, ч
20
50
20
50
Переходное
падение
напряжения
на пару
щеток, В
0,6-1,4
2-4,3
3,2-5,5
Не менее 2,2
0,6-1,6
0,8-1,8
1-2
1,1-2,1
1-2,2
1,2-2
1,1-2,1
1-2,1
1,2-3
1,3-2,3
1,2-2,4
1-2
1,4-2,8
1-1,9
1,4-2,2
1-2
1-1,8
0,1-0,3
0,3-0,7
0,6-1,6
0,2-0,5
0,7-1,9
0,08-0,35
Износ на
коротко-
замкну-
том кол-
лекторе,
мм, не
более
0,5
0,15
0,3
0,4
0,4
0,4
0,4
0,6
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,18
0,15
0,35
0,2
0,8.
0,4
0,3
0,6
0,4
0,6-
Коэффи-
циент
трения,
не бо-
лее
0,3
0,22
0,22
0,25
0,3
0,3
0,23
0,23
0,25
0,25
0,25
0,22
0,17
0,3 .
0,22
0,22
0,2
0,25
0,25
0,2
0,26
0,2
0,2
0,2
0,2
0,22
0,25
Рекомендуемые параметры и условия
работы щетки по ГОСТ 2332-75*
Переходное
падение
напряжения
на пару
щеток при
рекомендуе-
мой плотно-
сти тока, В
1,9
2,9
4,3
2,5
2
2
2,6
2,2
2
2,4
2,5
2,2
.3
2,2
2,7
2,3
2,3 )
1,5
1,8
1,5
1,4
0,2
0,5
1,1
0,5
2
0,2
Плот-
ность
тока,
А/см*
11
15
5
10
12
15
10
15
12
10
11
12
13
12
15
15
15
15
12
15
12
20
20
15
25
15
20
Окруж-
ная
ско-
" рость,
м/с
25
40
30
30
40
90
45
90
40
40
40
60
60
40
50
60
50
25
20
25
20
20
20
20
25
35
20
Давление
на щетки,
кПа
20-25
50
15-100
40
20-25
12-22
20-25
15-21
15-2Q
20-40
20-40
20-25
35-50
20-25
17,5-25
15-21
17,5-35
15-20
15-20
15-20
15-20
18-23
18-23
20-25
15-20
20-25
18-23

Таблица 3.35. Значения переходных электрических сопротивлений щеток
Марка щетки
ГЗ, Г21, 611М, 61ЮМ, ЭГ2А, ЭГ2АФ,
ЭГ4, ЭГ8, ЭГ14, ЭГ51, ЭГ61, ЭГ71,
ЭГ74, ЭГ74АФ, ЭГ85, Ml, M3, Мб,
М20, МГ4, МГС5
МГ, МГ2, МГС^
Плошадь поперечного
сечения,
см2
До 0,2
0,21-0,5
0,51-1
1,1-3
Выше 3
До 0,2
0,21-0,5
0,51-1
1,1-3
Выше 3
Переходное
сопротивление,
мОм, не более
15
10
5
2,5
1,25
10
3
2
1
0,5
Примечания: 1. Переходное сопротивление между щеткой Г20 и каждым токоведушим про-
водом не должно превышать 5 мОм при креплении провода пайкой или развальцовкой и 3 мОм при
креплении провода конопаткой.
2. Для шеток графитных и электрографитированных, имеющих крепление токоведушего провода
способом развальцовки, переходное электрическое сопротивление между телом шетки и каждым
токоведушим проводом не должно быть более 10 мОм.
3. Для щеток марки Г22, имеющих крепление токоведушего провода способом конопатки, пере-
ходное электрическое сопротивление не должно быть более 15 мОм, при креплении способом раз-
вальцовки — не более 25 мОм.
Таблица 3.36. Степень искрения щеток коллекторов машин постоянного тока
Степень
искрения
1
1,25
1,5
2
3
•
Характеристика
степени искрения
Отсутствие искрения
Слабое точечное искрение под
небольшой частью щетаи
Слабое искрение под большей
частью щетки
Искрение под всем краем щетки
только при кратковременных толч-
ках нагрузки-и перегрузки
Значительное искрение под всем
краем щетки с наличием крупных
и вылетающих искр. Допускается
только для моментов прямого (без
реостатных ступеней) включения или
реверсирования машин, если при
этом коллектор и щетки остаются
в состоянии, пригодном для дальней-
шей работы
Состояние коллектора
и шеток
Отсутствие почернения на коллек-
торе и нагара на щетках
То же
Появление следов почернения на
коллекторе, легко- устраняемых при
протирании поверхности коллектора
бензином, а также появление следов
нагара на щетках
Появление следов почернения на
коллекторе, не устраняемых при про-
тирании поверхности коллектора бен-
зином, а также появление следов
нагара на щетках
Значительное почернение на коллек-
торе, не устраняемое протиранием
поверхности коллектора бензином, а
также подгар и разрушение щеток

вибрацию. Для успешной работы системы
токосъема турбогенераторов вибрация щеток
на контактных кольцах не должна превышать
200 мкм. Статическое биение контактных
колец и коллекторов в холодном состоянии
и перепад высот между соседними рабо-
чими дорожками на кольцах не должны
превышать 0,2 мм. После проточки коллек-
тора изоляция между пластинами коллектора
про дорожив ается на глубину 1 —1,5 мм, по-
верхность контактных колец шлифуется, а
поверхность коллектора шлифуется и поли-
руется. Щетки должны свободно перемещать-
ся в обойме — зазор между щеткой и обой-
мой должен быть в пределах 0,1 — 0,3 мм.
Радиальный зазор между щеткодержателем
и кольпом (или коллектором) следует иметь
в пределах 2 — 3 мм.
Контроль режима работы щеточно-
контактного аппарата и его регулирование
в пропессе эксплуатации обеспечивается мак-
симально близким по значению уровнем тока
параллельно включенных щеток, измерение
которого производится клещами постоянного
тока.
1. Пуск турбоагрегата из холодного или
неостывшего состояния (особенно затя-
нувшейся), сопровождающийся резким
против нормального повышения темпера-
туры горячего воздуха на выходе из вы-
хлопных камер щеточно-контактного
аппарата
2. То же, что п. 1, и дополнительно — ос-
лабление посадки кольца (или колец) из-
за повышенного нагрева в зоне сколь-
зящего контакта
3. Медленное прохождение критической час-
тоты вращения при пуске турбины
4. Общее ухудшение вибрационного состоя-
ния турбоагрегата
5. Проведение работ по балансировке ро-
торов турбоагрегата при неснятых щет-
ках
6. Небаланс консоли
7. Расцентровка валов турбогенератора и
рабочего возбудителя (при отсутствии
торсионного вала между турбогенерато-
ром и рабочим возбудителем)
8. Попадание твердых механических частиц
из окружающего воздуха
9. «Наклеп» на боковой поверхности щеток,
мешающий радиальному перемешению
щеток, из-за попадания самоцементирую-
щихся веществ (краска, масло и т. п.)
Для -турбогенераторов, у которых ще-
точно-контактный аппарат закрыт кожухом,
помимо измерения уровня тока необходимо
определять разность температур входящего
и выходящего из аппарата охлаждающего
воздуха.
Температура входящего и выходящего
воздуха контролируется термометрами со-
противления ТСМ-410-01. Разность темпера-
тур горячего и холодного воздуха для раз-
личных типов турбогенераторов составляет
11-18 "С. <-~
При применении разнотипных монопог
лярных щеток (61 ЮМ и ЭГ2АФ) перемена
полярности контактных колец в пелях равно-
мерности их износа, как правило, не требу-
ется.
При применении щеток 61 ЮМ и ЭГ4
на обоих концах смена полярности контакт-'
ных колец должна производиться при прева-
лирующем износе одного из колец, но не
реже 1 раза в год. Виды повреждений
щеток и причины, вызывающие нарушение
нормального режима их работы, приведены
в табл. 3.37 и 3.38.
10. Недостаточное усилие нажатия на щет-
ки, приводящее к периодическому отрыву
их от поверхности кольца
11. Завышенные усилия нажатия на щетки
12. Резонанс щеток (механический)
13. Увеличенный зазор между обоймой щет-
кодержателя и кольпом
14. Увеличенный зазор между щетками и
обоймами щеткодержателя
15. Ограниченность радиальных перемеще-
ний щеток
16. Недостаточная «свобода» щеток в обой-
мах
17. Перегрев сбегающего храя щеток из-за
наличия искрения ч
18. Перегрев сбегающего края щеток при
работе турбогенератора под нагрузкой
19. Ухудшение профиля поверхности кон-
тактных колец N
20. Наличие западания на кромках винтовой
канавки
21. Случайные сколы на отдельных шетках,
приводящие к появлению «лавины»
сколов *,
22. Плохое качество щеток
23. Периодическая или систематическая пере-
грузка токами не менее 200 А щетки
с качественной заделкой поводков без
изменения качества заделки или с ухуд-
шением качества в процессе эксплуатации
Таблипа 3.37. Перечень возможных причин нарушений
аппарата
sore щеточно-контактного
Вид нарушения
Вид нарушения

Продолжение таб.1. 3.37
Вид нарушения
24. Сочетание некачественной заделки по-
водка в тело щетки с недопустимо уве-
личенным усилием нажатия на щетку
25. Кратковременное нарушение условий
образования политуры на дорожке, где
работает щетка (срабатывание политуры
более быстрое, чем ее образование)
.26. Длительное нарушение условий образо-
вания политуры на дорожке, где рабо-
тают щетки '■*
27. Малая скорость износа одной щетки по
сравнению с другими на данном полюсе
28. Недостаточная влажность воздуха в ма-
шинном зале
29. Установка щеток с большим сопротивле-
нием щетка-поводок
30. Увеличение в процессе эксплуатации со-
противления щетка —поводок
31. Усилие от пружины на щетку действует
не радиально
32. Отсутствие изоляции между щеткодер-
жателем и траверсой
33. Снижение интенсивности отвода тепла
из зоны скользящего контакта
34. Неравномерное распределение токов по
параллельно работающим щеткам
35. Неодинаковая твердость щеток, щетки
из разных партий
36. Нарушение или ослабление контакта в ме-
стах прилегания токораспределительных
колец к контактным кольцам
37. Неоднородность структуры контактных
колец
38. Ослабление посадки контактных колец
39. Загрязнение вентиляционных каналов
контактных колеи
40. «Остекление» поверхности кольца на
одной или нескольких дорожках
41. Зависание отдельных щеток
42. Отсутствие политуры на контактном
кольце или отдельных дорожках контакт-
ного кольца
43. Малое усилие нажатия на большинство
щеток, появившееся в процессе их есте-
ственного износа
44. Резкое повышение температуры щеток
ЭГ2АФ с «натягом» фторопласта на
кольцо
Вид нарушения
45. Наличие в воздухе машинного зала вред-
ных химических примесей
46. Установлены (при регулировании) завы-
шенные значения усилий нажатия на
большинство щеток
47. Щетки полностью не притерлись
48. Плохой контакт в местах соединений гиб-
кой токоведушей шины с контактным
кольцом
49. Повреждение изоляционных деталей ще-
точно-контактного аппарата
50. Оседание угольной пыли на изоляцион-
ных участках колец, токоподводов, ще-
точной траверсы
51. Разрушение щеток
52. Искрение под щеткой
53. Неоднородность структуры тела щетки,
некачественная пропитка
54. Появление шероховатости на внутрен-
ней поверхности обоймы
55. Появление шлицев на хвостовой части
нажимных стержней в месте касания их
внутренней кромки отверстий нажимных
планок
56. Влияние факторов окружающей среды,
приводящих к увеличению полных потерь
в щеточно-контактном аппарате
57. Возникновение интенсивного искрения
на большинстве щеток полюса
58. Усилия нажатия, допустимые при работе
турбогенератора в сети, оказались недо-
пустимыми при работе его в бестоковом
режиме из-за увеличения коэффициента
трения
59. Ослабление посадки контактных колец
из-за повышенного нагрева полюса ще-
точно-контактного аппарата
60. Чрезвычайно высокий нагрев отдель-
ных щеток
61. Резко неравномерный износ щеток
62. Местное тепловое разрушение политуры
63. Появление «катодных пятен» на отрица-
тельном полюсе при применении щеток
ЭГ2АФ
64. Загрязнение рабочей поверхности кон-
тактного кольца
Таблица 3.38. Виды н причины повреждения щеточно-контактных аппаратов генераторов
Вид повреждения
Возможные причины повреждения
(см. табл. 3.37)
Щербины или сколы на сбегающем крае
щеток •
Наличие цветов побежалости на паводках
Отгорание поводков отдельных щеток в
средней части последних
1-22, 25-28, 31, 33, 64
8, 9, И, 15, 16, 22-28, 33
Сочетание одной или нескольких причин
8, 9, 11, 15, 16, 23, 25, 26-28, 33 при вы-
соком качестве заделки поводков и сохра-
нении качества заделки до отгорания

Вид повреждения
Отгорание поводков вблизи заделки их в
щетки
Появление шлицев на хвостовой части на-
жимных стержней в месте касания их внутрен-
ней кромки отверстий нажимных планок
Цвета побежалости на нажимных пружинах
отдельных щеток
Нарушение заделки поводков щетки (осо-
бенно при развальцовке)
Быстрое ухудшение профиля колец, местная
наработка
Изъязвление внутренней поверхности обойм
щеткодержателей
Заклинивание отдельных щеток в обоймах
(без отгорания поводков и нарушения заделки
или с нарушением заделки), приводящее к не-
возможности их извлечения из обойм
Повышенная вибрация щеток (всего полюса,
обоих полюсов, отдельных щеток на полюсе)
Неравномерный износ щеток
Искрение на отдельных щетках
Нарушение работы обоих (или одного) по-
люсов без видимых причин
Резкое ухудшение работы отрицательного
полюса со щетками ЭГ2АФ
«Прилипание» щеток ЭГ2АФ к поверхности
кольца
Искрение на значительной части щеток на
сбегающем крае
Искрение между щеткой и. обоймой щетко-
держателя
Спонтанное распределение токов по щеткам
полюса
Следы повышенного нагрева контактных
колец (местные или кольца в целом)
«Остекление» поверхности контактных колец
на отдельных дорожках под щетками
Разрушение упорной скобы щетки с разру-
шением тела в верхней части
Появление и усиление искрения при откры-
тии крышек кожуха щеточно-контактного ап-
парата
Снижение сопротивления изоляции щеточно-
контактного аппарата
Вылет механических частиц из выхлопных
камер
Следы изъязвления контактной поверхности
щеток
Зависание щеток
Увеличение превышения температуры горя-
чего воздуха на выходе одного или обоих
полюсов сверх нормативного значения
Перегрев отдельных щеток
Повышенный нагрев щеток при пуске тур-
боагрегата
Продолжение табл. 3.38
Возможные причины повреждения
(см. табл. 3.37)
24, 29 при ухудшении качества заделки в
процессе эксплуатации
31 и 32 или только 31 в сочетании с од-
ной или несколькими причинами 4, 6, 7, 9,
12, 15, 16, 19, 23-27, 29, 30
32 в сочетании с одной или несколькими
причинами 29, 30, 24, 9, 11, 15, 16, 22, 23,
25-28, 33 или только 8, 9, 11, 15, 16, 22,
23-27, 29, ЗОЛ»
29, 30, 22, 23-27, 1-9, 11, 12, 15, 16, 19, 33
34-39, 1, 2, 4-9, 12, 15-18, 22, 25-27, 33
32, 29, 30, 24
34, 23 — 27,40 с кратковременным повышени-
ем температуры щетки непосредственно пе-
ред заклиниванием до значений; соответст-
вующих накалу докрасна, 62
2-7, 10, 12, 19, 21, 38, 64
34, 35, 22, 19, 8, 9, 15, 27, 29, 30, 41
4, 10, 19, 34, 38; 2, 3, 6, 7, 11, 12, 18, 22-24.
31, 33, 64
45, 28,' 38, 36, 33, 4, 6-8, 19, 22, 25, 26,
30, 34, 42-44, 64
43, 44, 46, 42, 40
44
43, 34, 4, 8, 28
л
32, 29, 30, 22, 24
43, 42, 33, 22, 64
33, 39, 48, 1, 2, 8, 11, 17, 18, 23, 25, 26, 34,
36, 37, 42
23 —27 с кратковременным повышением тем-
пературы отдельных щеток на этих дорож-
ках до значений, соответствующих накалу
докрасна
11, 31
33
'Ч-
49, 50 %
51, 8
52, 10, 43, 4, 19, 22, 45, 53
54, 9, 55
56, 33, 4, 1, 8, 11, 21, 22, 46, 47, 51, 57
34, 9, 11, 15-19, 22-28, 35, 42, 47, 52, 53,
56
58, 33, 8, 22, 29, 47, 46, 51, 53, 56

Продолжение табл. 3.38
Вид повреждения
Возможные причины повреждения
(см. табл. 3.37)
То же, что и в предыдущем случае, но сопро-
вождающийся резким увеличением амплитуд
вибраций щеток при и = 3000 об/мин
Появление искрения на щетках при подаче
возбуждения перед синхронизацией с одновре-
менным увеличением амплитуд вибраций ще-
ток, устраняющихся через 1—2 ч работы под
нагрузкой #»
Появление «катодных пятен» на отрицатель-
ном полюсе при Применении щеток ЭГ2АФ
Появление кругового огня
Повреждения щеточно-контактного аппарата
токами КЗ
59
59
34, 61, 23-26, 60, 62, 44, 33
34, 61, 60, 23-26, 62, 63, 33
49, 50 на одном из полюсов при наличии
второго места замыкания на землю в цепях
возбуждения
3.7. СУШКА ВРАЩАЮЩИХСЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН
Сушка электрических машин осуществля-
ется при увлажнении изоляции их обмоток
ниже пределов, указанных в табл. 13.3.
Максимальная температура нагрева при
сушке для обмотки статора изоляции класса В
не должна превышать 90 — 95 °С, для за-
печенной обмотки ротора с изоляцией клас-
са В— 120°С, для незалеченной обмотки
ротора с изоляцией класса В — 100 °С. Мини-
мальная температура сушки должна быть не
ниже 80 "С. Для обмоток роторов при не-
посредственном охлаждении с изоляцией
класса В температура нагрева при сушке
должна быть на 10 СС ниже допустимой
средней температуры по данным завода-
изготовителя или ГОСТ. Приведенные зна-
чения температур даны при измерении темпе-
ратуры по сопротивлению обмоток. При из-
мерении только термометрами или термопа-
рами температура не должна превышать
110 °С для запеченной обмотки, 90 °С — для
незалеченной и 80 °С — для роторов с не-
посредственным охлаждением обмотки. Из-
мерение сопротивления изоляции обмоток в
процессе сушки обмоток статора произво-
дится мегаомметром 1 — 2,5 кВ, ротора и
возбудителей — мегаомметром 0,5—1 кВ. В
процессе сушки периодически измеряется
сопротивление изоляции и коэффициент аб-
сорбции. Сушку считают законченной, если
сопротивление и коэффициент абсорбции
в течение 3 — 5 ч при неизменной темпера-
туре остаются неизменными.
При выборе метода сушки (табл. 3.39)
учитывается его экономичность. В этой связи
методы вентиляционных потерь и симметрич-
ного КЗ применяются крайне редко. При
всех методах сушки должны быть обеспе-
чены вентиляция машины и регулярный
обмен воздуха для удаления влаги, выде-
ляющейся из обмотки.
Метод потерь в стали статора. Сушка
генераторов может проводиться при вынутом
или вставленном роторе. В последнем слу-
чае один конец вала ротора должен быть
изолирован от земли. Для генераторов мощ-
ностью не более 12 МВт вал ротора может
быть использован в качестве намагничиваю-
щей обмотки. В этом случае подсоединение
Т а б лица- 3.39. Методы сушки электрических
Вид электрической
машины
Генераторы и" синхронные
компенсаторы
Электродвигатели
Машины постоянного тока
Метод
потерь в
стали
+
+
Метод
нагрева
обмоток
током
+
+
+
Метод
внешнего
нагрева
+
+
+
машин
Метод
вентиля-
ционных
потерь
+
Метод
симмет-
ричного
трехфаз-
ного КЗ
+
Примечание. Знаком « + » отмечены предпочтительные методы сушки.

проводов от источника питания осуществля-
ется к нерабочей части вала с помощью
хомутов. При сушке со вставленным ротором
последний через каждые 20 мин поворачи-
вается на 180 "С. Намагничивающая обмотка
выполняется изолированным проводом, ток
нагрузки которого принимается 0,5 — 0,7 пре-
дельно допустимого для данного сечения.
Подъем температуры в начале сушки осу-
ществляется при индукции 0,7 — 1 Тл с по-
следующим ее снижением до 0,4—0,6 Тл.
Расчет намагничивающей обмотки для
сушки отечественных турбогенераторов мо-
жет вестись с использованием данных табл.
3.40. В этом случае при известном напряже-
нии намагничивающей обмотки для двух-трех
значений индукции находят для определен-
ного типа генераторов: напряжение на виток
и полную магнитодвижущую (МДС). Далее
определяются общее количество витков на-
магничивающей обмотки, витки с отпайками
для регулирования теплового режима сушки
и наибольший ток, потребляемый при сушке
генератора; выбирается сечение и марка
провода для намагничивающей обмотки.
Сушка потерями в стали статора гене-
ратора может применяться в сочетании с
сушкой током 0,2 — 0,4/ном, подаваемым в
обмотку статора.
Напряжение, прикладываемое к обмотке
статора,
U = (0,15-0,24)-^^,
У 3 iном
где UHOM — номинальное напряжение статора,
В; /ном — номинальный ток, А; 1С — ток в
обмотке при сушке статора, А.
При сушке совмещенным методом об-
мотка статора соединяется по схеме разомк-
нутого треугольника и присоединяется к части
намагничивающей обмотки. Метод потерь
в стали статора применяется также при
сушке крупных электродвигателей с выемкой
их роторов. В этом случае намагничиваю-
щая обмотка питается от сети 380/220 В.
Путем обмера определяются геометри-
ческие размеры активной стали электродви-
гателя: полная осевая длина сердечника
статора с изоляцией и вентиляционными
каналами I; ширина вентиляционного канала
'кан! число вентиляционных каналов икан;
внешний диаметр сердечника статора DBHem;
высота зуба или глубина паза h^.
Расчетным путем определяются:
осевая длина сердечника статора, см,
'сп ~ ^ U 'кан^каш »
где К — коэффициент заполнения для стали
(для лакированной К = 0,93, для оклеенной
бумагой К = 0,9);
высота спинки статора, см,
tlcn И-
•зуб»
поперечное сечение спинки статора, см2,
количество витков намагничивающей об-
мотки при заданных значениях напряжения
питания и индзжции
451/
W=
а( * У
\0,5; 1 или 1,4/
полная МДС, А,
F = nD0HB,
где D0 = DBHelI1 — fecn — средний диаметр спин-
ки статора, см;
напряженность поля, А/см, для электри-
ческих машин мощностью до 10 МВт:
Индукция, Тл 0,5 0,6 0,7 0,8 1
Напряжен-
ность по-
ля, А/см:
для леги-
рованной
стали 0,66- 1- 1,3- 1,7- 2,15-
0,85 1,2 1,45 2 2,8
для ди-
намной
стали 1,5 2,2 2,75 3,7 5
Удельные
потери,
Вт/кг 0,55 0,72 1,08 1,41 2,2
ток намагничивания, А, / = F/W;'
полная мощность, необходимая для суш-
ки, кВ-А,
S = 1Я/1000;
сечение провода намагничивающей об-
мотки для тока /расч = ^/0,6.
Контроль за температурой при сушке
осуществляется: для генераторов и синхрон-
ных компенсаторов — по заводским индика-
торам, заложенным в пазовую часть стато-
ра, области лобовых соединений — по двум-
трем дополнительно установленным с каждой
стороны статора термопарам и термометрам
расширения; для крупных электродвигателей
при отсутствии заводских индикаторов — по
нескольким термопарам, устанавливаемым
по окружности статора, в средней его части;
для небольших машин — по термометрам
расширения, укрепленным на обмотке и на
активной части.

Таблица 3.40. Выбор намагнячнвающен обмоткн прн сушке генераторов потерями
в стали статора
Тип
турбогенератора
Т-2175/87
Т-2210/87
Т-2270/98 %
Т-4376/142
Т-290/70 *
Т-12-2
Т-25-2
Т-2-3,5-2
Т-2-6-2
Т-2-12-2
Т-2-25-2
Т-2-50-2
Т-2-100-2
ТГВ-25
ТВС-30*'
ТВ-2-30-2
ТВ-2-50-2, ТВ-50-2
ТВ-60-2
ТВ-100-2
ТВ2-150-2
ТВФ-60-2*2, ТВФ-63-2
ТВФ-60-2*-\ ТВФ-63-2
ТВФ-100-2, ТВФ-120-2
ТВВ-165-2
ТВФ-200-2
ТВВ-200-2
ТГВ-200
ТГВ-200М
(ТГВ-200-2М), на-
правление проката
стали вдоль спинки
ТГВ-200М, направле-
ние проката стали
вдоль зубцов
ТГВ-300
ТГВ-300-2, сердечник
статора с радиаль-
ными тавриками
ТГВ-500, направление
проката стали вдоль
спинки
ТГВ-500-2, направле-
ние проката стали
вдоль зубцов
ТВВ-320-2
ТВВ-500-2, направле-
ние проката стали
вдоль спинки
Мощ-
ность
генера-
тора,
МВт
10
12
24
44
3
12
25
3,5
6
12
25
50
100
25
30
30
50
60
100
150
60
60
100
150
200
200
200
210
(200)
200
300
300
500
500
300
500
Напря-
жение
на ви-
ток, В
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
_
—
—
-
_
_
—
235
263
300
380
—
460
496
468
468
532
565
720
750
675
740
Значения параметров при индукции, Тл
1,4
Пол-
ная
МДС,
А
—
—
—
—
—
—
-
—
—
—
—
—
—
—
-
—
—
—
900
1000
1980
1980
—
2100
3380
3200
3840
3700
3690
3560
4230
1450
1020
Потреб-
ляемая
мощность
кВА
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
• -
_
—
—
212
263
595
752
—
990
1850
1652
1980
2170
2190
2840
3500
1100
1100
кВт
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
-
—
—
—
100
112
150
138
—
168
216
188
294
274
294
324
550
257,6
290
Напря-
жение
на ви-
ток, В
100
120
170
143
39
90
147
44
58
88
138
206
410
131
123
131
138
206
206
340
445
163
185
214
271
392
328
354
334
334
396
404
515
515
483
505
1,0
Пол-
ная
МДС,
А
1260
1260
1372
1760
742
1240
1460
715
1050
1150
1270
1560
1650
1275
710
1275
1270
1560
1156
1650
1860
1135
1110
1240
740
740
740
800
750
1400
1040
1100
900
1600
740
740
Потреб-
ляемая
мощность
кВ-А
120
145
232
252
~29
112
214
31,5
60
101
175
320
675
170
92
170
182
330
238
702
980
185
204
266
200
290
243
284
270
500
430
500
500
900
357
392
кВт
35
42
67
70
10,5
32,8
62
11,4
17,2
29
50
93
196
32,5
27,8
32,5
50
93
68
196
219
51
56
75
99
115
100
ПО
96
150
140
150
165
280
157
195
0,7
Напря-
жение
на ви-
ток, В
70
84
119
100
27
63
103
31
40
62
96
145
283
91,2
86,3
91,7
97
144
144
239
312
115
130
150
190
265
230
248
234
234
266
283
360
360
338
364
Пол-
ная
МДС,
А
605
605
660
850
415
590
700
400
500
548
607
745
787
686
497
686
635
780
580
825
930
520
515
775
445
445
445
600
550
900
700
800
650
1100
444
444

Продолжение табл. 3.40
Тип
турбогенератора
Т-2175/87
Т-2210/87
Т-2270/98
Т-4376/142
Т-290/70
Т-12-2
Т-25-2
Т-2-3,5-2
Т-2-6-2
Т-2-12-2
Т-2-25-2
Т-2-50-2
Т-2-100-2
ТГВ-25
ТВС-30*1
ТВ-2-30-2
ТВ-2-50-2, ТВ-50-2
ТВ-60-2
ТВ-100-2
ТВ2-150-2
ТВФ-60-2*2, ТВФ-63-2
ТВФ-60-2*\ ТВФ-63-2
ТВФ-100-2, ТВФ-120-2
ТВВ-165-2
ТВФ-200-2
ТВВ-200-2
ТГВ-200
ТГВ-200М
(ТГВ-200-2М), направ-
ление проката стали
вдоль спинки
ТГВ-200М, направле-
ние проката стали
вдоль зубцов
ТГВ-300
ТГВ-300-2, сердечник
статора с радиальны-
ми тавриками
ТГВ-500, направление
проката стали вдоль
спинки
ТГВ-500-2, направле-
ние проката стали
вдоль зубцов
ТВВ-320-2
ТВВ-500-2, направле-
ние проката стали
вдоль «пинки
Значения параметров при индукции, Тл
0,7
Потреб-
ляемая
мощность
кВ-А
42,5
51
78,5
85
11,2
37,2
72
12,4
20
34
58
108
226
66
45
66
62
ИЗ
83
197
290
60
67
116
85
118
103
165
140
240
200
260
245
420
150
164
кВт
17,1
20,6
32,8
34,3
5,1
15,8
30,4
5,6
8,4
14
25
46
96
16,2
13,3
16,2
25
46
35
96
106
25
28
37
49
56
59
54
47
74
69
73,5
80
140
91
96
Напря-
жение
на ви-
ток, В
50
60
85
71
219
45
73
22
29
344
69
103
205
65,5
61,6
65,5
69
103
103
171
223
82
93
107
136
189
164
177
167
167
190
202
258
258
242
253
0,5
Пол-
ная
МДС,
А
390
390
425
546
228
380
450
200
320
352
390
480
508
402
355
400
355
436
370
463
521
325
320
430
296
296
296
400
375
650
500
550
450
800
296
296
Потреб-
ляемая .
мощность
кВ-А
19,5
23,4
36,2
38,8
4,3
17,1
33
4,8
9,3
15,5
27
49,5
104
27,6
23
27,6
25
45
38
79
116
27
30
46
40
56
49
80
66
120
100
127
125
220
72
78
кВт
8,75
10,5
16,8
17,5
2,6
8
15,5
2,8
4,3
7,2
12,5
23
49
9,3
7,7
9,3
13
23
18
49
55
13
14
19
25
29
25
28
24
38
35
37,5
40
70
46
48,5
Напря-
жен-
ность
поля
(на
10 м)
при
1,4 Тл,
А/см
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
~
—
—
—
—
—
6-8
6-8
6-8
2-5
2-5
2-5
—
—
-
—
—
—
—
2-5
2-5
Напря-
жен-
ность
поля
(на
1 см)
при
1 Тл,
А/см
2,8
2,8
"" 2,7
2,8
2,15
2,7
2,7
2,15
2,7
2,7
2,7
2,7
2,7
2,7
1,5
2,7
2,7
2,7
2,0
2,7
2,7
1,98
2
1,91
1,12
1,12
1,12
1,3
1,3
2,2
1,3
1,3
1,3
2,2
1,12
1,07
Попе-
речное
сечение
спинки
стали
статора,
см2
4485
5392
7640
6440
1740
4050
6610
1970
2600
3970
6200
9300
18 500
5900
5550
5900
6300
9300
9300
15350
20000
7440
8270
9560
12200
17650
14800
15950
15050
15050
17850
19860
23;200
Л
-*
232000
21700
23 800
Сред-
ний
диа-
метр
стали,
см
144
144
163
202
ПО
146
172
106
123
135
150
184
194
150,5
150,5
150,5
149
184
184
194
208
181
176
197,5
206,6
210
205,7
215,3
203,6
203,6
236
227
226,7
226,7
215,3
221,4
Масса
стали
стато-
ра, т
15,85
19,1
30,5
31,9
4,75
14,6
28,2
5,17
7,8
13,1
22,7
42
89,2
21,2
20,2
21,2
23
42
42
73
102
31,7
35
46,7
61,8
88,5
74,6
82,5
73,15
73,15
108
109,6
126
126
115
121,3
*' В числителе — значения при шихтовке статора по чертежу 5ТХ672501, в знаменателе — по
чертежу 5ТК672503.
*2 Номинальное напряжение 6,3 кВ.
*3 Номинальное напряжение 10,5 кВ.

Метод нагрева обмоток током. Для гене-
раторов и синхронных компенсаторов — при
неподвижном состоянии или при вращении в
сочетании с методом вентиляционных потерь.
По всем фазам и ветвям обмотки статора
должен протекать одинаковый ток не более
0,5 — 0,7/. Источником питания может слу-
жить статический выпрямитель или двига-
тель-генератор. При сушке обмотки ротора
сопротивление его изоляции должно быть не
менее 2000 Ом. В противном случае при-
меняетси сушкадаобмотки ротора воздуходув-
ками.
Сушка производится при заторможенном
роторе. К обмотке статора подводится пони-
женное напряжение для обеспечения проте-
кания тока не более 0,5 —0,7/ном. При токе
0,5/ном напряжение сушки Uc = (0,08-^0,12) х
х ииом, при токе 0,7/ном, Uc = (0,1 н- 0,17) UmM.
Для электродвигателей с номинальным на-
пряжением 380 В Uc выбирается в пределах
30 — 65 В. В процессе сушки ротор элект-
родвигателя периодически растормажива-
ется.
Сушка машин постоянного тока осу-
ществляется при КЗ в генераторном режиме
или от постороннего источника постоянного
тока. В первом случае машина приводится
во вращение от первичного двигателя. Об-
мотка якоря машины соединяется последо-
вательно с обмоткой дополнительных полю-
сов и закорачивается через амперметр. Ток
при сушке не должен превышать 0,5 — 0,7/ном.
Во втором случае ток сушки подаетси в
цепь из последовательно соединенных обмо-
ток якоря и дополнительных полюсов. Якорь
во время сушки периодически поворачива-
ется.
Метод внешнего нагрева. При сушке
воздуходувками должно быть исключено по-
падание в машину пыли и искр. Темпера-
тура поступающего в машину воздуха не
более 90— 110°С. Для контроля температуры
устанавливаются термопары на выходе горя-
чего воздуха из воздуходувки, на лобовых
частях обмотки и на активной стали статора.
Поток горячего воздуха рекомендуется на-
правлять на массивные металлические части
машины.
Мощность воздуходувок выбирается в
пределах 10 — 30 кВт. Нагреватели воздухо-
дувок выполниются из трех спиралей из
нихрома сечением 1 мм2 и длиной по
16 м при мощности 10 кВт и 3 мм2 и
длиной по 18 м при 30 кВт. В качестве
источника нагрева дли машин небольшой
мощности применяют также лампы накали-
вания и инфракрасные лампы.
Метод вентиляционных потерь осуществ-
ляется на полных оборотах генератора (пред-
почтителен для гидрогенераторов) при замк-
нутом цикле вентиляции. Регулирование тем-
пературы обмоток производится изменением
расхода воды в воздухоохладителе.
Метод симметричного трехфазного КЗ.
После разворота генератора до номиналь-
ных оборотов ток КЗ в обмотке статора,
замкнутой на шинную перемычку, поднима-
ется до 0,5 — 0,6/ном. Скорость подъема тем-
пературы обмотки статора не должна пре-
вышать 5 °С/ч. Регулирование температуры
осуществляется изменением тока в обмотке
статора или расхода воды в воздухоохла-
дителе.
3.8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН
Режимы работы машин. При эксплуата-
ции электрических машин должны обеспе-
чиваться основные параметры (полная мощ-
ность, напряжение и ток статора, ток ротора,
коэффициент мощности, частота, температура
и давление охлаждающей среды), регламен-
тированные стандартами, ТУ и инструк-
циями.
Предельно допустимые температуры
элементов машин при всех режимах их
работы не должны превышать значений,
приведенных в табл. 1.19 и 3.1, для соот-
ветствующего класса нагревостойкости при-
мененной изоляции.
Для каждого генератора мощностью
5 МВт и более не позднее чем через
6 мес после включения его в сеть должны
быть проведены испытания на нагрев в
целях определения возможной работы ма-
шины с предельными значениями пере-
грузки по току ротора и статора. До про-
ведения испытаний на нагрев при отсут-
ствии в заводской инструкции указаний о
значениях допустимых перегрузок при повы-
шении температуры охлаждающего газа
выше номинального значения снижение тока
статора производится в соответствии с дан-
ными табл. 3.41.
Для каждого генератора должна быть
составлена карта нагрузок по результатам
испытаний на нагрев.
При снижении температуры охлаждаю-
щего газа по сравнению с номинальной
нагрузка машин с косвенным и непосред-
ственным охлаждением обмоток воздухом
или водородом может быть повышена.
Для гидрогенераторов, синхронных ком-
пенсаторов и двигателей с длиной сердечника

Таблица 3.41. Снижение допустимого твка статора генератора при повышении
температуры охлаждающего газа выше номинального значения
Диапазон повышения температуры
охлаждающего газа (воздуха) выше
номинальной, СС, дли машин
с номинальной температурой газа
• 35 "С
35-40
41-45
46-50
51-50
40 °С
40-45
46-50
51-55
Снижение
допустимого
тока статора,
% на 1 "С
1
1,5
2
3
Допустимый ток статора,
% номинального, при наибольшей
температуре газа для машин
с номинальной температурой газа
35 "С
95
87
78
63
40 "С
93
83
68
до 2 м и турбогенераторов мощностью
менее 25 МВт увеличение нагрузки допуска-
ется при снижении температуры холодного
газа до 20°С, а для гидрогенераторов,
синхронных компенсаторов и двигателей с
длиной сердечника более 2 м и турбогене-
раторов мощностью 25 МВт и выше —
до 10 °С. При большем снижении температу-
ры охлаждающего газа дальнейшее увеличе-
ние нагрузки и соответствующих ей токов
статора и ротора не разрешается.
Если допустимые при снижении темпера-
туры охлаждающего газа токи статора и
ротора не указаны заводом-изготовителем,
то значение их устанавливается на основа-
нии испытаний машины на нагрев при
условии, что не будут превышены наиболь-
шие значения температур активных частей,
наблюдаемые при работе в номинальном
режиме, причем увеличение тока не должно
быть больше чем на 15 % номинального
для машин первой группы и на 10 % —
для машин второй группы. До проведения
испытаний увеличение токов не должно пре-
вышать 10 и 6% соответственно для каждой
группы машин. Увеличение токов произво-
дится равномерно через каждые 5 °С сни-
жения температуры охлаждающего газа.
Для генераторов с водяным охлаждением
обмоток увеличение нагрузки при снижении
температуры охлаждающего газа против но-
минальной не разрешается.
У турбогенераторов с непосредственным
и косвенным водородным охлаждением мощ-
ность может быть увеличена при повышении
давления водорода в пределах до макси-
мально допустимого.
В случае работы генератора с водо-
родным охлаждением при давлении водорода
ниже номинального мощность должна быть
уменьшена (табл. 3.42). Генераторы перемен-
ного и постоянного токов и синхронные
компенсаторы при номинальной частоте вра-
щения должны развивать номинальную мощ-
ность при отклонениях напряжения от номи-
нального на ± 5 % и допускать длительную
работу при отклонениях напряжения от но-
минального до ±10% с ограничением на-
грузки. Длительно допустимые нагрузки при
отклонениях напряжения от номинального
более чем на + 5 % должны указываться
заводом-изготовителем, а при отсутствии та-
ких данных не должны превышать приведен-
ных в табл. 3.43 для синхронных компен-
саторов и генераторов переменного тока.
Электродвигатели допускают работу с
номинальной мощностью при отклонениях
напряжения от номинального в пределах от
— 5 до +10 %. Все машины переменного тока
развивают номинальную мощность при
отклонениях частоты от номинальной ±2,5%.
При одновременных отклонениях напряжения
и частоты от номинальных значений двига-
тели сохраняют номинальную мощность,
если сумма абсолютных процентных значе-
ний этих отклонений не превосходит 10 % и
ка^ждое из отклонений не превышает нормы.
Генераторы и синхронные компенсаторы
сохраняют номинальную мощность при
одновременных отклонениях от номинальных
значений напряжения до ±5% и частоты до
±2,5%, при этом в режимах работы с по-
ниженной частотой и повышенным напряже-
нием сумма абсолютных значений отклоне-
ний напряжения и частоты не должна пре-
вышать 6 %. ;^
Температуры активные частей машин,
кроме Турбо- и гидрогенераторов, при ука-
занных отклонениях напряжения и частоты
могут быть выше значений, приведенных
в табл. 1.19, но не более чем на 10 °С
для машин мощностью до 1000 кВА и
5 °С для машин мощностью свыше
1000 кВ-А. Повышение температуры частей
турбо- и гидрогенераторов при отклонениях
напряжения и частоты от номинальных зна-
чений не нормируется, оно обычно не превы-
шает ,5-7 °С.

Таблица 3.42. Значения уменьшенной мощности турбогенераторов при снижении
давлевня водорода
Тип
турбогенератора
ТВФ-60-2
ТВФ-63-2
ТВФ-100-2
ТВФ-120-2
ТГВ-200
ТГВ-300 *».
ТВВ-165-2
(Рном = 160 МВт)
ТВВ-165-2
(Рном = 150 МВт)
ТВВ-200-2
ТГВ-200М
ТВВ-320-2
ТВВ-320-2*
ТВВ-500-2
ТГВ-500
ТВВ-800-2
Мощность турббгенератора, % номинальной (при значении cos ip
не ниже
0,005
35
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
0,05
50
47
50
40
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
номинального), при избыточном давлении водорода, МПа
0,1
75
60
75
60
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
0,15
80
90
75
60
60
50
60
60
47
35
—
75
—
0,2
100
100
100
85
75
72
60
73
75
60
50
40
90
—
0,25
—
—
100
85
85
73
85
85
73
60
50
100
—
0,3
—
—
—
100
100
85
100
100(110)
87
75
62
100
—
0,35
—
—
—
—
—
100
100
100
100
87
75
—
—
0,4
—
—
—
105
103,3
—
—
_
100
100
87
_
75
0,45
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
100
—
"—
0,5
_
—
—
—
—
—
—
—
_
—
_
—
_
100
крайних пакетов стали и конструктивных
элементов торцевых зон генератора.
При работе генераторов с несимметрич-
ной нагрузкой допустимая продолжитель-
ность их работы не должна превышать
значений, приведенных в табл. 3.44.
Надзор и уход за электрическими ма-
шинами. В процессе технического обслужи-
вания электрических машин осуществляются
операции по их пуску и надзору за работой,
переводу генераторов с воздуха на водород
и с водорода на воздух, определению мест
утечек водорода, устранению ненормаль-
ностей в работе газомасляной системы (см.
разд. 7), обслуживанию щеточных аппаратов
(см. § 3.6), переводу генераторов с рабо-
чего возбудителя на резервный и обратно
(табл. 3.45).
Для обеспечения нормальной работы
электродвигателей их мощность должна быть
достаточной для надежной работы механиз-
мов (табл. 3.46).
Определение необходимости полных пере-
моток статоров турбогенераторов, гидрогене-
раторов и синхронных компенсаторов. Не-
обходимость полных перемоток определяется
для обмоток, которые в результате дли-
тельной эксплуатации или значительного ава-
рийного повреждения становятся практически
неремонтопригодными или восстановитель-
ный ремонт которых экономически нецеле-
* С тангенциальной системой охлаждения.
Таблица 3.43. Нагрузка машин при
отклонении напряжения от номинального
значения
Напряжение
в долях
номинального
0,8
0,85
0,9
0,95
j
1,05
1,07
1,1
Полная мощ-
ность в долях
номинальной
0,84
0,89
0,94
1
1
0,96
0,88
Ток статора
в долях
номинального
1,05
1,05
1,05
1,05
1
0,95
0,9
0,8
При увеличении коэффициента мощности
(cos ф) от номинального значения до 1 актив-
ная нагрузка генератора может быть повы-
шена против номинальной. Генераторы с
косвенным охлаждением могут при этом
работать с сохранением номинального зна-
чения полной мощности. При работе таких
генераторов в режиме недовозбуждения с
потреблением реактивной мощности их до-
пустимая нагрузка определяется условиями
обеспечения устойчивости. Для генераторов
с непосредственным охлаждением обмоток
допустимые нагрузки при работе с коэф-
фициентом мощности, близким к единице,
и в режиме недовозбуждения ограничивают-
ся по условиям устойчивости и нагреву

сообразен, а также для обмоток, заменяе-
мых в целях повышения мощности гене-
ратора.
Перемотка статора необходима незави-
симо от типа изоляции, если имеют место
следующие случаи массового повреждения
стержней обмотки статора: обгорание в ре-
зультате пожара в воздушной среде не
менее 50% лобовых частей стержней с
одной стороны обмотки; многочисленные
изгибы лобовых частей стержней по всей
окружности статора с увеличением междуфаз-
ных промежутков и уменьшением проме-
жутков мржду стержнями одной фазы вслед-
ствие динамических действий токов КЗ; про-
бои при попытках испытать обмотку повы-
шенным напряжением; истирание изоляции
нескольких нижних стержней по всей окруж-
ности статора. Перемотка статоров генерато-
ров с микалентной компаундированной, гиль-
зовой или иной термопластичной изоляцией
целесообразна, если обмотка статора имеет
дефекты или признак снижения работоспо-
собности (табл. 3.47): один дефект или приз-
нак снижения работоспособности, разви-
вшийся до II стадии; два и более де-
фекта или признака, развившиеся до I ста-
дии.
Если основной причиной предполагаемой
перемотки с заменой термопластичной изо-
ляции на термореактивную является повы-
шение мощности генератора, то целесооб-
разность перемотки должна быть подтверж-
дена следующими сведениями: наличием хотя
бы одного из признаков снижения работо-
способности обмотки I стадии; достаточ-
ностью запаса мощности турбины (для
Тепловых электростанций — также осталь-
ного теплотехнического оборудования), тран-
сформатора и иного электрооборудования.
При необходимости реконструкции ука-
занного оборудования для повышения его
мощности или пропускной способности ука-
зывается стоимость реконструкции. Если
предполагается использование этого обору-
дования в форсированном режиме, то указы-
вается расчетное снижение срока службы
оборудования от применения такого режима.
Таблица 3.44. Допустимые режимы при несимметрни токов статора
Вид машины и системы охлаждения
обмоток
Турбогенераторы:
косвенное охлаждение обмоток статора
-•; и ротора
р косвенное охлаждение обмотки статора
.. и непосредственное охлаждение обмотки
1, ротора
непосредственное водородное или жидко-
стное охлаждение обмоток статора и ро-
тора генераторов мощностью до 800 МВт
'-! то же мощностью свыше 800 МВт
"Еидрогенераторы:
-и- косвенное охлаждение обмотки статора
-.;..- . генераторов мощностью 125 MB ■ А и ниже
то же мощностью свыше 125 MB-А
,__ , непосредственное водяное охлаждение об-
]' мотки статора
Синхронные компенсаторы
Синхронные явнополюсные двигатели*4 и ге-
нераторы (кроме гидрогенераторов) с кос-
'Ч'венным охлаждением обмоток
-■»«. •
Длител
ьный
несим-
метричный режим при
разности токов фаз,
°/ т
/о *ном
не
10
10
10
10
20
15
10
20
20
эолее*1
Кратковременный
несимметричный
режим при I?t*2, с,
'\-
Я;
А
не более
30
15
8
6
40
40(20*3)
20
40(20*3)
—
■■-■.:■ *1 Ток в наиболее нагруженной фазе не должев превышать номинальное значение.
1 *2 /2 — ток обратной последовательности в долях номинального; ( — продолжительность корот-
кого замыкания, с. '
*з В скобках указаны значения при форсированном охлаждении обмотки ротора.
' '■ *4 Трехфазные двигатели (в том числе асинхронные) допускают работу с номинальной мощ-
ностью при содержании составляющей обратной последовательности в напряжении сети, не пре-
-выщающей 2% прямой последовательности.

Таблица 3.45. Перевод возбужденвя работающего турбогенератора с основного
возбудителя на резервный н обратно
Вид операции
А. Переход с основно-
го коллекторного возбу-
дителя постоянного тока
на резервный коллек-
торный возбудитель
Б. Переход с основного
возбудителя со статиче-
скими выпрямителями
на резервный коллектор-
ный возбудитель
В. Переход с основно-
го бесщеточного диодно-
го возбудителя (при на-
личии контактных колец)
на резервный коллек-
торный возбудитель
Г. Переход с резерв-
ного коллекторного воз-
будителя на основной
коллекторный возбуди-
тель постоянного тока
Д. Переход с резерв-
ного возбудителя на ос-
новной тнрнсторный
возбудитель
Последовательность проведения
работы на возбудителях
рабочем (основной)
2. Проверяется соответс
новного работающего
дителей
4. Не позднее 1—2 с
отключается основной
возбудитель
5. Разбирается схема
1. Выполняются опе-
рации по А, пп. 1 и 2
4. См. А, пп. 4 и 5
1. См. А, ш
2. Не позднее 1—2 с
развозбуждается основ-
ной бесщеточный воз-
будитель
1. Возбуждается до на-
пряжения на якоре на
5 % выше напряжения
работающего резервно-
го возбудителя
2. См. А
3. Подключается к
сборным шинам воз-
буждения генератора
1. Напряжение устанав-
ливается на 20 — 50 В
ниже напряжения рабо-
тающего резервного
возбудителя
2. См. А
3. Подключается к сбор-
ным шннам возбуж-
дения генератора
резервном
1. Возбуждается до
напряжения на якоре
на 10% выше напря-
жения основного ра-
ботающего возбуди-
теля
твне полярностей ос-
н резервного возбу-
3. Подключается к
сборным шинам воз-
буждения
2. Возбуждается до
напряжения на якоре
выше напряжения ос-
новного возбудителя
на: 5 %, если нагру-
зочная характери-
стика резервного
возбудителя выше
характеристики XX;
15 — 20%, если ниже
3. См. А, п. 3
1. 1,2 н 3
, п. 2
4. Не позднее 1 — 2 с
отключается резерв-
ный возбудитель
5. Разбирается схема
, п. 2
4. Отключается непо-
средственно после
подключения резерв-
ного возбудителя
Примечание
1. Согласно мест-
ной инструкции
подготавливается
к работе резерв-
ный возбудитель и
его схема для
включения на
сборные шины
возбуждения гене-
ратора
То же
То же
Согласно местной
инструкции подго-
тавливается к ра-
боте основной воз-
будитель
То же

Продолжение табл. 3.45
Вид операции
Е. Переход с резерв-
ного возбудителя на ос-
новной с диодными вы-
прямителями и последо-
вательной обмоткой
Ж. Переход с резерв-
ного возбудителя на ос-
новной бесщеточный ди-
одный возбудитель (при
наличии контактных ко-
лец на роторе)
Последовательность проведения
работы на возбудителях
рабочем (основной)
1. Напряжение должно
соответствовать напря-
жению работающего ре-
зервного возбудителя
резервном
2. См. А, п. 2
3. Подключается к сбор-
ным шннам возбужде-
ния генератора
5. При необходимости
производится регули-
ровка возбуждения
1. См. Е, п. 1
4. Не позднее 1—2 с
отключается и раз-
бирается схема
2. См. А, п. 2
3. Возбуждается толч-
ком согласно выбран-
ной уставке АРВ
5. Прн необходимости
производится регули-
ровка возбуждения
4. Не позднее 1 —2 с
отключается н раз-
бирается схема
Примечание
Согласно местной
инструкции подго-
тавливается к ра-
боте основной воз-
будитель
То же
Таблица 3.46. Расчет мощности электродвигателей для приводов механизмов
Наименование
механизма
1. Вентилятор
2. Компрессор
3. Насос
* 4. Горизонталь-
ный ленточный
транспортер без
промежуточных
сбрасывателей
5. Скребковый
транспортер и
шнекн
6. Ковшовый
элеватор
Расчетная мощность, кВт
Р_ Qhk
Юггь Лп
р QA
102%%
р_ QHyK
102%%
р QfL
367%
367%
р Qh
367%
Обозначения
Q —подача, м3/с (пп. 1 — 3), т/ч (пп.->4 —6);
Н — давление газа, кПа (п. 1); дифферен-
циальный напор, м, столба подавае-
мой жидкости (п. 3);
К — коэффициент запаса (п. 1); для элект-
родвигателей до 1 кВт — 2; до 2 кВт —
1,5; до 5 кВт— 1,25; свыше 5 кВт—
1,1 — 1,15 (п. 3); для электродвигателей
до 50 кВт- 1,2; от 50 до 350 кВт-
1,15; свыше 350 кВт- 1,1;
А — работа сжатия 1 м3 газа от 100 кПа
до конечного давления, кПа;
7 — плотность перекачиваемой жидкости,
кг/м3;
L — рабочая длина транспортера, м;
/ — коэффициент трения,"5при подшипниках
скольжения 0,1; прйь,подшипниках ка-
чения 0,01-0,05; " *■
К2 — коэффициент, учитывающий увеличе-
• ние сопротивления при пуске (1,2 — 1,5);
Кс — коэффициент сопротивления материа-
ла, для угля 4,2—1,6; для золы 4;
Lq — длина перемещения груза, м;
%, %. % — КПД, соответствующие вен-
тилятору, компрессору, насосу;
% —КПД передачи: ременной 0,85 — 0,9;
клиноременной 0,97 — 0,98; зубчатой
0,98; при помощи муфты (непосред-
ственно) 1

Таблица 3.47. Показатели необходимости перемотки статоров турбогенераторов,
синхронных компенсаторов и гидрогенераторов с мнкалентнон компаундированной изоляцией
Дефект или признак
снижения работоспо-
собности обмотки
Стадия развития I
Стадия развития II
Систематические
пробои изоляции при
профилактических ис-
пытаниях и (или) в
работе*1
Междуфазное за-
мыкание в лобовых
частях обмотки с по-
крытием неповреж-
денных стержней про-
дуктами горения ме-
ди и изоляции
Истирание изоля-
ции лобовых частей
(прокладками, други-
ми деталями крепле-
ния и. т. п.)*2
Ионизационное
разрушение связую-
щего элементарных
проводников в гидро-
генераторах
Тепловое старение
изоляции
Повышенная ава-
рийность по стати-
ческим данным*3
Вспухание изоля-
ции из-за кратковре-
менного перегрева
Растворение свя-
зующего изоляцию
маслом
Пробои не менее трех верхних
стержней (в разное время) или про-
бой одного нижнего стержня турбо-
генераторов и синхронных компен-
саторов
Пробои не менее пяти стержней
(пять верхних или четыре верхних
и один нижний) нли двух только
нижних стержней гидрогенераторов
Повреждение одного нижнего
стержня турбогенераторов н син-
хронных компенсаторов
Повреждение не более двух ниж-
них стержней гидрогенераторов
Истирание на глубину не менее
Ч2 толщины изоляции у пяти нли
более стержней в разных местах
по окружности статора гидрогенера-
торов н синхронных компенсаторов
Разрушение не менее 10% стерж-
ней с оценочной группой не ниже
2 — 3, нз ннх не менее пяти, ниж-
них стержней с группой 4 — 5
Видимое утолщение изоляции на
выходе нз паза, в вентиляционных
каналах; прн нажатии изоляция на
выходе из паза податлива со спе-
цифическим потрескиванием; образ-
цы изоляции нз лобовой и пазовой
частей легко расщепляются по сло-
ям намотки; отсутствует бумажная
подложка микаленты на большей
части площади образцов, снятых с
выхода нз паза
Появление потеков лака на го-
ловках н в лобовых частях боль-
шинства стержней
Потеки растворенного компаунда
в лобовых частях (в виде застыв-
ших капель нлн мягких наростов),
особенно в местах прилегания про-
кладок; появление масла на поверх-
ности изоляции прн нажатнн на нее;
прн обследовании образцов изоляции
Пробой не менее пяти стерж-
ней нлн двух только ннжннх у
турбогенераторов и синхрон-
ных компенсаторов
Пробой не менее восьми
стержней нли трех только ниж-
них у гидрогенераторов
Повреждение двух и более
нижних стержней турбогенера-
торов и синхронных компенса-
торов
Повреждение трех и более
нижних стержней гндрогенера-
раторов
Истнранне не менее 10 стерж-
ней, из них не менее одного
нижнего, истертого до меди,
у турбогенераторов и синхрон-
ных компенсаторов
Истирание на глубину не
менее [/2 толщины изоляпин
у 10% стержней, нз ннх не
менее трех нижних, истертых
до медн, у гидрогенераторов
Разрушение не менее 10%
стержней с оценочной группой
не ниже 2 — 3, нз них не менее
пяти нижних стержней с груп-
пой 4 — 5, пробои при экс-
плуатации из-за вибрации эле-
ментарных проводников
То же, что в стадии I,
но прн наличии двух н более
пробоев изоляции в местах вы-
хода из паза, образцы изо-
ляции, снятые с места выхода
нз паза, разваливаются

Продолжение табл. 3.47
Дефект или признак
снижения работоспо-
собности обмотки
Течи полых про-
водников, вызываю-
щие пробои корпус-
ной изоляции стерж-
ней*4
Проникновение
влаги в толщу изо-
ляции в результате
длительного нахож-
дения обмотки в воде
Механическое по-
вреждение изоляции
верхних стержней
вращающимся посто-
ронним предметом
Стадия развития I
наблюдается превращение компаун-
да в полужидкую массу, его вы-
мывание маслом, сдвиг листков
слюды
Пробой одного-двух стержней при
высоковольтных испытаниях из-за
увлажнения изоляции
Пробои изоляции при испытаниях
напряжением промышленной часто-
ты согласно нормам испытания
электрооборудования или снижен-
ным до 1,3 £/ном
Повреждения изоляции стержней
не менее чем на 1/2 окружности
статора, из них на глубину не ме-
нее V2 толщины изоляции у пяти
или более стержней турбогенератора
и 5% и более стержней гидро-
генератора
Стадия развития II
^
*' Кроме пробоев изоляции головок, при ремонте которых не требуется замена стержней,
и пробоев верхних стержней из-за попадания постороннего стального предмета, в частности об-
ломков активной стали. В число пробитых стержней не входят стержни, поврежденные при ре-
монте (например, при выемке соседних стержней) и пробитые из-за этого при испытании остав-
шейся части обмотки. Если пробои происходят из-за дефектов других узлов генератора (например,
активной стали), то перемотка целесообразна при условии одновременного устранения этих дефектов.
*2 У гидрогенераторов не учитываются стержни с истертой изоляцией, расположенные"* вблизи
стыков сердечника. Такие стержни подлежат замене с одновременным укреплением стыков.
*3 Данные по пробоям в работе лежат выше типовой кривой вероятности аварийного пробоя.
Расчет производится по «Типовой инструкции по оценке состояния главной изоляции обмоток
статоров генераторов на основе типовых кривых вероятности аварийного пробоя».
*4 Следует рассмотреть вопрос об усилении креплений лобовых частей.
Раздел четвертый
ТРАНСФОРМАТОРЫ, АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ
И МАСЛЯНЫЕ РЕАКТОРЫ :5
-, "&
высоте над уровнем моря не более 1000 м.
Для трансформаторов класса напряжения
750 кВ высота установки над уровнем моря
не более 500 м.
Трансформаторы изготовляются следу-
ющих климатических исполнений: У по
ГОСТ 15150-69* и 15543-70* с дополни-
тельными условиями: среднесуточная тем-
пература воздуха не более 30 °С, средне-
годовая температура не более 20 °С, темпе-
4.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Промышленность выпускает трансфор-
маторы силовые стандартные общего назна-
чения в трехфазном исполнении мощностью
от 5 кВ • А и однофазные мощностью более
4 кВ-А напряжением до 1150 кВ включи-
тельно.
Условия ГОСТ 11677 — 85 определяют
установку трансформаторов для работы на

ратура охлаждающей воды не более 25 °С
у входа в охладитель; ХЛ по ГОСТ
15150-69*, 15543-70* и 17412-72*. В
табл. 4.2 — 4.4 приводятся основные техни-
ческие данные трансформаторов со встроен-
ным устройством регулирования напряже-
ния под нагрузкой (РПН) илн с переклю-
чением ответвлений без возбуждения (ПБВ).
Устройства ПБВ применяются, как пра-
вило, на мощных трансформаторах, рабо-
тающих в блоке с генераторами, обеспечи-
вающих повышение напряжения до напряже-
ния энергосистемы.
Все сетевые Трансформаторы (табл. 4.1),
устанавливаемые в распределительных уст-
ройствах электростанций ПО кВ и выше,
имеют РПН (табл. 4.5).
В эксплуатации имеются трансформато-
ры, регулирование напряжения которых осу-
ществляются вольтодобавочнымн трансфор-
маторами (табл. 4.6).
По виду охлаждения трансформаторы
подразделяются на:
трансформаторы с естественным воз-
душным охлаждением открытого (Q и защи-
щенного (СЗ) исполнений;
масляные трансформаторы: М — естест-
венная циркуляция масла н воздуха; Д —
естественная циркуляция масла и принуди-
тельная воздуха; ДЦ — принудительная цир-
куляция масла н воздуха; Ц — принудитель-
ная циркуляция масла и охлаждающей
воды;
трансформаторы с негорючим диэлект-
риком: НЗ — естественная циркуляция жидко-
го диэлектрика и воздуха при защищенном
нсполненнн.
Трансформаторы с системой охлажде-
ния М и Д имеют теплоотводящне устрой-
ства в виде трубчатых радиаторов различ-
ных конструкций, трансформаторы с систе-
мой охлаждения ДЦ и Ц имеют охладите-
ли с вентиляторами и герметичными масло-
насосами, обеспечивающими принудитель-
ную циркуляцию масла и воздуха (табл. 4.8 —
4.13).
Шунтирующие реакторы служат для ком-
пенсации емкостного тока линий электро-
передачи и устанавливаются на подстанциях
500 кВ и выше. Подключение производится
при помощи коммутационной аппаратуры
(разъединитель, выключатель, включатель-
отключатель).
Реакторы мощностью 1100, 30 000 квар,
напряжением 10, 35 кВ включаются в ней-
траль трансформаторов.
Технические данные шунтирующих реак-
торов приводятся в табл. 4.7.
4.2. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАНСФОРМАТОРАМ
И МАСЛЯНЫМ РЕАКТОРАМ
Таблица 4.1. Требования к трансформаторам,
Технические
характеристики
Допустимые пределы повы-
шения напряжения, %:
на 10
на 15
на 30
на 70
Кратность тока КЗ трехоб-
моточных трансформа-
торов :
в обмотке ВН
в обмотке СН или
средней по расположе-
нию
в обмотке НН
автотрансформаторам, реакторам
Технические требования
ГОСТ
U920-85E
(35 кВ)
ГОСТ
12965 -85Е
(110 кВ)
ГОСТ
17546-72
(150 кВ)
ГОСТ 17544-85
220 кВ
330 кВ
500 кВ
Допускается длительно при условии, если нагрузка не выше
номинальной
Допускается в течение 20 мни не более одного случая
в неделю
Допускается в течение не более 20 с не более 2 раз в год
Допускается в течение 1 с 1 раз в год
—
12
-
9,5
14
10
—
15
-
8
15
7
Рассчитывается
»
>
>

Продолжение табл. 4.1
Технические
характеристики
Количество встроенных
трансформаторов тока,
устанавливаемых на вы-
водах:
на стороне ВН и в
нейтрали ВН двухобмо-
точных трансформато-
ров
на сторонах ВН, СН и
в нейтрали ВН трех-
обмоточных трансфор-
маторов
на сторонах ВН, СН и
в нейтрали трехфазных
автотрансформаторов
на одной нз фаз общей
части обмотки
на сторонах ВН, СН,
НН и в нейтрали ав-
тотрансформаторов од-
нофазных 35 — 750 кВ
В цепи компенсационной
обмотки с сочетанием на-
500 , 220
пряження / авто-
l/з 1/з
трансформаторов одно-
фазных
Режим работы:
трансформаторов с си-
стемой охлаждения Д
трансформаторов с рас-
щепленной обмоткой
НН типа ТРДНС
автотрансформаторов
Технические требования
ГОСТ
П920-85Е
(35 кВ)
По два
мощностью
4 МВ-А и
более
ГОСТ
12965 -85Е
(ПО кВ)
По два
мощностью
6,3 МВ-А
и более
ГОСТ
17546-72
(150 кВ)
ГОСТ 17544-85
220 кВ
330 кВ
500 кВ
По два для всех мощностей
По два трансформатора тока
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Должны допускать длительную
нагрузку, но не менее 50% но-
минальной при отключенном
дутье
Должны допускать ударные толч-
ки нагрузки от пусковых токов
электродвигателей не выше 5/ном
каждой части обмотки НН в те-
чение 15 с при количестве толч-
ков не более двух в сутки, при
этом ток на стороне ВН не дол-
жен превышать 3/ном
Должны выдерживать перегрузку
5/ном стороны ВН в течение 15 с
прн количестве перегрузок не
более двух в год
По два трансформатора
тока
По одному трансформатору
тока
По два трансформатора
тока
—
—
' —
—
—
—
д.
Один
транс-
форма-
тор тока
—
—
'
Должны допускать любое
распределение длительных
нагрузок по их обмоткам
при условии непревышения
ни в одной нз обмоток
тока нагрузки номинально-
го тока
Примечания: 1. При номинальном токе более 630 А контактные зажимы вводов выполняются
в виде лопатки.
2. Конструкция вводов в трансформаторах мощностью 25 кВ-А и более должна обеспечивать
возможность замены ввода без слива масла из бака.
3. Трансформаторы мощностью 25 кВ ■ А и более снабжаются распшрителем для предохра-
нения жидкого диэлектрика от непосредственного соприкосновения с воздухом.

Продолжение табл. 4.1
4. Все трансформаторы, автотрансформаторы, шунтирующие реакторы должны иметь арматуру
запорную и устройства, обеспечивающие возможность ведения заливки и обработки масла при
монтаже и в эксплуатации, отбора проб масла из бака и газа из газового реле:
кран в маслопроводе, соединяющий бак с расширителем, для обеспечения отсоединения рас-
ширителя от бака с условным проходом 50 — 60 мм в зависимости от габарита трансформатора;
кран для залива масла в верхней части бака или на нижнем конце трубы, присоединенном
к верхней части бака;
кран для вакуумировки, расположенный в верхней части бака;
приспособление для отбора пробы масла;
пробку на дне бака для слива остатков масла;
клапан с дистанционным электрическим приводом в трубопроводе между газовым реле и рас-
ширителем для предотвращения слива масла из расширителя при пожаре, устанавливается на трансфор-
маторах мощностью 100 MB А и более и шунтирующих реакторах напряжением 500 и 750 кВ;
навесную систему охлаждения для трансформаторов (реакторов) с системой охлаждения ДЦ;
трубы маслойроводов с коррозионно-устойчивым или коррозионным покрытием;
термосифонные фильтры в системе охлаждения типа Д, адсорбционные и сетчатые фильтры
в системе ДЦ и Ц.
5. В трансформаторах напряжением 220 кВ и более применяется защита масла от соприкосно-
вения с воздухом (в расширитель трансформатора устанавливается гибкая оболочка).
6. Трансформаторы снаружи окрашиваются светлой краской без металлических наполнителей,
стойкой к атмосферным воздействиям.
7. Расширители трансформаторов должны иметь воздухоосушители с масляным затвором.
8. Все трансформаторы должны снабжаться заземляющим контактом с резьбовым соединением
диаметром не менее Ml2, расположенным на стороне НН в доступном месте.
9. Гарантийный срок устанавливается три года со дня ввода трансформатора в эксплуатацию.
10. Расположение вводов для трансформаторов и автотрансформаторов показано на рис. 4.1.
11. Шунтирующие реакторы допускают повышение напряжения на 10% в течение 20 мин
и на 15% в течение 20 с.
Рис. 4.1. Расположение вводов на трансформаторах н автотрансформаторах, изготовленных
в соответствии со стандартами:
о-35 кВ, ГОСТ 11920-85 Е; б - трансформаторов напряжением ПО и 150 кВ, ГОСТ 12965-85 Е
и 17546-72 соответственно; в - трансформаторов 220 и 330 кВ, ГОСТ 17544-85

4.3. ОСНОВНЫЕ ДАННЫЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Таблица 4.2. Двухобмоточные трансформаторы
Тип
Номи-
нальная
мощ-
ность,
кВА
Сочетание напряжений,
кВ
ВН
НН
Потери,
кВт
Л
Р«
"к,
%
'х,
%
Размеры,
1
Ь
м
Н
транс-
порт-
ная
Масса, т
актив-
ной
части
полная
масла
полная
постав-
ляемая
заводом
Трансформаторы трехфазные мощностью от 25 До 25000 кВ-А, напряжением 10 кВ
Без регулирования напряжения, ГОСТ 11920—85Е
ТМ-25/10У1
ТМ-40/10У1
ТМ-63/10У1
ТМ-100/10У1
ТМ-160/10У1
ТМФ-160/10У1
ТМ-250/10У1
ТМФ-250/10У1
ТМ-400/10У1
ТМФ-400/10У1
ТМ-630/10У1
ТМФ-630/10У1
ТМ-1000/10У1
ТМФ-1000/10У1
ТМС-1000/10У1
ТМ-1600/10У1
ТМ-2500/10У1
ТМ-400/ЮУ1
ТМ-6300/10У1
ТРДНС-25ОО0/1О-73У1
ТМЗ-400/10У1
ТМЗ-630/10У1
ТМЗ-1000/10У1
25
40
63
100
160
160
250
250
400
400
630
630
1000
1000
1000
1600
2500
4000
6300
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
3,15-10,5
6; 10
6; 10
6; 10
10
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4; 0,69
0,4; 0,69
0,4; 0,69
0,4; 0,69
0,4; 0,69
0,4; 0,69
0,4; 0,69
0,4; 0,69
0,4-10,5
0,4-10,5
0,4-0,525
0,4-6,3
0,4-10,5
3,15; 6,3
3,15-10,5
0,13
0,19
0,26
0,36
0,56
0,56
0,82
0,82
1,05
1,05
1,56
1,56
2,45
2,45
2,75
3,30
4,60
6,40
9,00
0,6
0,88
1,28
1,97
2,65
2,65
3,70
3,70
5,50
5,50
7,60
7,60
12,2
12,2
12,2
18,0
26,0
33,5
46,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
5,5
5,5
5,5
5,5
8,0
5,5
5,5
6,5
6,5
3,2
3,0
2,0
2,6
2,4
2,3
2,3
2,3
2,1
2,1
2,0
2,0
1,"4
1,4
1,5
1,3
1,0
0,9
0,8
1Д2
1,12
1,12
1,20
1,21
1,31
1,26
1,31
1,40
1,39
1,75
1,75
2,70
2,70
2,70
2,45
3,50
3,90
4,30
0,46
0,48
0,56
0,80
0,92
1,21
1,04
1,05
1,08
1,08
1,27
1,27
1,75
1,75
1,77
2,30
2,26
3,65
3,70
1,22
1,27
1,40
1,47
1,58
0,92
1,72
1,72
1,90
1,86
2,15
2,15
3,00
3,00
3,15
3,40
3,60
3,90
4,05
0,35
0,45
0,54
0,67
0,97
0,97
1,30
1,30
1,90
1,85
3,00
3,00
5,00
5,00
6,00
7,00
6,40
9,70
12,1
0,15
0,20
0,27
0,35
0,40
0,40
0,64
0,64
0,89
0,95
1,40
1,40
1,98
1,98
2,0
2,9
J 4,2
5,6
8,1
0,35
0,45
0,54
0,67
0,97
0,97
1,3
1,3
1,90
1,85
3,00
3,00
5,00
5,00
6,00
7,00
8,00
13,2
17,3
С регулированием напряжения под нагрузкой: РПН на стороне ВН ±12% ±8 ступеней
^25000
10,5
6,3
25 115 9,5
0,5 | 6,22 | 4,3
С переключением без возбуждения: ПВБ на стороне ВН ±2x2,5%,
Масляные !
I 5,34 | 47,2
ГОСТ 16555-
75*
400
630
1000
6;
6;
6;
10
10
10
0,4
0,4
0,4; 0,69
1,08
1,68
2,45
5,50
7,60
11,0
5,5
6,5
5,5
4,5
3,2
1,4
1,72
1,93
2,28
1,1
1,10
1,25
1,58
1,83
2,07
2,1
2,9
4,30
0,80
1,25
2,07
2,1
2,9
4,30
0,13
ОД'6
0,19
0,22
0,33
0,33
0,43
0,38
0,53
0,53
0,95
0,95
1,54
1,80
1,95
2,43
2,27
4,10
4,63
23,1 | 55,0 15,3
0,53
0,62
1,50

Продолжение табл. 4.2
Тип
Номи-
нальная
мощ-
ность,
кВА
Сочетание напряжений,
кВ
ВН
НН
Потер
Рх
и, кВт
Рк
f
«к.
/о
'х.
%
Размеры,
/
Ь
м
Н
транс-
порт-
ная
Масса, т
актив-
ной
части
полная
масла
полная
постав-
ляемая
заводом
ТМЗ-1600/10У1
ТМЗ-2500/10У1
ТНЗ-630/10У1
ТНЗ-1600/10У1
ТНЗ-2500/10У1
ТМ-250/10-78У1
(ТУ 16-517.884-79)
ТНЗ-25/10-67УЗ
(ТУ 16-517. 225-75)
ТНЗ-40/10-67УЗ
(ТУ 16-517.225-75)
ТНЗ-40/6-75УЗ
(ТУ 16-517, 968-77)
ТМЗ-1000/10-75У1.УЗ
(ТУ 16-517, 931-76)
ТНЗ-1000/10-75У1
(ТУ 16-517.931-76)
ТМ-100/35У1
ТМ-160/35У1
ТМ-250/35У1
ТМ-400/35У1
ТМ-630/35У1
ТМ-1000/35У1
ТМ-1600/35У1
1600
2500
630
1600
2500
250
25
40
40
1000
1000
Масляные
6; 10 I 0,4; 0,69 I 3,30 I 16,5 I 5,5 I 1,3 I 2,51 I 1,34 I 2,58
6; 10 I 0,4; 0,69 I 4,60 I 24,0 I 5,3 I 1,0 I 3,50 I 2,30 I 3,50
6,50 2,97 6,50 1,63
10,00 I 4,20 I 10,001 2,44
С негорючим заполнением, ГОСТ 16555—75*
6; 10
6; 10
6: 10
6; 10
3-10
3-10
6
6-10,5
6-10,5
0,4
0,4; 0,69
0,4; 0,69
1,68
3,30
4,60
7,6
16,5
24,0
5,5
5,5
5,5
3,2
1,3
1,0
1,90
2,50
3,50
1,10
1,40
2,30
1,80
2,60
3,50
3,40
8,00
12,00
1,40
2,90
4,20
3,40
8,00
12,00
Трансформаторы трехфазные мощностью до 63000 кВ-А, напряжением 35 кВ
Без регулирования, ГОСТ 11920 — 85Е
100
160
250
400
630
1000
1600
35
35
35
35
35
Без регулирования напряжения, ГОСТ 11920 —85Е
20; 35
20; 35
0,4-10,5
0,4-10,5
2,75
3,65
12,2
18,0
6,5
6,5
1,5
1,4
2,70
2,65
1,57
2,30
3,15
3,40
6,00
7,10
2,40
3,06
6,00
7,10
1,10
2,85
4,12
1,95
2,43
0,4
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,4
0,4; 0,69
0,4; 0,69
0,66
0,15
0,18
0,18
2,20
2,20
3,7
0,47
0,83
0,83
10,6
10,6
4,5
4,5
4,5
4,5
5,5
5,5
2,3
3,2
3,0
3,0
1,4
1,4
1,30
1,12
1,12
1,10
2,60
2,65
0;64
0,46
0,48
0,45
1,65
1,70
1,3
1,22
1,27
1,20
3,00
3,00
1,25
0,49
0,61
0,65
0,42
5,00
0,15
0,15
0,90
0,20
2,00
2,00
1,25
0,49
0,61
0,65
0,42
5,00
0,35
0,16
0,20
0,20
1,03
1,80
0,4
0,4; 0,69
0,4; 0,69
0,4; 0,69
0,4; 0,69
0,46
0,70
1,00
1,35
1,90
1,97
2,65
3,70
5,50
7,60
6,5
6.5
6,5
6,5
6,5
2,6
2,6
2,6
3,5
3,0
1,33
1,35
1,53
1,71
0,90
1,60
1,67
1,82
2,20
2,18
2,22
2,37
1,30
1,70
2,00
2,70
3,50
0,45
0,65
0,75
1,00
1,45
1,30
1,70
2,00
2,70
3,50
0,46
0,57
0.71
0,80
1,00

ТМ-2500/35У1
ТМ-4000/35У1
ТМ-6300/35У1
ТД-10ООО/35У1
ТД-16О0О/35У1
2500
4000
6300
20; 35
20; 35
20; 35
0,69-10,5
3,15-10,5
3,15-10,5
С переключением без возбуждения
10000 38,5 6,3; 10,5 14,5
16000 38,5 6,3; 10,5 21,6
5,10
6,70
9,25
26,0
33,5
46,5
6,5
7,5
7,5
1Д
1,0
0,9
3,80
3,85
4,25
2,45
3,60
3,65
3,80
3,73
3,78
7,62
10,6
12,2
4,03
5,69
8,1
ПБВ на стороне ВН ±2x2,5%, ГОСТ 11920-85Е
65,0
90,0
7,5
8,0
0,8
0,6
2,99
3,69
3,76
3,96
4,29
4,84
20,0
28,0
9,60
13,2
16,2
С регулированием напряжения под нагрузкой: РПН на стороне ВН ±12% ±8 ступеней, ГОСТ 11920-
ТМН-10ОО/35У1
ТМН-1600/35У1
ТМН-2500/35У1
ТМН-4000/35У1
ТМН-6300/35У1
ТДНС-10000/35-74У1
ТДНС-160ОО/35-74У1
ТРДНС-250000/35-72У1
ТР ДНС-32000/15-73У1
ТРДНС-32000/15-72У1
ТРДНС-40000/35-74У1 .
ТРДНС-63000/35-72У1
ТМН-10000/35-71У1
ТМН-2500/110-73У1
ТМН-6300/110-71У1
ТДН-10000/110-70У1
ТДН-16000/110-76У1
ТРДН-25000/110-76У1
ТРДН-32000/110-76У1
ТРДН-40000/110-76У1
ТРДЦН-63000/110-75У1
1000
1600
2500
4000
6300
10000
16000
25000
32000
32000
40000
63000
20;
20;
20;
20;
20;
10,5-
10,5-
35
35
35
35
35
36,75
36,75
15,75-
36,75
15,75
20-36,75
15,75-
36,75
20-36,75
0,4-10,5
0,4-11,0
0,69-11,0
6,3; 11,0
6,3; 11,0
3,15-10,5
6,3; 10,5
6,3; 10,5
6,3
6,3-10,5
6,3-10,5
6,3; 10,5
2,75
3,65
5,10
6,70
9,25
12,5
18,0
25,0
30
30
36
50
12,2
16,5
26,0
33,5
46,5
60,0
85,0
115
145
145
170
250
6,5
6,5
6,5
7,5
7,5
8,0
10,0
9,5
11,5
11,5
11,5
11,5
1,5
1,4
1,1
1,0
0,9
0,8
0,6
0,5
0,45
0,45
0,4
0,35
.3,50
3,70
3,46
3,69
4,10
5,97
6,10
5,00
6,60
6,60
6,80
7,00
2,45
2,55
3,49
3,60
3,57
5,40
3,07
4,27
4,30
4,30
4,50
4,55
3,56
3,75
3,97
3,99
4,11
5,00
5,25
6,56
5,53
5,53
5,50
6,06
8,10
9,60
12,3
14,9
17,9
24,9
31,5
47,0
54,0
54,0
55,0
78
4,3
5,6
5,4
7,24
9,43
13,9
17,4
28,5
33,0
33,0
35,0
51
Трансформаторы, изготавливаемые по ТУ
10000 | 36,75 | 6,3; 10,5 | 14,5 | 65 | 7,5 | 0,8 | 2,89 | 3,70 | 4,20 | 20,0 | 11,4
Трансформаторы трехфазные мощностью до 400000 MB-А, напряжением 110 кВ \
С регулированием напряжения под нагрузкой, ГОСТ 12965—85Е .
РПН на стороне НН ±15% +10 ступеней, -12% - 8 ступеней
1, 2500
4^6300
10000
16 000
25000
32000
40000
63000
ПО
115
115
155
115
115
115-
115
5,5
10,0
22
48
10,5
10,5
1,5
1,0
4,63
6,09
3,54
4,20
4,09
5,26
22,0
32,0
9,70
12,7
6,6; 11,0
6,6; 11,0
РПН в нейтрали ±16% ±9 ступеней
6,6; 11,0
6,6; 11,0
6,3; 10,5
6,3; 10,5
6,3; 10,5
6,3; 10,5
14,0
21,0
25Д
32,0
42,0
59,0
60
86
120
145
160
245
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
0,9
0,85
0,75
0,75
0,70
0,65
6,33
6,60
6,58
7,55
7,28
8,31
3,70
4,40
4,65
4,72
5,02
4,24
5,55
5,57
5,82
5,75
6,25
6,47
37,0
44,0
57,6
65,3
79,0
93
16,1
22,4
32,6
36,8
44,9
57,3

Продолжение табл. 4.2
Тип
ТРДЦН-80000/110-75У1
ТРДЦН-125000/110-74У1
С
ТД (Т ДЩ-80000/110-72У1
ТДЦ-125000/110-70У1
ТДЦ-200000/110-72У1
ТДЦ-250000/110-70У1
ТДЦ-400000/110-71У1
С регулиров
ТДН-160000/150-70У1
ТРДН-32000/150-70У1
ТРДН-63000/150-70У1
Номи-
нальная
мощ-
ность,
кВ-А
80000
125000
Сочетание напряжений,
кВ
ВН
115
115
переключением без
' 80000
125000
200000
250000
400000
Транс
анием н
16000
32000
63000
121
121
121
121
121
форматоры
апряжения
158
158
158
НН
. Т^П-Т.-
1 lOTCpw, r.±j i
р*
Рк
"к,
V
/о
'х,
/о
Размеры, м
/
Ь
н
транс-
порт-
ная
РПН в нейтрали ±16% ±9 ступеней
6,3; 10,5
10,5
70,0
100
310
400
10,5
10,5
0,60
0,55
8,70
8,40
5,25
5,70
7,00
7,60
121
138
возбуждения: ПЕВ на стороне ВН ±2x2; 5%, ГОСТ 12965-
3,15-13,8
10,5; 13,8
13,8; 15,75;
18,0
70
120
170
310
400
550
10,5
10,5
10,5
0,60
0,55
0,50
6,75
7,55
7,56
4,30
4,47
3,55
6,92
7,18
7,10
82
114
160
Без ответвлений, ГОСТ 12965—85Е
15,75
20,00
200
320
640
900
10,5
10,5
0,50
0,45
11,0
11,7
3,70
3,80
6,73
7,75
203
270
трехфазные мощностью до 250000 кВ-А, напряжением 150 кВ
Масса,
актив-
ной
части
j%
73,8
100
-85Е
60
86
126
170
216
полная
136
159
96
128
187
140
313
под нагрузкой: РПН в нейтрали ВН ±12%, ±8 ступеней, ГОСТ 17546 — 72*
6,6; 11,0
6,3; 10,5
6,3; 10,5
21
35
59
85
145
235
11
10,5
10,5
0,8
0,7
0,6
6,9
7,6
8,6
4,5
4,6
4,8
6,7
7,0
7,0
45,0
72,0
86
22,0
37,0
59
51,7
83,0
103
г
масла
полная
26,3
32,7
15,0
18,7
24,3
22,5
33,0
18,7
25,0
27,2
постав-
ляемая
заводом
32,5
26,9
11,5
15,0
20,3
19,5
23,0
15,7
20,2
22,2
Без ответвлений, ГОСТ 17546 — 72*
ТДЦ-250000/150-73У1
250000
165
190
640
11,0
0,5 8,20
3,3
7,0
190
154
Трансформаторы
С регулированием напряжения
ТРДН-32000/220-73У1
ТРДЦН-63000/220-74У1
ТРДЦН-160000/220-78У1
ТДЦ(ТЦ)-80000/220-71У1
32000
63000
160000
230
230
230
10,5; 13,8
15,75
трехфазные мощностью до 630000 кВ-А, напряжением 220 кВ
под нагрузкой: РПН в нейтрали ВН ±12%, ±8 ступеней, ГОСТ 17544
260
6,6-11
6,3-6,3
11,0; 38,5
53,0
82,0
167
167
300
525
12
12
12
0,9
0,8
0,6
8,40
8,77
12,4
5,05
5,35
6,14
7,85
8,12
7,4
94
118
221
С переключением
80000 242
без возбуждения: на стороне ВН ±2x2,5%,, ГОСТ 17544 — 85
10,5; 6,3
13,8
10
320
11
0,6
8,85
6,88
5,19
132
6,88
79
132
50
69
135
156
79
-55
112
136
236
44
156
45,5
37,5
39,0
55,1
44,8
1,50
31,0
31,5
48,0
36,0

ТДЦ(ТЦ> 125000/220-71У1
ТДЦ (ТЦ>200000/220-76У 1
ТДЦ(ТЦ)-250000/220-73У 1
ТДЦ (ТЦ>400000/220-74У 1
ТЦ-630000/220-74У1
125000
200000
250000
400000
630000
242
242
242
242
242
10,5; 13,8
13,8; 15,75;
18
•
135
200
380
580
11
И
0,5
0,45
9,50
7,75
5,60
5,97
7,13
7,04
149
177
100
130
170
210
34,5
45,1
Без ответвлений, ГОСТ 17544—85
13,8; 15,75
13,8; 15,75
15,72; 20
240
330
380
650
680
1300
11
11
12,5
0,45
0,4
0,35
П,7
12,5
13,7
5,65
4,47
6,74
7,13
7,73
8,06
213
315
391
162
230
340
253
352
477
41,7
45,8
58,0
Трансформаторы трехфазные мощностью до 1000000 кВ-Л, напряжением 330 кВ
С регулированием напряжения под нагрузкой: РПН в нейтрали ВН ±12% ±5 ступеней, ГОСТ 17544 — 85
ТРДЦ-63000/330-74У1 | 63000 | 330 | 6,3; 10,5 | 120 | 265 | 12 | 0,5 | 8,7 | 5,35 I 9,0 I 147' | 64 | 170
Без ответвлений, ГОСТ 17544-85
ТДЦ (ТЦ)-250000/330-76У 1
ТДЦ (ТЦ>400000/330-78У 1
ТДЦ-630000/330-71У1
ТЦ-1000000/330-69У1
250000
400000
630000
1000000
347
347
347
347
3,8; 15,75
15,75; 20
15,75; 20
24
91/0
3,65
405
480
605
810
1300
2200
11
11
11
11,5
0,45
0,40
0,40
0,30
12,6
13,1
14,8
14,7
4,08
4,15
5,20
5,20
9,32
9,45
9,08
9,28
200
267
365
400
166
222
309
354
246
330
468
553
42,3
53,0
85,0
ПО
Трансформаторы однофазные н трехфазные мощностью до 630000 MB-А, напряжением 500 и 750 кВ
Без ответвлений, ГОСТ 17544—85
ОРЦ-533000/500-74У1
ТДЦ (ТЦ)-250000/500-74У 1
ТДЦ (ТЦ)-400000/500-79У 1
ТЦ-630О00/5ОО-78У1
ОРЦ-417000/750-77У1
(ТУ 16-717.063-79)
533000
250000
400000
630000
417000
525
1/3"
525
525
525
787
1/з
15,75; 18,24
13,8; 20,0
15,75
13,8-36,75
15,75-
36,75
300
250
350
500
1400
600
800
1300
13,0
13
12,6
14
3,0
0,45
0,40
0,35
11,5
П,1
12,8
13,7
4,3
5,30
5,65
6,35
10,1
9,80
9,90
10,3
337
200
300
400
244
140
280
350
?
373
280
353
440
60,0
51,0
65,0
73,0
Трансформаторы, изготавливаемые по ТУ
20; 24
400
800
12
0,3
11,13
7,40
11,3
380
280
381
66,0
32,3
43,0
28,5
41,4
2,7
51,0 46,0
41,3
44,0
4,0
3,6
52,2
51,0
50,0
56,6
52,0
Примечание. Значения букв и цифр в структуре условного обозначения трансформаторов двухобмоточных трехфазных: первая буква Т или О —
трехфазное или однофазное исполнение; вторая буква или сочетание букв М, Д, ДЦ, Ц, Н —исполнение изоляции активной части, т. е. М, Д, ДЦ, Ц —
изоляция масляная, Н —изоляция негорючий заполнитель; исполнение системы охлаждения активной части: М (Н) — естественная циркуляция заполнителя
(трансформаторного масла или негорючей жидкости) и теплоотдача через стенки бака трансформатора, а также через трубчатые радиаторы с естественной
циркуляцией воздуха; Д — естественная циркуляция масла и принудительная воздуха; ДЦ — принудительная циркуляция масла и воздуха; Ц — принудительная
циркуляция масла и охлаждающей воды; буква перед обозначением системы охлаждения Р — с расщепленной обмоткой НН; 3 — трансформатор без расширителя,
защищенный азотной подушкой, герметичный; Н — с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН); С — для собственных нужд электростанций; числитель
дроби — номинальная мощность, знаменатель — номинальное напряжение; цифра после дроби —год разработки; У1 — климатическое исполнение и категория
размещения по ГОСТ 15150—69*. , . •

Таблица 4.3. Трехобмоточные трансформаторы
Тип
Номи-
наль-
ная
мощ-
ность,
кВА
Сочетание напряжений,
кВ
ВН
СН
НН
Потери,
кВт1,
г*
Рк
»к, %
X
и
1
я
«
1
а
я
i
и
и
■
Размеры, м
/
Ъ
Н
Масса, т
транс-
порт-
ная
актив-
ной
части
пол-
ная
масла
пол-
ная
отпра-
воч-
ная
Трансформаторы трехфазные мощностью до 16000 кВ-А, напряжением 35 кВ ;
С регулированием под нагрузкой, ГОСТ 11920—85Е
РПН на стороне ВН±9%±6 ступеней, СН и НН без ответвлений
ТМТН-6300/35У1
ТДТН-Ю000/35У1
ТДТН-16000/3 5У1
РПН на
НЕ
6300 I 35 I 10,5-15,75 1
стороне ВН ±12% не
10000
16000
36,75
36,75
10,5-
10,5-
15,75
15,75
6,3
6,3
6,3
12 55 I 7,5
±8 ступеней,
19 | 61 | 8,0
16,0 I
СН
16,5 I
16,51
7,5 I 1,2 I 5,2 I 4,3 I 4,5
и НН без ответвлений
20
10,0 | 26,5 | 8,0 I 5,7
7,0
7,0
1,0
0,95
6,0
6,5
4,3
4,5
5,2
5,5
26
35
28 | 116 I 8,0
Трансформаторы трехфазные мощностью до 80000 кВ-А, напряжением 110 кВ
С регулированием напряжения под нагрузкой, ГОСТ 12965—85Е
РПН в нейтрали ВН ±16% ±9 ступеней, ПВБ на стороне СН 38,5 кВ±2х2,5%
14,0
20,0
35,0
47,0
8,9
11,8
ТМТН-6300/П0-73У1
ТДТН-10000/ПО-76У1
ТДТН-16000/110-76У1
ТДТН-250000/1Ю-76УI
ТДТН-40000/П0-67У1
ТДТН(ТДЦТН)-63000/110-76У1
ТДТН (ТДЦТН)-80000/1 Ю-69УI
6300
10000
16000
25000
40000
63000
80000
115
115
115
115
115
115
115
38,5
38,5
•38,5
11,0; 38,5
11,0; 38,5
11,0; 38,5
П.0; 38.5
6,6;
6,6;
6,6;
6,6;
6,6;
6,6;
6,6;
11,0
11,0
11,0
11,0
11,0
11,0
11,0
14
19
26
36
50
70
82
58
76
96
140
220
290
390
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
6,0
6,0
6,0
6,0
6,0
6,5
6,5
1,2
1,1
1,0
1,0
0,9
0,85
0,6
6,2
6,9
7,3
7,5
7,5
9,4
10,3
3,5
3,7
4,5
5,9
5,0
5,4
6,2
3,4
5,4
5,7
5,9
6,2
7,2
8,0
37,6
45
61,0
65,0
88,0
ПО
121
15,0
22,0
30,0
37,0
53,0
68,0
80,0
44,2
57,1
59,8
76,6
103
135
148
16,6
21,5
19,5
23,5
27,9
37,0
38,2
Трансформаторы трехфазные мощностью до 63000 кВ'А, напряжением 150 кВ
С регулированием под нагрузкой, ГОСТ 17546 — 72*
РПН в нейтрали ВН ±12% ±8 ступеней
ТДТН-16000/ 150-70У1 [6000 158
ТДТН-250000/150-70У1 25000 158
ТДТН-40000/150-70У1 40000 158
ТДТН-63000/150-70У1 63000 158
ПБВ на стороне СН: при токе до 700 А +2x2,5%, при токе более 700 А ±5%
38,5
38,5
38,5
38,5
6,6; 11,0
6,6; 11,0
6,6; 11,0
6,6; 11,0
25
34
53
67
96
145
185
285
10,5
10,5
10,5
10,5
18,0
18,0
18,0
18,0
6,0
6,0
6,0
6,0
1,0
0,9
0,8
0,7
7,9
8,0
8,0
8,0
4,5
4,6
4,8
4,9
6,0
6,4
6,7
7,4
55,0
67,0
88,0
109
31,0
37,0
54,0
69,0
64,1
76,0
100
131
20,2
27,2
26,2
34,5
Трансформаторы трехфазные мощностью до 40000 кВ - А напряжением 220 кВ
С регулированием под нагрузкой, ГОСТ 17544 — 85
ВН ±12% +8 ступеней, ПБВ на стороне СН при токе: до 700 А ±2x2,5%.
6,1
8,3
13,4
18,1
15,5
19,0
22,3
26,0
28,1
17,0
21,6
21,6
27,0
РПН в нейтр
ТДТН-25000/220-70У1 I 25000 I 230 I 38,5
ТДТН-40000/220-70У1 | 40000 | 230 | 38,5
Примечания: [. Структура условного обозначения: Т
точный, Н — регулирование напряжения под нагрузкой.
6,6;
6,6;
50
66
трехфазный, Д
2. Мощности обмоток ВН, СН и НН по 100% номинальной мощности каждая.
700-1200 А ±5%, более 1200 А без ответвлений
10,2 1 5,1 I 8,1 I 95 I 49,0 I 114 I 38,5 I 34,0
6,7 | 5,4 | 9,5 | 105 I 57,0 | 121 |41,б| 31,0
принудительная циркуляция воздуха и естественная масла, Т — трехобмо-
135
240
12,5
12,5
20,0
22,0
6,5
9,5
1,2
1,1

Таблица 4.4. Автотрансформаторы
Тип
Номи-
нальная
МОЩ-
НОСТЬ,
кВА
Сочетание
напряжений, кВ
ВН
СН
нн
Потери, кВт
Р*
Рк
ВН-
сн
вн-
нн
сн-
нн
"к, %
вн-
сн
ВН-
нн
сн-
нн
к,
У
/о
Размеры, м
/
Ь
Н
Масса, т
транс-
порт-
ная/
полная
актив-
ной
части
масла
пол-
ная
отпра-
воч-
ная
Автотрансформаторы трехфазные мощностью до 250000 кВ-А, напряжением 220—50П кВ, ГОСТ 17544—85
РПН на стороне СН в линии ±12% ±6 ступеней
АТДЦТН-63000/220/110-78У1
АТДЦТН-125000/220/1Ю-68УI
АТДЦТН-200000/220/IЮ-68У1
АТДЦТН-250000/220/II0-75У1
АТДЦТН-125000/330/110-77У1
АТДЦТН-200000/330/1Ю-74УI
63000
125000
200000
250000
230
230
230
230
121
121
121
121
6,3; 10,5;
38,5
6,3; 10,5;
38,5
10,5; 13,8;
38,5
11,0; 13,8;
15,75; 38,5
45
85
125
145
215
290
430
520
-
235
360
~
-
230
320
II
11
11
11
34
31
32
32
21
19
20
20
0,6
0,5
0,5
0,5
10,7
13,0
13,7
14,0
5,3
5,8
6,1
6,4
7,6
7,8
8,3
8,3
80/126
157/186
230/265
240/278
152
82
126
132
47,0
63,0
76,0
84,0
РПН в линии СН ±12% ±6 ступеней
125 000
330
115
6,6; 11,0;
15,75; 38,8
115
370
10
35
22
■0,5
11,6
5,8
7,6"
116/240
43,5
51,0
63,0
71
99 77 74
200000 330 115
РПН в линии СН ±12% ±6 ступеней
5,6 | 180 I 600 | 400 | 350 I 10 | 33
РПН в нейтрали ±11 — 11,8% ±6 ступеней
22 0,6 | 12,8 J 6,2 | 9,2 | 260/319 | 132 | 94,7 | 3,0
АТДЦТН-250000/5О0/П0-71У1 &* 1*250000 | 500 | 121 | 11,0; 38,5 | 250 | 550 | 223 | 179 | 10,5 | 24 | 13 | 0,5 | 16.9 | 6,8 | 9,9 \ 292/327 | 199 | 66,2 | 66,2
Автотрансформаторы, изготовленные по ТУ
АТДЦТН-240000/330/220-72УI
(ТУ 16-517.704- 80)
АТДЦТН-250000/330/150-70УI
240000
250000
330;
347
330;
347
242
165
38,5
10,5; 38,5
130
130
560
700
260
~
-
-
9,5
9,5
74
74
60
60
0,5
0,5
12,4
12,0
4,5
4,7
.9,2
ч.
9,4
120/219
140/230
104
НО
59,0
53,0
О
38,0

Продолжение табл. 4.4
Тип
Номи-
нальная
мощ-
ность,
кВА
Сочетание
напряжений, кВ
ВН
СН
нн
Потери, кВт
Р*
Р« 1
вн-
сн
вн-
нн
СН-
нн
"к, %
вн-
сн
ВН-
НН
сн-
нн
к
Размеры, м
/
Ь
Н
Масса, т
транс-
порт-
ная/
полная
актив-
ной
части
масла
пол-
ная
отпра-
воч-
ная
Автотрансформаторы однофазные мощностью до 667000 кВ-А, напряжением 500, 750, 1150 кВ, ГОСТ 17544—85
РПН в линии СН ±12,36% ±6 ступеней
АОДЦТН-167000/500/220-75У1 I 167000 I 500/1 230/1 11,0 I 125 I 325 I 100 I 80 I II I 35 I 21,5 I 0,35 I 10,5 I 6,0 I 9,7 | 145/167 | 95,0 j 40,0 | 35,0
( РПН в линии СН ±12%, ±8 ступеней
АОДЦТН-167000/500/330-76У1
167000
500/
/1/3
330/
/(/з
11,0: 38,5
70
320
96
70
И
35
21
0,35
10,5
6,0
10
145/165
92,0
52,0
46,0
АОДЦТН-267000/500/220-80У1
РПН в линии ±11,2% ±8 ступеней
267000
500/
/l/з
'30/
')/з
11,0;
15,75:38,5
160
420
115
95
8,5
23
12,5
0,35
11,3
6,0
10,1
209/239
143
51,0
44,0
АОДЦТН-210000/400/330-73УI
(ТУ 16-517.644-77)
АОДЦТН-333000/750/330/73У1
(ТУ 16-517.755-73)
АОДЦТН-417000/750/500
(ТУ 16-517.833-79)
210000
ЗЗЗООО
417000
7
750/
1/з
750/
1/з
330/
|/з
330/
1/з
500/
1/з
Автотрансформаторы, изготавливаемые по ТУ
10,5; 36,75
15,75
15,75; 10.5
80
250
135
350
580
700
-
256
52
-
242
51
10
9,7
11,5
18
27
81
17,8
17
68
0,2
0,34
0,2
15,0
15,7
16,8
7,4
9,1
6,8
10,2
11,2
11,3
210/260
232/352
270/330
116
197
156
76
80,0
86,0
65
12,7
78,0
Без ответвлений
АОДЦТ-667000/1150/500
667000
1150/
500/
/|/з
20
360
1250
330
330
11,5
35
22
0,35
15,6
—
17,0
480/580
325
115
100
Примечание. Условное обозначение: А — автотрансформатор, Т — трехфазный, О — однофазный, ДЦ — принудительная циркуляция воздуха и масла,
Ц — принудительная циркуляция воды и масла, Т — трехобмоточный, Н — с регулированием напряжения под нагрузкой.

Тип
ВРТДНУ-180000/35/35
ВРТДНУ-240000/35/35
ВРТДНУ-270000/35/35
ВРТДНУ-360000/35/35.
ВРТДНУ-405000/35/35
ВРТДНУ-480000/35/35
ВРТДНУ-750000/35/35
ЛТМН-160000/10
ЛТДН-40000/10
ЛТДН-63000/35
ЛТДН-100000/35
5 проход-
ная,
МВД
180
240
270
360
405
480
750
16
40
64
100
^НОМ'
обмотки
возбужде-
ния
38,5; II
38,5; 11
13,8
10,5; 18
38,5; 20
38,5
38,5; 11
6,6
11
6,6
11
38,5
38,5
I a b л и ц а 4.5. Регулировочные трансформаторы
кВ
регулиро-
вочной
обмотки
+ 25,3
-26,7
±24,2
±14,37
±24,2
±26,4
±18,25
±25
±0,99
±1,65
±0,99
±1,65
±5,776
±8,776
4ом Регу-
лировочной
обмотки, А
472
628
705
860
740
1148
1013
1400
840
3499
2099
945
1499
"к. %
4,9- 12,6
7,0-10,9
7,5-11,7
9,7-15,7
7,6-12,0
8,8-14,5
7,0-10,5
10,7-92,5
0-0,36
10,6-92
0-0,28
10,6-92,2
0,07
10,6-92,2
0,07
10,9-94,3
0-0,45
10,5-92
0-1,22
<х, %
4,0
4,0
4,5
4,0
5,0
5,0
5,5
2-5
2,5-3,5
2,1-3,1
1,5-3,5
Потери, кВт
Рх
55
70
70
65
80
87
30
3-10
7-20
12-28
15-43
Рк
150
157
160
255
195
237
230
35
70
НО
140
Размеры
1
5,4
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
7,8
4,58
49
5,2
5,5
Ь
4,5
4,5
4,5
4,9
4,5
4,9
4,7
3,72
4,5
4,5
4,7
, м
Я .
6
7
7
7
7
7
7
4,92
4,6
5,6
5,9
пол-
ная
80
81
81
83
81
85
123
26
¥>
47,3
67,6
тран-
спорт-
ная
56
65
65
68
65
68
73
22
30
39
58
Масса,
актив-
ной
части
26
32
32
35
32
35
55
8,6
15,2
20
30,9
т
масла
полная
27
27
27
26
26
27
38
10,6
11,9
15,6
22,6
долив-
ная
8
6,6
6,6
7
5
7
3
1,6
2,3
3,5
4,3
Примечания: 1.- Расшифровка обозначения типа ВРТДНУ: В — вольтодобавочный, Р — регулировочный, Т — трехфазный, Д(М) —вид системы
охлаждения, Н — переключение ответвлений под нагрузкой, У — усовершенствованный; дробь: числитель — проходная мощность, знаменатель — номиналь-
ное напряжение обмотки возбуждения, второй знаменатель — номинальное напряжение регулировочной обмотки; ЛТД(М)Н: Л— линейный, Т — трехфазный;
дробь: числитель — проходная мощность, знаменатель — номинальное линейное напряжение.
2. В числителе — ик для последовательного трансформатора в 1-м и 10-м положениях указателя, в знаменателе — ик для регулировочного трансфор-
матора в J-м и 10-м положениях указателя.

Таблица 4.6. Переключающие устройства, ГОСТ 24126 80
Тип
кВ
[/„, кВ
н> к& <
Число
ступе-
тыс, опе-
раций
тыс. опе-
раций
тыс. опе-
раций
Масса,
кг
Однофазные
PHOA-35/I000
PHOA-110/1000
ЗРНОА-110/1000
SAV-220/I600*1
РНОА-220/2000
РНОА-330/2000
35
НО
НО
220
220
330
1000
1000
1000
1000
1600
2200
2000
2,05
1,65
1,92
2,92
2,1
1,92
13,4
13,4
13,4
18
28,5
28,5
41,5
41,5
41,5
45
72
43
13
13
13
13
13
500
500
500
200
500
500
40
60
50
50
20
20
15
гФ
5
50
10
10
Трехфазные
РНТА-[0/400
PHTA-I0/400B
РНТА-35/320
РС-4-400*2
РС-4-630*2
SDVI-630*'
РНТА-35/Ю0ОВ
SCVI-1100*1
SDVI-I250*!
РС-3-400*?
РС-3-630*2
PHTP-35/I50 (РНТ-9)
РНТР-35/1000 (РНТ-20)
РНТР-35/1200 (PHT-I8)
10
10
35
35
35
35
35
35
35
ПО
ПО
10; 35
• 35
35
400
400
320
400
630
630
1000
1100
1250
400
630
150
1000
1200
0,2
2
0,5 '
2,78
2,5
0,6
2
2
0,6
1,19
1,18
0,35
1,65
0,6
" 4,3
4,3
4.3
8
12,6
8
10
15
14
20
20
-
~
-
—
—
20
31,5
21
—
37,5
32
20
31,5
—
—
17
19
13; 19
19; 27
10; 27
19
19
19
19
19; 27
19; 27
9
23
23
500
[000
500
500
500
200
1000
200
200
500
500
—
—
50
200
20
40
40
50
100
50
50
40
40
18
30
6
50
—
15
10
10
20
—
50
20
10
10
—
П330*з
1300
5550*'
1050
1530
200
930
1680
576
[090
880
/ 680
760
Тип
привода
ПДП-4У
ПДП-4У
ПДП-4У
ЕМ-1
ПДП-4У
ПДП-4У
ПДП-4У
ПДП-4У
ПДП-4У
мз-з
МЗ-3
ЕМ-1
ПДП-4У
ЕМ-1
ЕМ-1
МЗ-3
МЗ-3
МА-1/9
МА-1/23
МА-1/9
*■ Переключающие устройства производства ГДР.
*2 Переключающие устройства производства НРБ.
*-4 Переключатель приставной, масса дана с баком и маслом.
Примечания; 1. В условном обозначении переключающих устройств:
в конце обозначения — вид токоограничивающего сопротивления (А — активное,
минальный ток. Буква после дроби обозначает среду, в которой происходит
не имеет, буква отсутствует.
•2. Во всех РПН типа РНОА применяется контактор КНОА- П0(35)/Ю00.
3. Контактор РПН типа ЗРНОА-110/[000 размещен на опорном изоляторе в металлическом баке, у остальных РПН контактор погружного
типа размещен в бакелитовом цилиндре, масло бака контактора отделено от масла трансформатора, когда РПН встроен в бак трансформатора,
или от масла избирателя РПН, когда последнее размещается в отдельном баке.
4. Бак контактора соединен с собственным расширителем или отсеком расширителя трансформатора через газовое реле.
5. Переключающие устройства приводятся в действие как от электропривода, так и вручную рукояткой.
Краткая характеристика приводов: а) ПДП-4У - двигатель асинхронный типа АОЛ2 мощностью 0,8 или 1,1 кВт, частота вращения привода
1430 об/мин, наибольший момент на выходном валу 450 Нем, число оборотов вала на одну ступень — 1 оборот, время переключения на одно
Р — регулятор, Н — напряжение, Т — трехфазный, О — однофазный, А и В
Р — реактивное); числитель — номинальное напряжение, знаменатель — но-
разрыв дуги: В — разрыв в вакууме; разрыв дуги в масле обозначения

Продолжение табл. 4.6
положение 10 с, число положений привода: 9, [3, 17, 19, 21, 27, 35, 43; б) ЕМ-1 — двигатель асинхронный мощностью 0,6 кВт, частота вращения
1400 об/мин, частота вращения выходного вала 63 об/мин, а число оборотов выходного вала при переключении на одну ступень — 6, время переклю-
чения на одну ступень 5,7 с, номинальный момент вращения [00 Нем; в) МЗ^З — двигатель асинхронной мощностью 1,1 кВт, частота вращения
1410 об/мин, частота вращения выходного вала 350 об/мин, число оборотов выходного вала при переключении на одну ступень — 33 оборота, наибольший
момент на выходном валу 25 Н ■ см, время переключения на одну ступень 5,6 с, наибольшее число положений 38.
6. После ремонтов переключающих устройств и в процессе эксплуатации для проверки состояния контактной системы, токоведущих частей и привода
проводятся следующие испытания: а) измерение контактного нажатия при помощи динамометра по методу освобождения бумажной полоски
(рис. 4.2); б) измерение сопротивления контактов системы РПН; в) снятие круговой диаграммы методом сигнальных ламп; для снятия круговых
диаграмм РПН типов РНТА, РНОА, РНТР собирают схемы, приведенные на рис. 4.3, по шкале лимба отмечают значения углов поворота выходного
вала в моменты замыкания и размыкания контактов И1 или И2 избирателя и плеч А", или К2 контактора; моменты замыкания и размыкания
контакторов избирателя определяются соответственно по загоранию и погасанию ламп, а контакторов контактора — соответственно по погасанию
и загоранию ламп; г) осциллографирование работы контактора РПН с активным токоограничивающим сопротивлением, схема испытаний показана
на рис. 4.4.
7. Для питания контрольных ламп применяются лампы от карманного фонарика 3 — 6 В. Вместо контрольных ламп применяются миллиамперметры.
Рис. 4.3. Схемы включения контрольных ламп при снятии круговых диаграмм:
й — для переключателей типа РНТР; б — для переключателей типа РНТР-20 М; в — для переключателей
типа РНОА(РНТА); г — для переключателей типа РНТВ; Л,, Л2 — лампы контрольные; 1С, К? —
контакты контактора; 77,, 772, И1, И2 — контакты избирателя; 7, V, VI, VII — замыкатели: II—tv —
контакты вакуумных камер

Рис. 4.4. Схема включения осциллографа для
снятия осциллограммы работы контактора
и типовая осциллограмма:
а - для переключателя, типа РНОА(РНТА); б —
для переключателя типа РНТВ; 1?,, В2, В, —
вибраторы; Б — батарея; R — сопротивление шунта
Таблица 4.7. Масляные реакторы ГОСТ 19469-74Е
Тип
РОМ-1200/10У1
РОД-ЗОООО/35
РОД-33333/110
РОДЦ-60000/500У1
РОДЦ-110000/750У1
РОДЦ-330000/1150У1
Номинальная
МОЩНОСТЬ,
квар
1100
30000
33 333
60000
110000
ЗЗОООО
Номинальное
напряжение
кВ
6,6/^/3; 11/1/3
38,5/i/3
121/1/3
525/)/3
787/J/3
1150/1/3
Номи-
нальный
ток, А
173
1350
447
200
242
433
Индук-
тив-
ность
0,116
0,052
0,498
4,832
3,994
4,889
Размеры, м
/
2,10
5,38
5,74
5,88
6,60
14,08
Ь
1,50
3,57
3,57
4,55
3,93
7,14
Я
2,80
5,15
5,75
9,17
10,9
14,9
Масса, т
тран-
спортная
3,72
21
25
54
78
210
активной
части
1
14
18
34
48
112
полная
3,72
31
39
65
94
245
масла
пол-
ная
1,25
8
10
17
23
60
отпра-
воч-.
ная
1,25
5
5
14
19
53
Примечание. Структура условного обозначения: Р — реактор; О — однофазный; Т — трехфазный; Д, ДЦ — вид системы охлаждения; первая цифра
(числитель дроби) — номинальная мощность, вторая цифра (знаменатель дроби) — номинальное линейное напряжение.

4.4. ОХЛАЖДАЮЩИЕ УСТРОЙСТВА ТРАНСФОРМАТОРОВ
МО, мм
1880
2000
2285
2485
2685
3000
3250 •
3450
4000
3250
Н,
ММ
2115
2265
265
2755
2965
3265
3515
4015
4225
4525
Один
Таблица 4.8
арные с чис-
16x2 = 32
Sp,
М2
12
13
15
16
17
18
20
22
23
25
Gp,
кг
201
210
231
244
258
285
296
330
352
365
См,
кг
160
168
183
193
203
219
231
.256
269
282
Радиаторы из гнутых
груб
Сдвоенные с различным числом труб
16 х 4 = 64
5р,
м2
24
25
28
30
32
35
38
43
45
48
Gp,
кг
373
393
434
460
489
540
573
642
670
711
G№.
КГ
279
291
321
341
362
393
418
469
490
521
18x4 = 72
5р,
м2
26
28
32
34
36
40
43
48
51
54
Gp,
кг
418
441
487
515
548
607
643
722
753
799
GM.
кг
308
326
360.
382
406
440
469
526
505
585
20 х 4 = 80
5р,
м2
29
31
35
38
40
44
47
54
56
60
Gp,
кг
464
489
540
573
609
674
716
801
837
888
GM,
кг
343
362
400
425
451
489
521
584
612
650
22 х 4 = 88
5р,
м2
32
34
39
41
44
48
52
59
62
66
Gp,
кг
507
534
591
627
666
740
876
880
930
979
GM.
кг
380
401
443
470
499
541
576
648
676
7188
Примечания: 1. МО — межосевое расстояние патрубков; Н— полиаи высота радиатора; 5р —
геометрическая поверхность радиатора; G0 — масса радиатора без масла; GM — масса масла в радиаторе.
2. Радиаторы из гнутых труб изготовляются из стальных электросварных труб с наружным
-диаметром 51 и толщиной стенки 1,75 мм, на ПО «Запорожтрансформатор» применяются трубы
с толщиной 1,4; 1,6 мм; Трубы ввариваются в коллекторы нижний и верхний; у одинарных
радиаторов — с одной стороны, у сдвоенных — с обеих сторон. К коллекторам привариваются патрубки
из усиленной трубы диаметром 80 мм с круглым или квадратным фланцем с четырьмя от-
верстиями диаметром 22 мм. На баке трансформатора ввариваются аналогичные патрубки, вылет
патрубка 70 мм, применяются также удлинённые патрубки с вылетом 120 мм. Конпы труб загнуты
под прямым углом с радиусом загиба 125 мм.
3. Расстояние между осями труб в ряду (шаг) — 70, расстояние между осями рядов — 75, ширина
сдвоенного радиатора — 710 мм.
МО, мм
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
2800
3000
-.
i
Н, мм
Таблица 4.9. Радиаторы из прямых овальных труб
5р, м2
60-трубные
1409
1609
1809
9
10
11
160-трубные
2114
2314
2514
2714
2914
3114
3314
33
37
39
43
46
49
52
Gp, кг
117
127
137
>
373
401
429
455
483
510
537
GM, кг
66
73
79
228
245
262
278
295
312
328
МО, мм
710
900
710
9000
1150
1400
1615
1800
2000
2200
2400.
Н, мм
Sp, м2
Овальные тр
Однорядны
0,9 1 0,8
1,1 1 0,9
Двухрядны
2,2
3,1
3,9
4,7
5,4
5,9
6,6
7,2
7,7
1,8
2,2
2,8
3,4
3,9
4,3
4,7
5,2
5,6
Gp, кг
бы
е
13
15
е
34
41
50
59
*■ 67
к 74
* 82
89
97
GM, кг
8
11
13
17
22
27
31
35
39
43
47
Примечания; 1. Радиаторы прямотрубные изготовляются из прямых гладких труб с наружным
диаметром 30 и толщиной стенки 1,2 мм. Трубы ввариваются в коллекторы каплевидной формы
и образуют секции; секции с числом труб до 6 шт. привариваются к стенкам баков трансформа-
торов мощностью до 1000 кВ-А. Из секции с числом труб 6—16 изготовляются радиаторы. Число
секций в радиаторе —10. Шаг по трубам и между секциями - 65 мм. На ПО «Запорожтранс-
форматор» выпускаются радиаторы 60- и 160-трубные. Диаметр присоединительного патрубка радиа-
тора 60-трубного — 75, 160-трубного — 100 мм.
2. Радиаторы из труб овального сечения изготовляются с размером по главным осям 70x20 мм
и толщиной стенки 1,5 мм. Исходной трубой для овальных труб служит труба круглого сечения
диаметром 51 мм. Количество труб: в однорядном радиаторе — 7 труб, в двухрядном — 20 труб
(по 10 труб в ряду).

Таблица 4.10. Охладители
Тип
Тепловой
поток,
кВт
Расход
масла,
м-'/ч
Расход
*оды воздуха,
м3/ч
Тип
маслонасоса
Размеры, мм
/
Н
Мас-
МП-21
МП-37
МП-65
М053-4А
Ц-63
Ц-100
Ц-160
ДЦ-180/2280
ДЦ-160/1946
150
250
500
980
74
123
335
1800
160
Охладители системы Ц
36
60
100
100
76
25
60
205
34
72
72
10
15
25
4Т-63/10
4Т-63/10
5Т-100/8
5Т-1О0/15
2Т-16/10
2Т-25/10
4Т-63/100
Охладители системы ДЦ
100
100
30000
23 000
5Т-100/8
5Т-100/8
560
688
662
2575
609
609
631
820
960
100
905
1290
1498
—
2315
2265
3331
1145
380
380
1866
1276
1188
1055
1055
2680
2292
799
1070
1522
1547
214
227
325
852
700
Примечания: 1. Охладители системы Ц изготовляются: МП — из латунных трубок марки Л-68
или ЛО-70- [, МО — из латунных луженых трубок с медным оребрением.
2. Охладители системы ДЦ изготовляются из биметаллических трубок: внутренняя — латун-
ная, внешняя — алюминиевая с оребрением.
Таблица 4.11. Маслонасосы
2Т-16/10
4Т-63/10
4Т-63/20
5Т-100/8
5Т-1О0/15
5ЭТ-100/15
5ЭТ-100/20
6ЭТ-160/10
6ЭТ-160/10
На-
пор,
кПа
10
10
20
8
15
15
20
10
10
Рас-
ход,
м3/ч
16
63
63
100
100
100
100
160
160
р
г ном,
кВт
0,8
2,8
5,5
2,9
6,4
7,5
10,5
6,0
5,5
/7,
об/мин
2900
1450
2900
1450
2900
2900
1450
1450
Диаметр
осевой
линии
отверстий
патрубка,
мм
ПО
• 170
180
210
210
210
210
240
240
Число
отвер-
стий
4
4
8
8
8
8
8
8
8
Диа-
метр
отвер-
стия,
мм
14
18
18
18
18
18
18
18
22
Размеры.
мм
/
345
455
426
455
494
725
715
530
665
Ь
306
328
328
350
350
500
388
385
430
Н
336
455
388
450
415
390
465
460
475
Масса,
кг
50(55)
94(102)
115(128)
90(102)
118(135)
190(220)
190(220)
125(145)
185(215)
Примечания: 1. Расшифровка условного обозначения типа насоса: цифра
мм, уменьшенный
дробь: числитель -
насоса означает диаметр всасывающего патрубка,
торный, герметичный; Э — экранированный статор
знаменатель — номинальный напор, кПа.
2. Масса в скобках транспортная с маслом.
3. Насосы выдерживают вакуум с остаточным давлением 130 Па.
25 раз; Т
номинальный
перед типом
- трансформа-
расход, м3/ч,
Таблица 4.12. Вентиляторы
Характеристика
Диаметр крыльчатки, мм
Напор, к Па
Расход воздуха, м3/ч
Угол установки лопаток
крыльчатки, град
Тип двигателя
Мощность двигателя, кВт
Частота вращения, об/мин
Осевой
МЦ № 4
400
10
4200
35
АЗЛ31-4М
0,25
1450
Осевой
МЦ № 8
800
35
13 000
20
А02-32-4
3,00
1420
МЦ № 7
700
25,5
7800
—
А-41-4
1,70
1420
Ц-3-04 № 8
800
—
13100
15
АОЛ-42-4
2,8
1420
НАП № 7,4
740
35,3
13 400
39
1
А02-41-8
2,2
730

Таблица 4.13. Плоские краны
Диаметр
мм
50
80
97
125
140
197
220
Диаметр осевой
сгии, мм
ПО
150
170
210
240
295
325
Отверстие
Число
4
4
4
8
8
8
8
под болт
Диаметр, мм
14
18
18
18
23
23
23
Размеры, мм
1
172
220
242
285
332
372
410
Ь
■ 145
195
215
255
290
335
365
Н
90
100
100
120
143
143
143
Масса,
5
7
10
14
19
20
25
4.5. СУШКА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Таблица 4.14. Технология сушки трансформаторои 35 кВ и аыше в собственном баке
Технология
сушки
Подогрев
воздуха в баке
Прогрен ак-
тивной части
-
Создание
предельного
вакуума после
прогрева ак-
тивной части
до 100°С
Температурный
режим
Подъем до 100 °С
Прогрев до дости-
жения температуры
на магнитопроводе
не менее 85 °С, на
изоляции — 90 —
105 °С
Воздух в баке 90 —
95 °С, на активной
части не более 100 °С
Режим
вакуумирования
При атмосферном
давлении
Через каждые 2 ч
создается вакуум
26 кПа на 30 мин
а) Равномерно по
13 к Па за каждые
15 мин до остаточ-
ного давления
60 кПа*1
б) Равномерно по
13 кПа за каждые
15 мин до остаточ-
ного данления
48 к Па с выдержкой
в течение 1 ч, затем
по 13 кПа с выдерж-
кой по 30 мин
доводится остаточ-
ное давление до -
значения не более
1,3 кПа*2
Дополнительные указания
Продолжительность прогре-
ва не менее 24 ч. Контроль за
температурой воздуха ведется
по термодатчикам, установлен-
ным в воздухе
Вакуумировка производится
с подсосом н бак воздуха,
нагретого до температуры не
менее 50 °С, через воздухо-
осушитель
Продолжительность -нрогре-
ва, ч, не менее:
80 — для трансформаторов
500 кВ всех мощностей, 220 —
330 кВ-200 MB-А и более;
60-220-330 кВ-до
200 MB-А, 110-150 кВ-
80 MB-А и более;
40-150 кВ-до 80 МВ-А;
35-до ПО кВ-6,3-80
МВ-А;
25-до ПО кВ-до 6,3
МВ-А
—
ч.
\

Продолжение табл. 4.14
Технология
сушки
Сушка при
предельном
значении оста-
точного давле-
ния
Окончание
сушки
Прекращение
прогрева, за-
тем охлажде-
ние активной
части
Промывка
дна бака
Заливка
маслом
Обработка
активной части
и трансформа-
торного масла
Пропитка
активной части
при атмосфер-
ном давлении
Измерение
характеристик
изоляции после
пропитки
Температурный
режим
Воздух в баке 90 —
95 °С, на активной
части не более 100 °С
у*
Изоляция 100°С
До 80-85°С
Продолжается
процесс охлаждения
до 80-85°С
80-85 °С
Процесс охлажде-
ния
То же
—
Режим
вакуумирования
а) Равномерно по
13 кПа за каждые
15 мин до остаточ-
ного давления 60
кПа*1
б) Равномерно по
13 кПа за каждые
15 мин до остаточ-
ного давления 48
к Па с выдержкой в
течение 1 ч, затем по
13 к Па с выдержкой
по 30 мин доводится
остаточное давление
до значения не более
1,3 кПа*2
При остаточном
давлении:
а) 53 кПа*1
б) не более
13 кПа*2
То же
То же
То же
То же
Производится
срыв вакуума возду-
хом через силикаге-
левый патрон
—
Дополнительные указания
Сушку при вакууме 60 кПа
вести с постоянным подсосом
воздуха до прекращения изме-
нения значений характеристик
изоляции, при вакууме 1,3 кПа
и менее — без подсоса воздуха
Продолжительность сушки
с момента достижения пре-
дельных значений, сут, не
менее:
15 — для трансформаторов
330-500 кВ;
12 — для трансформаторов
110 — 220 кВ при полном
вакууме;
10 — для трансформаторов
до 150 кВ при остаточном
давлении 60 кПа
Отключить подсос и вести
сушку до получения установив-
шихся значений R(,o, tg5,
ДС/С в течение не менее 48 ч
—
Залить в бак трансформатора
1 т сухого масла и слить через
сливной бачок без срыва
вакуума
Скорость заливки 3 т/ч,
температура масла 50 — 60 °С
В процессе заливки отби-
раются пробы масла
Продолжительность обра-
ботки, ч:
6 — трансформаторов до
ПО кВ;
10 — трансформаторов ПО —
150 кВ;
20 — трансформаторов 220 —
500 кВ
Продолжительность пропит-
ки, ч:
3 — трансформаторов до
ПО кВ;
12 — трансформаторов 110 —
150 кВ;
24 — трансформаторов 220 —
500 кВ
_
■

Продолжение табл. 4.14
Технология
сушки
Слив масла из
бака транс-
форматора и
ревизия
Температурный
режим
Температура ак-
тивной части в про-
цессе всего периода
ревизии должна пре-
вышать температуру
точки росы окружа-
ющего воздуха не
менее чем на 5СС
и во всех случаях
должна быть не ни-
же + 10°С. При от-
сутствии ■ указанных
условий трансфор-
матор перед реви-
зией прогревается
Режим
вакуумирования
—
i
г
Дополнительные указания
Продолжительность ревизии
активной части не должна
превышать:
при относительной влаж-
ности до 75 % — 24 ч для транс-
форматоров до 35 кВ, 16 ч —
110 кВ и выше;
«-при относительной влаж-
ности до 85% —16 ч для
трансформаторов до 35 кВ,
10 ч — ПО кВ и выше
Ревизия проводится с обяза-
тельным подъемом верхней
части бака и замены резины
на разъеме
#1 Для трансформаторов, баки которых не рассчитаны на полный вакуум.
*2 Для трансформаторов, баки которых рассчитаны на полный вакуум.
Примечания: 1. Сушка трансформаторов в собственном баке производится без масла.
2. Для нагрева активной части в баке без масла применяется метод индукционных потерь.
Дополнительно обогревается дно бака электропечами мощностью не более 5 кВт каждая. Общая
мощность выбирается в зависимости от периметра бака:
Периметр бака, м До 10 11-15 16-20 21-26
Мощность печей, кВт/м До 0,8 ■ 0,9-1 1,5-1,8 1,9-2,2
3. При прогреве температура частей трансформатора, °С, не должна превышать:
для стенок, дна и крышки 115
для магнитопровода и изоляции обмоток 105
4. Для контроля температуры частей трансформатора устанавливаются термопары или термо-
метры сопротивления в местах, указанных на рис. 4.5: на верхнем ярме посередине —2 шт.
(1 и 2); на нижнем ярме магнитопровода между фазами для трехфазных трансформаторов или
между стержнями для однофазных — 1 шт. (3); в воздухе внутри бака между активной частью
и стенкой бака — 2 шт. (7 и 8); на изоляции, находящейся на наименьшем расстоянии от входа
подогретого воздуха в бак для подсоса,— 1 шт. (4); в трубе, подводящей подгретый воздух в бак,
и в трубе, отводящей влажный воздух из бака, — по 1 шт. (5 и б); по торцам активной части
трансформатора на середине наружной поверхности изоляционного цилиндра в местах наименьшего
удаления от стенки бака — 2 шт. (9 и 10); на наружной поверхности изоляционного цилиндра всех
стержней с боковых сторон — по 2 шт. на стержень (// и 16); на наружной поверхности бака
между балками жесткости в двух точках — 2 шт. (17 и 18); на середине крышки под теплоизоля-
цией — 1 шт. (/9); на наружной поверхности дна бака над нагревателями — 3 шт. (20—22); снаружи
на наиболее нагревающихся угловых балках в трех точках по высоте — 3 шт.; дополнительно
устанавливаются ртутные термометры со шкалой 150 "С в 6—10 точках на высоте 1,5 м от дна
бака.
и, гг
75
т
13,1*
о г?
в°
re, is v
^J
>ю
5c
P
^r
Рис. 4.5. Установка термодатчиков на ак-
тивной части и на баке трансформатора
^К
^>

Продолжение табл. 4.14
5. Термопары в верхнем ярме магнитопровода устанавливаются в каналах на глубине 400 мм.
6. Расстояние от проводов термопар до оголенных токоведущих частей трансформатора должно
быть не менее 350 мм. Провода от термопар и термометров сопротивления должны иметь на-
дежную изоляцию. Выход провода из бака трансформатора осуществляется через разъем какого-либо
люка между двумя резиновыми прокладками.
7. После установки термопар или термометров сопротивления цепи проверяются на отсутствие
замыканий и производится контрольный замер. На установку термодатчиков составляется протокол.
8. Трансформатор устанавливается с наклоном 2% в сторону маслосливного отверстия в дне
бака.
9. Концы одноименных обмоток закорачиваются и присоединяются к временным выводам класса
напряжения не менее 10 кВ для измерения характеристик изоляции /?бо, tgS в процессе сушки.
10. Отводы и временные провода закрепляются на активной части и снаружи бака на рас-
стоянии не менее Щ0 мм от заземленных частей и между собой.
11. При сушке</трансформаторов V и VI габаритов рекомендуется применять термодиффузию —
охлаждение внешних слоев изоляции. • После прогрева до установившейся температуры (на изоля-
ции 105, на магнитопроводе 90—100 °С) производится быстрое охлаждение активной части продувкой
холодного воздуха через воздухоосушитель при отключенном прогреве до 50 — 40 °С на внешних
слоях изоляции и не ниже 70 — 65 °С на магнитопроводе. Продолжительность цикла термодиффузии
15 — 25 ч. После окончания цикла термодиффузии активная часть прогревается до прежней тем-
пературы.
12. Технические средства, применяемые при сушке: а) оборудование: вакуумный насос произ-
водительностью не менее 150 л/с, обеспечивающей остаточное давление не более 1,3 кПа (ВН-4,
ВН-6 или ВН-300),—2 шт.; цеолитовая установка; маслонасос производительностью 16—30 м3/ч;
воздухоосушитель, заправленный сухим силикагелем; охладительная колонка; нагревательные печи
закрытого типа; бачок для слива масла из бака грансформатора емкостью не менее [00 л;
б) приборы: вакуумметр с пределом измерения 0,98 кПа; вакуумметр ВСЕ или ВТ-3 для измерения
остаточного давления; комплект термометров сопротиления типов ТСН, ТСП по ГОСТ 6651—78*
и термопар типов ТХК, ТХА с градуировкой в интервале измеряемых температур 0— 150°С; термометры
ртутные и спиртовые со шкалой 0— 150 °С— 10 шт.; мегаомметр; мост Р-5026. >
13. Сушка трансформаторов напряжением 35 кВ и ниже производится вентиляцией активной
части. Температурный режим аналогичен режиму для трансформаторов [10 — 500 кВ. В процессе
сушки «производится периодическое снижение температуры воздуха внутри трансформатора до 70 — 75 °С.
Признаком окончания сушки являются установившиеся значения R^q и tg6 в течение 24 ч.
14. Расчет намагничивающей обмотки при нагреве индукционными потерями производится сле-
дующим образом: а) требуемая мощность, кВт, определяется по формуле
Р = /cF(100 - fOKp) 10 3,
где F — поверхность бака; fOKp — температура окружающего воздуха; к - коэффициент теплоотвода,
равен 5 для утепленного и 12 для неутепленного бака; б) количество витков намагничивающей
обмотки определяется по формуле
AU
w-—j-<
где U — подводимое напряжение. В: /—периметр бака, м; А — коэффициент; определяемый по удель-
Р
ному расходу мощности ДР = —— - (А — высота боковой поверхности бака).
т
Значения коэффициента А для баков с толщиной стенки 6 мм и более:
АР А АР А АР А
АР
0,75
0,8
0,85
0,95
1,0
1,05
1,1
1,15
1,2
2,33
2,26
2,18
2,07
2,02
1,87
1,92
1,88
1,84
1,6
1.7
1,8
1,9
2,0
2,1
--2,2
2.4
2,5
1.61
1,62
1,59
1,56
1,54
1,51
1,49
1,44
1,42
1,25
1,35
1,4
1,45
1,5
2,6
2,7
2,8
2,9
1,81
1.77
1,74
1,71
1,68
1,51
1,39
' 1,38
1,36
1,34
1,31
1,28
1,25
1,22
3,0
3,25
3,5
3,75
4
/=
в) ток в обмотке при однофазном источнике тока равен
Р103
^ожФ
cos Ф принимается равным 0,53. Для обработки применяется провод марок ПР, ПРГ или АПР, сечение
которого определяется по формуле S — //5, мм, где 6 для провода марок ПР и РПГ принимается
равным 3 — 6 А/мм, для провода АПР2 — 5 А/мм2.
Для трехфазной обмотки количество витков определяется по формуле
/1-0,75 U
7
ОМ и
/

Продолжение табл. 4.14
где №, и къ — число витков, укладываемых в верхней и нижней частях бака; w2 — в средней части
бака.
Ток в каждой обмотке определяется по формуле
/=P-10^/Q/3(/cos9).
15. Контрольный прогрев или контрольная подсушка трансформаторов в масле могут произво-
диться достоянным током. Нагрев постоянным током запрещается в следующих случаях:
а) для трансформаторов, не подвергавшихся ревизии;
б) в случае обнаружения или предположения каких-либо дефектов на активной части.
Прогрев постоянным током проводится на трансформаторах с установленными вводами, расши-
рителем, выхлопной трубой и задействованной, газовой защитой. Охладители должны быть отсоеди-
нены путем перекрытия задвижек. Охладители, места подсоединения которых наиболее удалены друг
от друга, должны оставаться с открытыми задвижками и испольТоваться для циркуляции масла.
Для проведения прогрева указанным способом необходимо знать следующие параметры; со-
противление схемы прогрева; ток, напряжение и мощность прогрева; скорость нарастания температуры
при прогреве; продолжительность прогрева.
Сопротивление схемы прогрева R^js-, Ом, определяется в зависимости от принятой схемы прогрева.
Предварительно активное сопротивление обмотки приводится к температуре 75 "С по формуле
*E75° = Я*-310/(235 + ^-),
где tx — температура обмотки в начале прогрева.
Ток I, протекающий по каждой из обмоток схемы, должен быть равен или меньше, номи-
нальных токов каждой из этих обмоток. Напряжение, В, при прогреве постоянным током опреде-
ляется по формуле
£/=№£75=.
Необходимая мощность, кВт, > ■
P=UI№.
Скорость нарастания температуры должна соответствовать приведенным ниже данным:
Температура верхних слоев масла, °С 0 — 20 20—50 50—70
Скорость нарастания температуры верхних слоев масла трансформатора,
вС/ч, не более 8—5 5~3 3~2
Продолжительность прогрева не менее 10 ч. Источниками постоянного тока при монтаже могут
быть: а) генераторы возбуждения (резервные возбудители на электростанциях); б) выпрямительные
установки (КВТМ-280 0,5; ВУ-650).
В случае прогрева автотрансформатора необходимо определить допустимый ток в обмотке СН.
Обмотки, не участвовавшие в прогреве, закорачиваются. При выборе схемы прогрева принимают
схему, параметры которой ближе всего подходят к параметрам имеющейся установки.
16. Технологический процесс подсушки трансформатора в масле: а) создается вакуум с оста-
точным давлением не более 1,3 кПа, а- для трансформаторов, не рассчитанных на полный вакуум —
60 кПа; б) трансформатор заливается маслом- до уровня на 150 — 200 мм ниже крышки; в) темпе-
ратура масла поднимается до 80 "С, контроль за температурой масла ведется по термометру со-
противления, установленному в верхнем слое масла; г) при температуре масла 80 °С и остаточном
давлении 1,3 кПа (60 кПа) производится прогрев в течение:
72 ч - трансформаторов 500 кВ всех мощностей; 220-330 кВ - 200000 кВ-А и более ПО—
500 кВ-более 400000 кВА;
54 ч-220-330 кВ менее 200000 кВА, 110-150 кВ - 80000-400000 кВ-А;
36 ч-до 150 кВ-до 80000 кВА;
д) в период прогрева постоянно осуществляется циркуляция масла по схеме «низ —верх» бака;
е) по окончании прогрева отключается установка постоянного тока и сливается масло из бака
трансформатора (под вакуумом или с заполнением бака азотом или сухим воЗцгухом), после слива
масла в баке снова создается вакуум с остаточным давлением 1,3 Па; ж) трансформатор охлаж-
дается под вакуумом в течение не менее 20 ч до температуры не ниже 20—25 "С: з) не снимая
вакуума, Производят заливку трансформатора маслом.
17. Подсушка изоляции производится с использованием ловушки вымораживания паров воды.
Технические средства, применяемые при подсушке: а) оборудование: установка «Иней-Г» или «Иней-П»
Остаточное давление, создаваемое установкой «Иней-I», Па .... 1,3
Охлаждающая смесь Сухой лед и ацетон
б) приборы-: вакуумметр типа ВСБ-1 или ВТ-3; термометр со шкалой от —90 до +20"С; прибор
ПКВ-8 для измерения отношения АС/С изоляции обмоток; мерный сосуд для измерения конденсата;
в) материалы: азот 5 баллонов; ацетон 60 кг; сухой лед ГОСТ 12162—77* из расчета 100 кг
на первую загрузку с последующим добавлением не менее 80 кг в сутки.
Установка «Иней» соединяется с трансформатором трубопроводом диаметром 150 мм мини-
мальной длины.

Продолжение табл. 4.14
Насосом предварительного разрежения в баке трансформатора создается вакуум с остаточным
давлением 400 Па, после чего включается установка «Иней» и давление в баке снижается до 1,3 Па.
В процессе подсушки ежесуточно производятся извлечение конденсата из ловушки и его из-
мерение. При выделении конденсата более 6 кг извлечение производится каждые 12 ч. Обработка
изоляции продолжается до тех пор, пока выделение конденсата не достигнет уровня 0,5 кг в сутки
на протяжении 48 ч.
Низкотемпературная обработка изоляции может успешно применяться и для сушки трансфор-
маторов при капитальном ремонте с заменой обмоток и изоляции.
4.6. ПЕРЕВОЗКА СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПО ЖЕЛЕЗНОЙ ДОРОГЕ
Для перевозки силовых трансформато-
ров по железной дороге применяются же-
лезнодорожные транспортеры или платфор-
мы (табл. 4.15 — 4.16).
В зависимости от поперечных размеров
трансформаторы могут относиться к катего-
рии габаритных или негабаритных грузов.
Негабаритным считается груз, поперечные
размеры которого выходят за пределы очер-
тания габарита погрузки. Негабаритность
подразделяется на боковую и верхнюю.
Трансформаторы с боковой негабаритностью
выходят за пределы габарита погрузки на
высоте от 1230 до 4000 мм от уровня го-
Таблица 4.15. Транспортные средства для перевозки трансформаторов
Напряжение,
кВ
10-35-
10-35
ПО
ПО и выше
Мощность,
кВА
До 10000
Свыше 10000
До 10000
Свыше 10000
Транспортное
средство
Платформа
Транспортер
Платформа
Транспортер
Транспортное состояние
трансформатора
Полностью собранный с мас-
лом
То же
Частично демонтированный с
маслом и без масла, запол-
ненный азотом
Таблица 4.16. Железнодорожные транспортеры
Грузо-
подъем-
ность, т
Коли-
чество
осей
База
транспортера,
Размеры погрузочной
площадки, мм
шири-
на
Высота
центра
тяжести,
мм
Длина с
автосцеп-
ками, мм
Нагрузка
от оси
рельсов,
104 н
Мае
са.
Транспортеры площадочного типа
55
55
60
60
62
70
90
90
90
100
ПО
100/120
120
130
150
150
180/170
4
4
4
4
4
8
8
8
8
8
8
8
8
12
12
12
16
14000
9960
10350
14 000
10200
14800
14810
16450
14750
14300
16800
16 500
15000
17000
17000
17800
25170
10000
5160
4800
9200
f3000
6600
6600
8000
6600
4800
7840
8500
7500
7312
7000
7310
11550
2420
2400
2400
2400
2400
2420
2400
2400
2420
2400
2480
2500
2900
2400
2400
2476
2240
716/676
870/850
700/680
700/680
600/570
736/716
736/716
710/690
^734/716
1040/1020
920/880
1020/1000
780/740
720/702
720/702
760/720
1040/1000
660
900
750
800
660
960
980
930
950
1000
900
820
780
920
920
930
830
19470
19470
22400
25 300
25 300
25 300
24250
25410
23620
27040
28 880
28 880
21,25
21,65
22,2
23,4
22,1
15,8
19,2
20,3
18,9
19,4
22,4
22,5
21,2
20,8
21,8
21,5
21,5
30
36,7
29
33,7
26,6
52,2
63,5
72,5
60,6
55,0
69,0
60,0
52,3
111
111
107,5
164,0

Продолжение табл. 4.16
Грузо-
ность, т
220
300
400
Коли-
чество
осей
20
20
28
База
транспортера,
мм
21300-22300
27000
25 530
Размеры погрузочной
площадки, мм
длина
шири-
на
высота
Высота
центра
тяжести,
мм
Транспортеры сочлененного типа
—
—
—
1360
1560
1330
Длина с
автосцеп-
ками, мм
27390
32 780
43140
Нагрузка
от оси
рельсов,
104 н
21,2
22,35
21,5
Мас-
са,
т
120
147
209,6
Примечание. Высота центра проушин сочлененных транспортеров составляет для транспортера
грузоподъемностью 220 тс — 850 мм, 300 тс— 1600 мм, 400 тс — 850 мм.
ловки рельсов. Трансформаторы с верхней
негабаритностью выходят за пределы габа-
рита погрузки на высоте от 4000 до
5300 мм от уровня голонки рельсов.
В зависимости от размеров выхода за
пределы габарита погрузки боковая и нерх-
няя негабаритное™ подразделяются на сте-
пени. Боковая йегабаритность имеет пять
степеней: нулевую, первую, нторую, третью
и четвертую (0, I, II, III, IV). Верхняя йе-
габаритность имеет три степени: нулевую,
вторую и третью (0, II, Ш).
Предельные очертания негабаритностей
разных степеней приведены на рис. 46.
rzw
700 ,700
700,700 ,
Рис. 4.6. Очертания негабаритное™:
а —габарит погрузки; 6 — йегабаритность нулевой степени; в — йегабаритность I степени; г — йегаба-
ритность II степени; д — йегабаритность III степени; е — йегабаритность IV степени

Для трансформаторов, погруженных на
транспортеры с базой 17 м и более, опре-
деляется расчетная негабаритность при про-
хождении по кривым участкам пути.
Для точек трансформатора, находящихся
в поперечной вертикальной плоскости, про-
ходящей через середину базы транспортера,
смещение внутрь кривой, м, определяется
по формуле
/в
+
ж
0,105,
где /т — база транспортера, м; ls — база груп-
пы тележек транспортера, м.
Для перевозки негабаритного трансфор-
матора выполняется чертеж его размещения
и крепления и производится расчет устой-
чивости и прочности крепления. Чертеж раз-
мещения и крепления с расчетом представля-
ется на рассмотрение отделу негабаритных
перевозок Главного управления движения
МПС. После получения разрешения на пере-
возку от отдела негабаритных перевозок
чертежи с расчетом в четырех экземплярах
представляются на согласование в службу
движения Управления железной дороги.
При частичном демонтаже с трансфор-
матора снимаются вводы, расширитель, вы-
хлопная труба, радиаторы, опорные катки,
установки трансформаторов тока, пристав-
ной переключатель напряжения.
Расчет устойчивости и прочности креп-
ления трансформатора, погруженного на
транспортер или платформу, производится
по методике, приведенной в табл. 4.17 и 4.18.
Таблица 4.17. Расчет сил, действующих на груз
Расчетная величина
Инерционные силы, действующие на груз,
кН*
Ветровая нагрузка, кН
Сила трения, удерживающая груз от сме-
щения, кН
-„,
-
Расчетная формула
а) В продольном направлении
**пр ~ апр\2тр
б) В поперечном направлении
Fn = %(2гр
в) В вертикальном направлении
И£ = 505&; W^ = 50SJ
а) В продольном направлении при первом
сочетании сил
^ = 0,4бгр
б) В поперечном направлении при втором
сочетании сил
^ = 0,4 6^(10-^
Численные значения коэффициентов:
апр % ав
Для транспортеров
с шестью осями, и
более 10 2,5 4,5
Для платформы:
19 5
при 90 км/ч. . . 2 3,3 3.3+ '
бгр
при 100 км/ч . . 12 3,3 3,65 + -1'4
\2тр

Продолжение табл. 4.17
Расчетная величина
Расчетная формула
■ Высота общего центра тяжести транспорте-
ра (платформы) с грузом, мм
Коэффициент поперечной устойчивости
транспортеров с грузом (для транспортеров
с шестью осями и более)
Коэффициент поперечной устойчивости плат-
форм и четырехосных транспортеров с гру-
зом
Коэффициент запаса устойчивости груза от-
носительно транспортера (платформы)
Обозначения в формулах:
ftp - вес груза, кН; Ощ,, Оц, о„ - удельные
значения инерционных сил, кН на 1 т массы
груза, соответственно в продольном, попе-
речном и вертикальном направлениях;
S^, S^ — площади боковой наветренной
поверхности соответственно груза, транс-
портера "^
я =QrV{K.r + h0 + HT) + QThw
бгр + 6т
где QT — масса транспортера (платформы),
т; йцт —высота центра тяжести груза над
плоскостью подкладок, м; h® — высота под-
кладок, м; НТ — высота погрузочной пло-
щадки транспортера от уровня головок
рельсов, м; hUTT — высота центра тяжести
транспортера, м
йо
-> 1,25,
= 0,774
NH^+W^^ + W^-
общая масса транспортера с гру-
- попе-
где go
зом и деталями крепления, т; N-
речная динамическая нагрузка, действующая
на транспортер с грузом, кН:
''ц.в.г' ''ц.в.т— высота центра приложения
ветровой нагрузки от уровня головки- рель-
сов соответственно для груза и транспор-
тера, м
«в =—р $ 0,5,
где Рс — статическая нагрузка, кН; Рц + Рв —
дополнительная вертикальная нагрузка на
колесо от центробежных сил и сил ветра,
кН:
Рс =
Qrp + йв .
«к
Ри + Ря = 0,16[0,075 (GB +%р)Яц.т +
+ СТУ!ц.в.г + 3,34];
{?„ — масса вагона, т; щ — число колес
а) В продольном направлении
Лп
1°
-3^1,25
К-г

Продолжение табл. 4.17
Расчетная величина
Расчетная формула
б) В поперечном направлении
■»v
&р*8
F h + WLh
*П''ц.Т ^ VY ПЛЦ.Е
> 1,25
где Рпр
Ьп — кратчайшие расстояния от про-
екции" центра тяжести груза на горизонталь-
ную плоскость до ребра опрокидывания;
/гцвг — высота центра приложения ветровой
нагрузки груза от уровня подкладок
* При первом сочетании сил возникают продольные инерционные силы от соударения ва-
гонов в движении и при торможении; при втором сочетании сил возникают поперечные инер-
ционные силы от поперечных колебаний вагонов в движении и при движении по кривым участ-
кам пути.
Примечание. Определение коэффициента запаса поперечной устойчивости системы транспор-
тер — груз для транспортеров, имеющих шесть осей и более, производится независимо от высоты
общего центра тяжести транспортера с грузом. Высота общего центра тяжести не должна пре-
вышать 2300 мм. Поперечная устойчивость платформ относительно рельсов проверяется в слу-
чаях, когда высота общего центра тяжести платформы с грузом от уровня головки рельсов превы-
шает 2300 мм или наветренная поверхность платформы с грузом превышает 300 м2. Коэффициент
запаса поперечной устойчивости груза относительно пола транспортера или платформы для нега-
баритных грузов и грузов на транспортерах принимается равным 1,5.
Таблица 4.18. Расчет прочности крепления
Расчетная величина
Расчетная формула
Усилие, воспринимаемое креплением, при воз-
действии сил, стремящихся сдвинуть груз в
продольном и поперечном направлениях, кН
Усилие, воспринимаемое единицей крепле-
ния, при воздействии сил, сдвигающих груз
в продольном направлении, кН
Продольная ось
а) В продольном направлении
Л F = F — Fnp
Li± пр Л пр Л тр
б) В поперечном направлении
AFn=l,25(Fn+^)-F?p
а) Для растяжки
Я"р
Л^п,
р npP(0,4sina + cosacosPnp)
б) Для упора и кронштейна
рпр _ Л-^пр
в) Для упорного деревянного бруса
«gP:
AF,
пр
ngp
„ПР
где ир'1-, гС", riff — соответственно коли-
чество растяжек, упоров, брусьев, работаю-
щих в продольном направлении; a — угол
наклона растяжки к полу вагона; Р—угол
между проекцией растяжки на горизон-
тальную плоскость и продольной осью ва-
гона

Продолжение табл. 4.18
Расчетная величина
Расчетная формула
Усилие, воспринимаемое единицей крепления,
при воздействии сил, сдвигающих груз в по-
перечном направлении, кН
f«*,<S
- Поперечная ось
.Усилие, воспринимаемое единицей крепления,
при опрокидывании груза в продольном на-
правлении, кН
Усилие, воспринимаемое единицей крепления,
при опрокидывании груза в поперечном на-
правлении, кН
а) Для растяжки
AF„
v n^ (0,4 sin a + cos a cos р„)
б) Для упора или кронштейна
У
в) Для упорного деревянного бруса
*5 =
«6
где nS, гй, и§— соответственно количест-
во растяжек, упоров, брусьев, работающих
в поперечном направлении.; Р„ — угол между
проекцией растяжки на горизонтальную
плоскость и поперечной осью вагона
а) Для растяжки
ЛпР.о= 1.25^прЛц.-
tsrp'np
^P/gepCOSY
б) Для упора с захватом
.0 __ 1,2--)гпр"ц.т Cirprap
Д£р-
и /У
"у'пер
где /JL, — проекция кратчайшего расстояния
от ребра опрокидывания до крепления на
продольную вертикальную плоскость; у —
угол между растяжкой и ее проекцией на
продольную вертикальную плоскость
а) Для растяжки
»п.О _
«p^epCOSlI/
1.П '■
где Од — расстояние от .центра тяжести до
ребра опрокидывания ';*
б) Для упора с захватом
т
l,25(FnVT+^VBJ)-erp6S
IFF—
где fcJep, 6Jep — проекции кратчайшего рас-
стояния от ребра опрокидывания до креп-
ления для растяжки и упора на поперечную
вертикальную плоскость; \)/ — угол между
растяжкой и ее проекцией на поперечную
вертикальную плоскость

Расчетная величина
Сечение растяжки, см2
Напряжение смятия, возникающее в дере-
вянных подкладках от веса груза и вертикаль-
ных сил, МПа
Крепление трансформаторов на транс-
портерах от смещения вдоль и поперек
транспортера производится при помощи упо-
ров или кронштейнов. При креплении при
помощи упоров трансформатор устанавлива-
ется на подкладной стальной лист, к кото-
рому привариваются упоры. Стальной под-
кладней лист толщиной не менее 26 мм
крепится к полу транспортера болтами.
При креплении трансформатора крон-
штейнами подкладной лист не применяется.
Кронштейны привариваются к полке нижней
части бака трансформатора и болтами
соединяются с проушинами или кронштей-
нами на транспортере. Между трансформа-
тором и полом транспортера или подклад-
ным листом устанавливаются деревянные
подкладки.
Упоры, кронштейны, приварочные швы
рассчитываются на прочность от разры-
вающих и срезывающих усилий, а также от
изгибающих и крутящих моментов. Допусти-
мые напряжения, кН/см2, в элементах креп-
ления: выполненных из стали марки СтЗ —
на растяжение — 165, на изгиб — 165, на
срез — 120, на растяжение для болта — 140;
в сварочных швах, выполненных автомати-
ческой сваркой электродом Э-42,— на растя-
жение — 155; на срез — 95; при'ручной сварке
применяется коэффициент 0,7 к допустимым
напряжениям, принятым для автоматической
сварки, учитывающий непровары.
Крепление трансформатора на платфор-
ме производится упорными брусьями, кре-
пящимися к полу вагона гвоздями, коли-
чество которых определяется по формулам:
а) вдоль вагона
пр _ AFпР .
Продолжение табл. 4.18
/
Расчетная формула
S - **
где 5 — площадь опирания груза на под-
кладки, см2
б) поперек вагона
где и"Р, и"в — количество гвоздей для креп-
ления к полу вагона брусьев, работающих
в продольном и поперечном направлениях;
и£р, «g — количество брусьев, работающих
в одном направлении; RrB — допустимая на-
грузка на один гвоздь, кН, принимается
согласно приведенным ниже данным:
Диаметр гвоздя, мм 5 5,5 6 7 8
Длина гвоздя, мм 150 175 200 225 250
RTB, кН, при толщине
деталей 40 мм и
более 0,75 0,91 1,08 1,47 1,92
Гвозди забиваются перпендикулярно по-
лу вагона без загиба на расстоянии не
менее 30 мм от края и не менее 90 мм от
торца доски пола вагона. Длина гвоздя
должна быть на 50 — 60 мм больше высоты
деталей крепления.
4.7. ПЕРЕВОЗКА ТРАНСФОРМАТОРОВ
БЕЗРЕЛЬСОВЫМ ТРАНСПОРТОМ
Транспортные средства выбираются в
зависимости от состояния дорог по трассе,
массы трансформатора и его габаритов
(табл. 4.19).
Технические данные прицепов приведены
в табл. 4.20.
При организации перевозки трансформа-
торов безрельсовым транспортом должны
быть предусмотрены мероприятия, указан-
ные в табл. 4.21.

таблица 4.1 У. Транснортиые средства
Транспортная
масса
трансформатора,
т
До 7
8-10
12-300
Транспортное средство и его грузоподъемность
Дороги с твердым
покрытием
Автомобиль,
подъемная сила 7 т
То же 12 т
Автотрейлер соот-
ветствующей грузо-
подъемности
Дороги грунтовые
улучшенные
Автомобиль повышен-
ной проходимости,
подъемная сила 12 т
То же —*
Автотрейлер соответст-
вующей грузоподъем-
ности
Бездорожье
Автомобиль повышен-
ной проходимости, подъ-
емная сила 12 т
То же
Инвентарные сани, подъ-
емная сила до 120 т
Таблица 4.20. Прнцепы-тяжеловозы, санные прицепы
-
Параметр
Грузоподъемность, т
Длина прицепа, м
Длина платформы, м
Высота погрузочной платформы,
м
Количество осей
Нагрузка на ось, т
Количество колес
Допустимая максимальная ско-
рость движения с грузом, км/ч
Скорость движения без груза, км/ч
Радиус поворота (минимальный),
м
Типы прицепов
С
<
го
2
20
9
6,43
1,28
3
10
12
50
50
12
20
9,6
5,0
0,8
2
14
12
40
40
15
>
40
11,05
5,0
1,0
3
18
24
15
30
15
ОО
О
с
<
со
40
9,38
3,36
1,14
3
•17
24
15
30
13
кп
с
<
со
60
11,37
3,66
1,0
4
18,8
24
8
25
13
О
с
■ <
со
• s
120
21,7
9,0
0,5
6
28
24
8
25
13
О
кп
с
<
го
S
300
37,6
12
33,3
48
5
15
ч14
а
U
я
в
о.
с
«я
8
X
б
60
8,0
6,5
0,44
5
8
6
с
и
Я
В
&
С
>IS
3
S
120
9,7
8,5
0,44
5
8
8
Таблица 4.21. Организационно-технические мероприятия
Мероприятия
Выбор трассы
Содержание работ по мероприятию
1. Трасса должна проходить по дорогам с твердым покры-
тием или улучшенным грунтовым дорогам
2. Ширина проезжей части должна быть не менее 4,5 м
3. Мосты, расположенные по трассе, должны иметь грузо-
подъемность, достаточную для провоза трансформатора.

Продолжение табл. 4.21
Мероприятия
Содержание работ по мероприятию
Составление
схемы трассы
Согласование транспор-
тировки трансформа-
тора по шоссейным до-
рогам и улицам города
Согласование меро-
приятий по пропуску ав-
топоезда с погруженным
трансформатором
На схему трассы наносятся:
пересечения с линиями электропередачи напряжением выше
1 кВ
пересечения с распределительными сетями до 1 кВ
пересечение с линиями связи
мосты, путепроводы, коммуникации надземные, железно-
дорожные переезды
пересечения с контактной сетью города
На плане-схеме указываются:
расстояние от высшей точки трансформатора до прово-
дов линий электропередачи выше 1 кВ, распределительных
сетей до 1 кВ, линий связи, путепроводов, до конструкций надзем-
ных коммуникаций
уклоны по трассе в градусах
радиус закругления на поворотах, м
Согласование транспортировки трансформатора по шоссей-
ным дорогам и по улицам города не требуется, если:
а) трансформатор, погруженный на транспортное средство
(автомашину, трейлер), имеет габариты не более:
по ширине — 2,5 м
по высоте от полотна дороги — 3,8 м
по длине автопоезда в составе автомобиля и прицепа —
24 м
б) транспортировка трансформатора производится по дороге,
специально построенной от места разгрузки до объекта
План-схема трассы согласовывается:
1) с дорожно-эксплуатационным управлением (ДЭУ), в веде-
нии которого находятся участки дорог с твердым покры-
тием; ДЭУ дает разрешение на проезд через мосты; при
необходимости должны быть приняты меры по усилению
мостов по чертежам организации, проектирующей объект,
согласованным с ДЭУ;
2) с организациями и предприятиями, эксплуатирующими
линии электропередачи, надземные коммуникации, контактные
сети;
3) с ГАИ города или района
1. Отключение В Л напряжением 1 кВ и выше при не-
достаточном габарите
2. Отключение участков распределительной сети напряже-
нием ниже 1 кВ. Поднятие проводов распределительной
сети и линии связи для пропуска автопоезда. При невоз-
можности создать габарит поднятием проводов участок сети
или линии связи должен быть демонтирован
3. Демонтаж некоторых элементов несущей конструкции
надземных коммуникаций
4. Определение времени для пропуска через железнодо-
рожный переезд
5. Определение времени движения автопоезда по улицам го-
рода, отключения и подъема контактной сети в месте пере-
сечения трассы следования автопоезда

Продолжение табл. 4.21
Мероприятия
Содержание работ по мероприятию
Установка трансфор-
матора на транспорт-
ном средстве
Крепление трансфор-
матора на транспортном
средстве
1. Трансформатор на погрузочной площадке транспортного
средства устанавливается так, чтобы большая ось трансфор-
матора совпала с продольной осью транспортного средства
2. Центр тяжести трансформатора совмещается с линией
пересечения вертикальных плоскостей, проведенных через про-
дольную и поперечную оси транспортного средства
3. Между днищем трансформатора и площадкой транспорт-
ного средства подкладываются деревянные брусья. Брусья
должны выступать за днище трансформатора с обеих сторон
на 100-150 мм
4. Места укладки брусьев на погрузочной площадке очища-
ются от грязи, снега, масла и посыпаются тонким слоем
сухого песка
Высота бруса должна обеспечивать зазор между высту-
пающими деталями днища трансформатора и погрузочной
площадкой не менее 15 мм.. Ширина бруса должна быть
равна или больше его высоты. Количество брусьев и их
размещение определяются по чертежу погрузки на железно-
дорожный транспорт
От продольных и поперечных сдвигающих усилий и от
опрокидывания трансформатор крепится проволочными рас-
тяжками из мягкой стальной проволоки диаметром 4 — 6 мм
Допустимые нагрузки определяются по формулам:
а) в продольном направлении
fnp = 0,2erp
б) в поперечном направлении
Fn = 0,23 grp
Усилие в растяжке определяется по формулам табл. 4.19
и по расчетному усилию выбираются диаметр проволок и ко-
личество их в растяжке (табл. 4. 22)
Таблица 4.22. Выбор растяжки
Количество
проволок
в растяжке,
шт.
2
.4
6
8
Допустимая нагрузка на растяжку,
кН, с проволокой диаметром,
мм
4
2,70
5,40
8,00
10,80
5
4,30
8,30
12,90
16,60
6
6,20
12,40
18,60
24,80
Количество
проволок
в растяжке,
шт.
10
12
14
16
Допустимая нащ>узка на растяжку,
кН, с проволокой диаметром,
4
13,40
16,00
18,60
21,20
5
21,50
25,80
29,50
33,20
6
31,00
37,20
43,40
49,60
Примечание. Установка растяжек производится крестообразно.

Раздел пятый
ОБОРУДОВАНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
5.1. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица 5.1. Общие требования к выключателям по ГОСТ 687 — 78* Е
Длина пути утеч-
ки изоляции
(ГОСТ 9920-75*)
"1;
Расчетная скорость
ветра, м/с
Тяжение проводов
в горизонтальном на-
правлении
Механическая из-
носостойкость (коли-
чество циклов «вклю-
чение — произволь-
ная пауза — отклю-
чение»)
Стойкость при
сквозных токах
КЗ
tV>M> кВ
/ут, см, для изоляции
категории
А
Б
Цшм, «В
/ут, см, для изоляции
категории
А
Б
При гололеде с толщиной
стенки до 20 мм
Без гололеда
Цном. KB
Тяжение, Н
3
6
9
ПО
190
280
6
12
18
150
260
390
10
20
30
220
380
570
15
30
45
330
540
800
20
40
62
500
800
1180
35
70
105
750
1180
15
20
<35
500
110-220
1000
Выключатели на напряжение 6, 10, 15, 20 и
35 кВ с /*, соответственно не более 80; 50; 31,5;
25; 12,5 кА
Остальные выключатели до 35 кВ, а также для
выключателей на 24, 27, ПО к В и выше
Ток электродинамической стойкости (наибольший
ТОК) /дан
Ток термической стойкости /т
Время протекания тока
It, С
для UHOM 3= 330 к В
для UHOM ^ 220 к В
Начальное действующее значение периодической составляющей тока вклю-
чения
Нормированная бестоковая пауза, с
при АПВ
при БАПВ
3=330
1500
2000
1000
2,55/о
>1о
1 или 2
1 или 3
>1о
0,3-1,2
0,3

Продолжение табл. 5.1
Коммутационная
износостойкость,
число операций от-
ключения (числи-
тель — воздушные
выключатели, зна-
менатель — масля-
ные) и
Для вы-
ключате-
лей без
АПВ
Для вы-
ключате-
лей с АПВ
/0, кА
Диапазон
отклю-
чаемых
токов
от 60 до
Ю0% 7
от 30 до
60% /
$20
20/10
40/25
21 и
31,5
18/7
36/18
40
15/6
34/15
50
6/6
12/15
63
6/6
12/15
Разновременность
разных полюсов
При отключении
0,01 с
При включении вы-
ключателя с полюсами
функционально неза-
висимыми
По стандартам на
конкретные вы-
ключатели
функционально зави-
симыми
0,01 с
Зависимого (прямо-
го) действия постоян-
ного тока
включение
85-110
отключение
70-110
Диапазон норми-
рованных рабочих на-
пряжений приводов,
/о ^ном
Включающие электромагниты независимого
(косвенного)' действия
80-110
Отключающие электромагниты переменного
тока или питающиеся от вьшрямителеи
65-120
Электродвигатели
индивидуального ком-
прессора или натяжения
пружин
при постоянном токе
85-110
при переменном токе
80-110
Норми-
рованный
диапазон
рабочих
давлений
пневмати-
ческих при-
водов Рра6
Питание
привода
от общего
с выклю-
чателем
резервуара
сжатого
воздуха
С ^ном
Для
ЦИКЛОВ
О-В и
О-В-О
пределы
^раб,
МПа,
МПа
верхний
Для операций В и О и
цикла В —О (выключатель
без АПВ)
Для операций О (выклю-
чатель с АПВ)
0,6
0,55
0,65
1,0
0,95
1,05
1,5
1,4
1,6
2,0
2,6
1,9
2,5
«fcr-
2Д
2,7
3,2
3,1
3,3
4,0
3,9
4,1
5,0
4,9
5,1
Не более нижнего нормированного
предела Рра6 (см. выше)
При значении давления, остающего-
ся в резервуаре после одного цикла
О — гбт — В, выполненного при ниж-
нем нормированном пределе Рраб

Продолжение табл. 5.1
Норми-
рованный
диапазон
рабочих
давлении
пневмати-
ческих при-
водов Рра6
Остальные схемы питания привода
85-
- 105 °/ Р
iuj /о гном
* /„ — паспортное значение тока КЗ выключателя, кА.
Примечаний; I. В таблице приведены только основные из требований ГОСТ 687 — 78* Е.
2. Требования к электрической прочности изоляции определяются ГОСТ 1516.1 — 76* (для вы-
ключателей на номинальные напряжения до 500 кВ включительно) и ГОСТ 20690 — 75* (для
выключателей 750 кВ).
3. Воздействие климатических факторов внешней среды регламентируется ГОСТ 15150-69* и
[5543 — 70*. Категории размещения выключателей по ГОСТ 15150 — 69* принимаются 3 и 4 при
установке в помещении, I при отсутствии дополнительной защиты выключателя и 2 при установке
выключателя в металлической оболочке комплектного РУ.
4. Длина пути утечки изоляции, расчетная скорость ветра и тяжение проводов нормируются
только для выключателей категории размещения I.
5. Переходное восстанавливающееся напряжение — см. п. 3.6.3 ГОСТ 687 — 78*Е.
Таблица 5.2. Основные данные масляных выключателей
*-
Тип
'ном»
кА
'ОТКЛ'
кА
Электродинами-
ческая стойкость
(амплитуда), кА
Время, с
от-
клю-
чения
вклю-
чения
паузы
АПВ
Размеры, м
L
В
Н
Масса, кг
масла
общая
Тип
привода
ВК-10
ВКЭ-10
ВМПЭ-10
вмпэчо
ВМПП-10
ВМП-10
ВПМП-10
МГГ-10
0,63;
1,0;
1,6
0,63;
1,0;
1,6
0,63;
1,0;
1,6
3,15
0,63;
1,0;
1,6
0,63;
1,0
0,63;
1,0
2,0;
3,15;
4,0;
5,0
20; 31:
5
20;
31; 5
20;
31; 5
31,5
20;
31,5
20
20
45
52; 80
52; 80
52; 80
80
52; 80
52
52
120
Маломасляиые (внутренняя установка)
0,05
0,07
0,07
0,095
0,07
0,095
0,09
0,12
0,12
0,14
0,09
0JT7
0,12
0J4
0,12
0,075
0,30
0,30
0,30
0,30
0,30
0,30
0,40
0,50
0,30
0,50
0,50
0,50
0,50
0,50
0,50
0,63
0,63
0,64
0,85
0,63
0,53
0,53
0,91
0,64
0,64
0,67
1,0
0,64
0,70
0,70
0,98
1,16
1,16
1,03
1,21
0,90
1,05
0,93
1,85
12
12
5,5
10
4,5
4,5
40
162-
190
176-
208
220
400
340
130-
140
125 —
130
1200
Встроен-
ный пру-
жинный
Встроен-
ный элект-
ромагнит-
ный
ПЭВ-ПА
ПЭВ-ИА
Встроен-
ный пру-
жинный
ПЭ-П,
ПП-67
ППВ-Ю
ПЭ-21

Продолжение табл. 5.2
*ном»
кА
'откл>
кА
Время, с
от-
клю-
чения
вклю-
чения
паузы
АПВ
Размеры, м
Н
Масса, кг
общая
Маломасляные (внутренняя установка)
6,3;
9,5
11,2
90
90
300
320
0.15
0,20
0,15
0,20
0,80
0,70
-
-
3,1
3,1
2,03
1,28
1,41
2,18
54
64
3500
3650
0,63
1,0
2,0; 3,2
0,63;
1,0
2,0
2,0
1,0;
2,0
2,0
10
25
50
20
40
50
25
40
26
64
127
52
102
102
135
64
102
Баковые (наружная установка)
0,05
ОД8
0,05
0,08
0,055
0,08
0,05
0,08
0,06
0,08
0.05
0,08
0,05
0,08
0,045
0,08
0,34
0,4
0,7
0,6
0,8
0,7
0,3
0,8
0,45
0,90
0,45
0,5
0,8
0,7
0,8
0,9
0,9
0/7
0,9
0,09
1,75
1,18
1,35
2,36
2,1
2,36
2,03
2,13
3,1
3,1
1,8
3,2
3,85
5,56
7,4
6,15
10,7
10,8
1,9
2^0
3,0
зХ
2,8
5,0
4,8
^0
4,8
^0
7,4
7,4
8j
23
800
1040
8000
5700
5700
27000
27000
"
900-
1000
2300
4140
8400
9500
9200-
9500
24500
25500
Примечания; 1. В таблице приведено сокращенное обозначение типа выключателя, без указания
/ном и в большинстве случаев /0ткл- Буквенная часть обозначения: В — выключатель, К — колонковый
(для малообъемных) или камерный (для баковых), Э — с встроенным электромагнитным приводом, М —
масляный, Г — генераторный или горшковый, П — подвесного исполнения (для малгообъемных) или
подстанционный (для баковых), У — усиленный; одной буквой обозначены- серив: С — «Свердловск»,
У — «Урал». Цифровая часть — номинальное напряжение, кВ, и отключаемый то^, кА. Буква Б после
цифрового обозначения номинального напряжения указывает на исполнение с филейной изоляцией.
2. Ток термической стойкости численно равен /откл (кроме ВГМ-20 с /т = 105 кА); наибольшее
допустимое время протекания тока КЗ для ВКЭ-10, МГУ-20 и для всех выключателей ПО—
220 кВ 3 с, для ВМПЭ-10-20-8 с, для остальных - 4 с. ■
3. Размер £ определен вдоль оси полюса (фазы), размер В — поперек. В числителе приведены
значения L и Н при нормальной изоляции, в знаменателе — при усиленной (группа Б).
4. В числителе — собственное время отключения выключателя, в знаменателе — полное.
5. Общая масса определена с приводом без масла.
6. Для Тщц, и времени включения у выключателей с разными вариантами приводов в числи-
теле — значения при электромагнитном приводе, в знаменателе — при пневматическом (для С-35М при
пружинном).
7. Для выключателя ВПМ-10 указано время отключения с приводом ПЭ-11, для С-35М — с при-
водом ШПЭ-12; при приводе ПП-67 время отключения соответственно 0,12/0,14 и 0,05/0,12.
8. МГУ-20 на ток 9,5 кА может быть использован только с искусственным дутьевым охлажде-
нием.

Таблица 5.3. Основные регулировочные характеристики масляных выключателей
Тип
ВМПП-10
ВК-10-20
ВК-10-31,5
ВКЭ-10
ВМПЭ-10
ВПМ-10
ВПМП-10
МГГ-10
МГУ-20
ВГМ-20
С-35М
МКП-35
С-35-50
МКП-ПОБ
У-110-40
У-110-50
У-220-25
У-220-40
Полный ход
подвижного
контакта,
мм
242
158
158
158
«р. 205
"V 210
'■• 210
290-300
488
488(150)
231(124)
273(216)
285
508 (83)
465(150)
485(165)
795(101)
730(165)
Ход
(в жим)
в кон-
такте
розетки,
мм
60
30
30
30
55
45
45
18
22,5
—
10
16
20
8,5
10
20
8
20
Угол
поворота
вала,
град
65
100
100
100
91
45
45
39
60
60
80
72
72
65
65
62
65
75
Макси-
мальный
момент
на валу,
Н-м
127
235/255
235/255
235/255
270
510
275
340
342
415
263
274
1000
390
3450
4400
6500
6350
Скорость
подвижной ■
движения
шсти в мас-
ле, м/с; при
размыкании
3,4
3,5/3,2
4,2/4,0
4,0/3,8
3,7
2,4
2,2
2,3
1,8
2,4
1,0
1,7
1,7
2,3
3,2
3,4
3,0
3,0
замыкании
4,4
2,3/2,1
2,3/2,1
2,3/2,1
5,0
1,7
2,4/2,3
3,4
2,2
2,3
1,0/2,7
2,2/1,9
2,2/2,7
3,3
3,3
4,0/3,2
4,8/4,2
5,4/4,0
Сопротив-
ление т око-
ведущей
цепи, мкОм
55/32
45/25
45/25
45/25
50/24
78/72
78/72 .
(240)
(300)
(300)
310
300
55
1700/725
800
365
560
450
Примечания: I. В таблице приведены средние значения, рассматриваемых параметров без
учета допустимых отклонений.
2. Для выключателей ВК-10, ВКЭ-10, ВМПЭ-10, ВПМ-10 в числителе приведены данные для
исполнения на 630, в знаменателе — на 1600 А, для выключателей ВПМП-10 и МКП-ПОБ соот-
ветственно на 630 и на [000 А.
3. В скобках приведены: во второй колонке — ход контакта в камере, в последней колонке —
сопротивление дугогасительного контура.
4. Для ВПМП-10 и всех баковых выключателей 35—220 кВ в числителе — скорости при пнев-
матическом или пружинном приводе, в знаменателе — при электромагнитном.
5. Максимальная неодновременность размыкания контактов в пределах полюса составляет: для
У-220, МКП-110, С-35 - 1 мм, У-liO, МКП-35 - 2 мм, ВГМ-20 - 3 мм, МГГ-10 - 4 мм, остальные - 5 мм.
Таблица 5.4. Основные данные электромагнитных выключателей
Тип
ВЭ-6-40
ВЭМ-6-40
ВЭС-6-40
ВЭМ-10Э-20
ВЭ-10-20
ВЭ-10-31,5
ВЭ-1-40
'ном, КА
1,6; 2,0; 3,2
2,0; 3,2
1,6; 2,0; 3,2
1,0; 1,25
1.25; 1,6;
2,5; 3,6
1,25; 1,6;
2,5; 3,6
1,6; 2,5;
3,15
'дин,
кА
128
125
-128
52
51
80
100
Время, с
отключения
0,06/0,075
0,06/0,08
0,06/0,075
0,05/0,07
0,06/0,075
0,06/0,075
0,06/0,08
вклю-
чения
0,075
0,25
0,075
0,25
0,075
0,075
0,08
Масса, т
0,57-0,61
1,0-1,2
0,57-0,61
0,60-0,62
0,52-0,57
0,56-0,61
0,65-0,69
Размеры, м
Высо-
та
1,60
1,60
1,61
1,60
1,60
1,60
1,61
Шири-
на
0,58
0,75
0,63
0,75
0,63
0,63
0,63
Глубина
1,0
0,97
0,98-1,01
0,97
1,0
1,0
0,98-1,01
Примечания: 1. Обозначение типа выключателя: буквенная часть — В — выключатель, Э или
ЭМ — электромагнитный, С — сейсмостойкий; цифровая часть (приведена в сокращении) — первая груп-
па цифр — UHOM, кВ (Э после этой группы цифр — встроенный электромагнитный привод), вторая —
'отсел, к™.

Продолжение табл. 5.4
2. Ток термической стойкости численно равен отключаемому току; время протекания тока терми-
ческой стойкости для ВЭМ-6-40 3 с, для остальных — 4 с.
3. В числителе — собственное время отключения, в знаменателе — полное.
4. Выключатели ВЭ-6-40, ВЭС-6-40 и ВЭ-10-40 не предназначены для работы с АПВ, для вы-
ключателей ВЭ-10-20 и ВЭ-10-3.1,5 минимальная длительность беетоковой паузы АПВ 0,3 с, у осталь-
ных — 0,5 с.
5. Выключатель ВЭМ-6-40 оснащен приводом ПЭ-22, выключатели ВЭ-Ю-20, ВЭ-10-31,5 и
ВЭ-6-40 ~ встроенным пружинным, остальные — встроенным электромагнитным.
6. Климатическое исполнение и категория размещения всех выключателей УЗ по ГОСТ 15150—69*
и 15543-70*.
Таблица 5.5. Основные регулировочные характеристики электромагнитных выключателей
Характеристика
Скорость движения дутогасительных контактов,
м/с:
при размыкании
при замыкании
Ход ножа в дутогасительных контактах, мм
Контактное нажатие пластин главного кон-
такта, Н
То же дугогасительного
Минимальное расстояние между подвижными
н неподвижными контактами в отключенном
состоянии, мм
Выдергивающее усилие втычного штыря
из розеточного контакта, Н
Максимальный момент на валу, Н-м
ВЭ-6,
ВЭС-6
3,0
5,8
28
157
235
135
127
247
ВЭМ-6
3,6
4,5
31
140
280
НО
255
1450
ВЭМ-10Э
5,3
4Д
22
120
200
120
127
1000
ВЭ-10
3,5/3,0
5,2/4,8
(6,5/5,8)
28
13
40
135
80/130
200/250
Примечания: 1. Дробью указаны значения, соответствующие различным исполнениям выклю-
чателя ВЭ-10: числитель — на 1,25 и 1,6 кА, знаменатель — на 2,5 и 3,6 кА; в скобках — соот-
ветствующие значения для ВЭ-10-31,5 (если они отличаются от ланных выключателя ВЭ-10-20).
2. Расстояние между главными контактами в момент размыкания дутогасительных контактов
для всех типов выключателей 12 мм.
3. Максимальная неодновременность контактов ВЭМ-10Э составляет 2 мм, остальных — 1 мм.
4. Сопротивление составляет для выключателей на 1,25; 1,6; 2,5 и 3,2 кА между втычными
контактами розеток соответственно 60, 50, 30 и 20 мкОм и между выводами без розеток — со-
ответственно 40. 30, 20 и 15 мкОм.
Таблица 5.6. Основные данные воздушных выключателей
Тип
ВВГ-20-160
ВВУ-35А-40
ВВУ-ПОБ-40
ВВБМ-ПОБ-31,5
ВВБК-110Б-50
ВВБ-220Б-31,5
ВНВ-220(Б)-63
ВВ-330Б-31,5
ВВД-330Б-40
ВНВ-330(Б)-40
ВНВ-330(Б)-63
МЮМ'
кА
12,5; 20
2,0
2,0
2,0
3,15
2,0
3,15
2,0
3,2
3,15; 4,0
3,15
'ДИН'
кА
410
102
102
102
128
102
162
80
102
102
162
Полное
время, с
от-
клю-
чения
0,08
0,07
0,08
0,07
0,06
0,08
0,04
0,08
0,08
0,04
0,04
вклю-
чения
0,12
0,13
0,20
0,20
0,10
0,20
0,10
0,23
0,25
0,10
0,10
Масса
выклю-
чателя,
т
9,15
7,2
15,0
7,2
8,0
15,9
16,0
28,0
34,4
25,4
31,4
Размеры полюса.
L
2,7
3,9
3,9
3,9
4,1
4,0
5,1
6,8
8,5
9,6
9,6
м
В
7,1
1,3
1,8
1,3
1,5
1,8
1,5
3,3
4,1
2,2
2,2
Я
3,2
2,8
5,5
3,0
3,6"
7,4
6,1
8,2
8,9
6,4
7,4
Длина
пути
утечки,
k CM-
90
290
290
290
570
420(570)
820
820
820(855)
820(855)
Вмести-
мость
баков,
мЗ
1,8
1,5
3,0
1,5
1,5
3,0
15,0
6,0
6,0
6,0
6,0

Продолжение табл. 5.6
. Тип
ВВ-500Б-31,5
ВВБ-500А-35,5
ВНВ-500(Б)-40
ВВБК-500-50
ВНВ-500(Б)-63
ВВБ-750-40
ВНВ-750(Б)-40
ВНВ-1150-40
*ном>
кА
2,0
2,0
3,15; 4,0
3,2
ЗЛ5; 4,0
%2
3,15; 4,0
4,0
'ДИН'
кА
80
102
102
128
162
102
102
100
Полное
время, с
от-
клю-
чения
0,08
0,08
0,04
0,04
0,04
0,06
0,04
0,04
вклю-
чения
0,26
0,25
0,10
0,13
0,10
0,11
0,10
0,10
Масса
выклю-
чателя,
т
42,0
55,9
26,6
36,0
37,2
54,0
59,2
137,5
Размеры полюса,
м
L
9,7
14,0
9,6
9,5
9,6
19,1
14,1
17,6
В
4,0
3,9
2,2
2,4
2,2
3,9
2,2
1,5
Н
11,0
10,3
7,8
7,5
9,2
11,5
11,0
12,6
Длнна
пути
утечки,
см
1180
840
840(1180)
1180
840(1180)
1240
1260(1710)
1800
Вмести-
баков,
м3
22,4
9,0
9,0
6,0
9,0
12,0
12,0
15,0
Примечания: 1. В таблице приведено сокращенное (без указания /ном) обозначение типа
выключателя. Буквенная часть обозначения: В — выключатель (второе В — воздушный), Г — генератор-
ный, Б — баковый, Н — наружной установки. У — усиленный по скорости восстанавливающегося на-
пряжения, М - малогабаритный, Д — с повышенным давлением, К — крупномодульный. Цифровая
часть обозначает: первая группа цифр — номинальное напряжение, кВ (буква Б после этой группы
цифр — категория изоляции по длине пути утечки, в скобках — при наличии модификаций А и Б);
вторая группа цифр — отключаемый ток, кА.
2. В таблицу не включены выключатели специального назначения (однофазные, для печных
установок и т. п.).
3. Выключатель ВВГ-20 внутренней установки с наружным отделителем, выключатели ВВ-330Б
н ВВ-500Б наружной установки с отделителем в фарфоровом корпусе под давлением, остальные
выключатели наружной установки с металлическими гасительными камерами,
4. Длительность протекания тока термической стойкости для выключателей ВВГ-20 и ВВУ-35А •-
4 с, для ВВД-330, серий ВНВ и выключателей 750 кВ — 2 с, для остальных — 3 с.
5. Размер В (ширина) для выключателей ВВГ-20 н ВВУ-25А соответствует трехфазному ап-
парату.
6. Выключатель ВВГ-20 с номинальным током 20 кА может нести полную нагрузку только
при искусственном обдуве.
7. Минимальная бестоковая пауза АПВ для выключателей 1150 кВ, ВВ-330Б, ВВБК — 0,30, для
ВВУ-35А - 0,19, для остальных - 0,25 с.
8. Рабочее давление выключателей серий ВНВ н ВВБК — 4,0, ВВБ-500А — 2,6, остальных — 2,0 МПа.
9. Возможности повышения коммутационной способности выключателей прежних лет выпуска
рассмотрены в табл. 5.12.
10. Выпускаются также выключатели-отделители ВО-750 (/ном = 500 А, масса 82,3 т) и ВО-1150
(/ном = 630 А, масса 156 т) с собственным временем отключения/включения 0,025/0,10 с, /откл = 40 кА,
Таблица 5.7. Основные регулировочные характеристики воздушных выключателей
Тип
ВВГ-20
ВВУ-35А
ВВУ-ПОБ
ВВБМ-ПОБ
ВВБК-ПОБ
ВВБ-220Б
ВВБК-220Б
ВНВ-220
ВВ-330Б
ВВД-330Б
ВНВ-330-40
ВНВ-330-63
Собственное
отключения/
включения, с
0,10/0,10
0,05/0,14
0,06/0,20
0,05/0,15
0,04/0,09
0,06/0,20
0,025/0,08
0,025/0,10
0,06/0,23
0,06/0,24
0,025/0,10
0,025/0,10
Бесконта-
ктная
пауза гаси-
тельной
камеры, с
--
0,24
0,19
0,23
0,19
0,25
0,25
0,30
0,25
0,16
0,25
0,25
0,25
Расход
воздуха, м3
на от-
клю-
чение
4,2
4,0
8,4
4,5
10,5
2,8
5,5
4Д
15
6,6
6,6
8,0
на
цикл
О-В-О
—
7,4
15
7,8
19,5
5,0
10,0
7,0
24,0
14,0
10,0
12,0
Нижний предел на-
чального давления,
МПа, для выпол-
нения операций
О, В
и цикл
ОВ
1,6
1,9
2,0
1,9
3,2
1,6
3,2
3,6
1,6
2,1
3,5
3,6
цикл
АПВ
—
1,9
2,0
1,9
3,5
1,9
3,5
3,9
1,9
3,1
3,9
3,9
Расход
воздуха
на вентиля-
цию и
утечки,
м3/ч
-/0,03
1,0/0,30
1,5/7,2
1,0/0,45
1,2/0,8
0,50/0,25
0,60/0,25
0,30/0,20
0,06/0,30
1,0/0,4
0,5/0,4
0,6/0,4
Сопротив-
ление цепи
(в скобках
мкОм
80
300(80)
200(80)
200(80)
320(80)
200(80)
100(64)
380/(144)
600(80)
145(64)
145(64)

Продолжение табл. 5.7
Тип
ВВ-500Б '
ВВБ-500А
ВНВ-500-40
ВНВ-500-63
ВВБК-500
ВВБ-750
ВНВ-750
ВНВ-1150
Собственное
время
отключения/
включения, с
0,06/0,26
0,06/0,17
0,025/0,10
0,025/0,10
0,03/0,09
0,07/0,26
0,025/0,10
0,018/0,10
Бескон-
тактная
пауза га-
сительной
камеры, с
0,17
0,25
0,25
0,25
0,25
0,30
0,25
0,30
Расход
воздуха, м3
на от-
клю-
чение
19,0
8,1
6,6
8,0
12,0
12,0
12,0
21,0
на
цикл
О-В-О
36,0
16,7
10,0
12,0
24,0
22,0
19,0
30,0
Нижний предел на-
чального давления,
МПа, для выпол-
нения операций
О, В
и цикл
ОВ
1,6
1,6
3,6
3,6
3,2
2Д
3,6
3,6
цикл
АПВ
1,9
1^
3,9
^3,9
3,5
2,5
3,9
3,9
Расход
воздуха
иа вентиля-
цию и
утечки,
м3/ч
0,9/0,36
1,3/0,33
0,7/0,4
0,8/0,4
0,8/0,5
2,0/1,0
2,0/0,6
2,0/1,0
Сопротив-
ление цепи
(в скобках
камеры),
мкОм
500(180)
900(80)
160(64)
160(64)
600(80)
1200(80)
180(64)
400(64)
Примечания: 1. То же, что примечание 1 к табл. 5.3,
2. Расход воздуха на отключение и на цикл О —В—О, а также на вентиляцию (числитель) и
утечки (знаменатель) приведены для номинального давления в расчете На один полюс (для выключате-
лей 20—110 кВ — в расчете на три полюса) и отнесены к нормальному атмосферному давлению; сброс
давления gl. МПа, определяется по расходу воздуха на операцию Qi, м3, из выражения Q\ = QiV0,\,
где V — объем резервуаров выключателя, м3.
3. Расход воздуха- на включение всех типов выключателей незначителен и поэтому не приводится.
4. Наибольшая разновременность замыкания контактов камеры 0,005—0,01 с, размыкания для
выключателей ВВ 0,008 с и для остальных — 0,004 с; разновременность размыкания (замыкания) контак-
тов отделителя для выключателей ВВ 0,016 (0,04) с.
5. Разновременность отключения трех полюсов всех типов выключателей не более 0,01 с
(ВНВ 0,005 с), включения для ВВГ-20 - 0,01 с, для ВВ - 0,04 с и для остальных - 0,02 с.
6. Запаздывание размыкания контактов отделителя (выключатели ВВ) 0,025—0,05 с, запаздывание
вспомогательных контактов дугогасительного устройства относительно главных (остальные типы
выключателей") 0,032 с.
7. Ход главного контакта дугогасительного устройства для выключателей ВВ 40, для остальных —
75 мм.
8. Ход дутьевого клапана 48—49 мм.
9. Ход контакта отделителя ВВ-35Б 8, ВВ-500Б 15 и ВВБК 65 мм.
10. Наименьшее давление механического срабатывания при отключении ВВБК2,8, ВНВ2,0; ВВГ-20
1,5, ВВ 1,3, остальные - 1,4 МПа.
11. Уставки контактных манометров при рабочем давлении 2,0; 2,6 и 4,0 МПа составляют
соответственно: блокировка запуска АПВ 1,9, 2,5 и 3,5 МПа, блокировка любой операции 1,6 (для
ВВУ-110 1,7; для ВВБ-330Б 2,1), 2,1 н 3,5 МПа.
12. Зазор между бойками электромагнитов управления и штоками пусковых клапанов для ВВБ,
ВВБК и ВВД 330-750 кВ 2,5, для ВВЗ.О и для остальных 4,0 мм.
13. Номинальное напряжение электромагнитов управления 220 В постоянного тока, потребляемый
ток в начальный момент (в течение 0,02 с) — 12,5 А (ВВБК-220 — 22, ВНВ — 13,5 А), установившийся —
4,5 А (ВВБК-220 — 5 А). Ход сердечника электромагнита 8 мм. Обмоточные данные катушки: число
витков 600 и 2 х 48 (бифилярная намотка), сопротивление обмотки 10 и 45 Ом, диаметр провода
0,51 мм (медь) н 0,50 мм (константан) для первой (тяговой) и второй (токоограничивающей) секций
соответственно.
Таблица 5.8. Комплектация воздушных -выключателей шунтирующими резисторами
н емкостями
ВВГ-20
ВВУ-35А
ВВУ-110Б
ВВБМ-ПОБ
ВВБК-ПОБ
Число раз-
рывов га-
сительных
камер (от-
делителя)
на полюс
3(1)
2
4
2
2
Число конденсаторов на
полюс и их тип
2х (ДМРУ-80-1)
2х (ДМРУ-80-1)
2 х (ДМН-80-1)
Число
резисторов
на полюс и
сопротивление
резистора,
Ом
4x1,4
1x30
1x4,6
2 х 100 + 2 х 5
2x50
Результирующая величина,
шунтирующая полюс
емкости,
пФ
500
500
500
сопротивле-
ния, кОм
0,047
0,005
0,21
0,10

Продолжение табл. 5.8
ВВБ-220Б
ВВБК-220Б
ВНВ-220
ВВ-ЗЗОБ
ВВД-ЗЗОБ
ВНВ-330
ВВ-500Б
ВВБ-500А
ВНВ-500
ВВБК-500
ВВБ-750
ВНВ-750
Число раз-
рывов га-
сительных
камер (от-
делителя)
на полюс
4
4
2
8(6)
8
MJ-.4
i6(8)
12
4
8
16
6
Число конденсаторов на
полюс и их тип
4х (ДМРУ-55-3,3)
8 х (ДМН-80-1)
2х (ДМК-190-1,4)
6 х (ДМР-80-1)
8 х (ДМРУ-55-3,3)
2 х (ДМК-190-1,4) +
+ 2х (ДМК-190-1,1)
8х(ДМН-80-4,4)
10 х (ДМРУ-55-3,3)+
+ 4х (ДМРУ-60-2,2)
4х (ДМК-190-1,4)
2 х (ДМРУ-55-3,3) +
+ 6 х (ДМРУ-60-2,2)
12 х (ДМРУ-55-3,3) +
+ 20 х (ДМРУ-60-2,6)
2х (ДМР-190-1,6)+
4х (ДМК-190-1,4)
Число
резисторов
на полюс и
сопротивление
резистора,
Ом
4x100
—
4x25
8x14144
—
8 х 37,5
10x14144
—
8 х 37,5
—
—
12x37,5
Результирующая величина,
шунтирующая полюс
пф
825
500
700
167
410
303
550
288
350
300
356
244
ния, кОм
0,40
—
0,10
113,2
—
0,30
141,4
—
0,30
—
—
0,45
Примечания: 1. Для ВВГ-20 в общее количество дугогасительных камер включены вспомога-
тельные (по одной на полюс); при этом данные о сопротивлениях указаны дробью: в числителе —
для основных камер, в знаменателе — для вспомогательных.
2. ».У ВВУ- [ 10Б конденсаторы шунтируют только два верхних разрыва, на которых также установлены
сопротивления" по 100 Ом; нижние разрывы шунтированы сопротивлениями по 5 Ом.
3. На ВВБ-500А и ВВБ-750 каждый из двух крайних разрывов шунтирован двумя конденсаторами
ДМРУ-60; у ВВБ-750, кроме того, 8 разрывов (по 4 с каждой стороны) шунтированы двумя включенными
параллельно конденсаторами ДМРУ-60 и ДМРУ-55. Остальные разрывы этих выключателей шунти-
руются конденсаторами ДМРУ-55 (у ВВБ-750 — по два на разрыв).
4. Для ВНВ шунтирующие резисторы применяются только в исполнении с отключающим током
63 кА.
Таблица 5.9. Основные данные выключателей нагрузки (ГОСТ 17717 —79*Е)
Тип
ВНР-10/400-Юз
ВНРп-10/400-Юз
ВНРп-10/400-ЮзЗ
ВНРп-10/400-10зп
ВНРп-10/400-ЮзпЗ
Стойкость. кА
электро-
динами-
ческая
25
тер-
ми-
ческая
10
Аварий-
ный
ток
вклю-
чения,
кА
2,5
Наиболь-
ший от-
ключае-
мый ток
нагруз-
ки, А
400
L
0,55
1,02-1,20
1,02-1,20
1,06-1,20
1,06-1,20
В
0,93
м
Н
0,49/0,61
Масса
(без при-
вода).
кг
45
55,1-72,2
55,6-72,7
59,0-72,2
60,6-78,8
Примечания: [. Расшифровка условного обозначения: В -выключатель, Н — нагрузки,
Р — ручной привод, п — с встроенным предохранителем, Ю - номинальное напряжение, кВ; 400 — номи-
нальный ток, А; 10 — номинальная периодическая составляющая тока КЗ, кА; з — с заземляющими
ножами, второе п — заземляющие ножи расположены за предохранителем, 3 (наличие цифры) — имеется
устройство для подачи команды на отключение при перегорании предохранителя.
2. Наибольшая длительность протекания тока термической стойкости 1 с.
3. В числителе — высота выключателя во включенном положении, в знаменателе — в отключенном.
4. Длина и масса выключателей зависят от типа встроенного предохранителя. В выключателях
применяются следующие типы предохранителей (в скобках — соответствующие номинальные токи
плавкой вставки, А): ПК1-6 (2; 3,2; 5; 8; 10; 16; 20: 32). ПК2-6(32, 40, 50, 80), ПКЗ-6 (80. 100 160Х
ПК1-Ю(2; 3,2; 5; 8; 10; 16; 20; 32), ПК2-10 (32, 40, 50), ПКЗ-Ю (50, 80, 100): выключатели ВНРп-10/
400-ЮзЗ и ВНРп-Ю/400-ЮзпЗ не комплектуются предохранителями типа ПКЗ-10 на 100 А.
5. Климатическое исполнение и категория размещения всех выключателей — УЗ по ГОСТ 15150 — 69*
и 15543-70*.

Таблица 5.10. Основные данные вакуумных выключателей
Тип
ВВВ-10-2
ВВТЭ-10-10
ВВТП-10-10
ВВ-10-20
ВВТЭ-10-20
ВВТП-10-20
ВВ-10-31,5
ВВ-10-31,5
ВВК-35Б-20
ВВК-ПОБ-20
Атом»
кА
0,32
0,63
0,63
0,63; 1,0; 1,6
0,63
0,63
0,63; 1,0; 1,6
2,0; 3,15
1,0
1,0
•'да»
кА
25
25
25
52
52
52
80
80
51
51
Время, с
отключе-
ния
0,06/0,10
0,03/0,05
0,03/0,05
0,55/0,075
0,03/0,05
0,03/0,05
0,055/0,075
0,055/0,075
0,05/0,07
0,05/0,07
вклю-
чения
0,08
6,10
0,10
0,10
0,10
0,10
. 0,10
0,10
0,30
0,30
паузы
АПВ
0,40
0,60
0,60
0,30
0,30
0,30
0,30-
одо
Масса,
кг
55
150
160
161-165
135-143
130-135
179
280
850
2250
Размеры,, мм
Вы-
сота
0,53
0,77
0,87
0,88
1,22
1,02
0,88
0,14
2,09
3,87
Шири-
на
0,55
0,56
0,56
0,62
0,56
0,56
0,64
0,66
2,23
4,35
Глуби-
на
0,60
0,52
0,52
0,63
0,54
0,54
0,63
0,68
0,60
0,60
Примечания: 1. Расшифровка обозначения: буквенная часть — В — выключатель, второе В —
вакуумный, третье В — высоковольтный, Т — трехиолюсньш, Э и П — варианты исполнения по высоте,
К — колонковый; цифровая f/HOM, кВ, /<,„, кА.
2. Ток термической стойкости выключателей численно равен току отключения, предельное время
протекания тока КЗ 3 с.
3. Размеры и масса выключателя указаны с учетом рамы тележки, на которой он смонтирован.
4. Разновременность работы трех полюсов не более 0,002 с.
5. В числителе — собственное время отключения, в знаменателе — полное.
6. Масса выключателя ВВК-35Б приведена с учетом изоляционного масла (90 кг), залитого во
внутреннюю полость фарфоровой покрышки.
7. Приводы — встроенные, электромагнитные или пружинные.
8. В выключателях используются вакуумные камеры, описанные в табл. 5.11.
Таблица 5.11. Характеристика дугогаситёльных вакуумных камер
Тип
КДВ-10-4/400
КДВ-10-10/630
КДВ-10-16/630
КДВ-10-20/1600
КДВ-35-20/1250
'диш
кА
15
51
51
70
51
Ход
подвиж-
ного
контак-
та,
мм
5-6
11-13
11-13
12
16-18
Скорость движения
подвижного контакта,
м/с, при
включе-
нии
0,4-0,8
0,5-0,9
0,5-0,9
0,6-0,9
0,4-0,8
отклю-
чении
0,7-1,0
1,4-1,8
1,75-2,25
1,6-1,9
1,5-2,0
Размеры, мм
диа-
метр
102
150
150
150
167
длина
162
252
252
252
330
Масса
каме-
ры,
кг
3,0
8,8
8,8
9,5
18,0
Износостойкость
(число операций)
механи-
ческая
100000
20000
20000
20000
20000
электри-
ческая
100000/50
20000/50
20000/30
10Q00/25
20000/50
Примечания: 1. Расшифровка условного обозначения: буквенная часть —"К — камера, Д — дуго-
гасительная. В —вакуумная; первая группа Цифр — f/HOM. K^, вторая группа цйзЬр — /откл, кА (числи-
тель) и /ном, А (знаменатель),
2. В числителе — электрическая износостойкость при номинальном токе, в знаменателе — при номи-
нальном токе отключения.
3. Ток термической стойкости численно равен номинальному току отключения, наибольшее допусти-
мое протекание тока термической стойкости 3 с.
4. Остаточное давление в камере в течение всего периода эксплуатации не выше 1 ■ 10 Па.
5. Наибольшая длительность горения дуги 0,02 с, вибрация контактов при включении не более
0,002 с.
6. Допустимый в эксплуатации износ контактов 4 мм (для КДВ-35 — 2 мм).
7. Ход контактов камер КДВ-35, предназначенных для выключателя на 110 кВ, составляет 13 — 15 мм;
в выключателе 110 кВ используются четыре последовательно соединенные такие камеры.

Таблица 5.12. Модернизация выключателей с повышением коммутационной способности
Тип
ВВН-110-6
ВВШ-110
ВВН-154-8
ВВН-220-10
ВВН-220-15
ВВН-330-15
ВВ-330
ВВ-500
ВМ-35,
ВМД-35,
ВБ-35, ВБД-35,
ВТД-35
МКП-35-1000
МКП-35-1500
МКП-160
МКП-110
МКП-110-5
МКП-220-3,5
МКП-220-5
МКП-220-7
У-220-10
Н омина льный
ток отключе-
ния, кА
до
мо-
дерни-
зации
18
is
18
18
20
20
20
20
6,6
16
25
13,2
18,4
25
9
13,2
18,4
25
после
мо-
дерни-
зации
25,0
31,5
35,5
35,5
31,5
35,5
25,0
26,2
31,5
35,5
31,5
40
30
31,5
35,5
31,5
31,5
35,5
31,5
12,5
25,0
25,0
20,0
25,0
31,5
35,5
25,0
25,0
25,0
35,5
Условное обозначение
комплекта деталей
для модернизации
М-1-2/1-ВВН-110-25
М-1-2/1-ВВН-110-31,5
М-1-2/1-ВВН-110-25
М-1-2/1-ВВН-110-25
М-1-2/1-ВВН-154-31,5
М-42-ВВН-154-35,5
М-1-ВВН-220-25
М-1-2/1-ВВН-220-31,5
М-1-2/1-ВВН-220-31,5
М-1-2/1-ВВН-220-25
М-2-2/1-ВВН-220-31,5
М-2-2/1-ВВН-220-40
М-1-ВВН-330-30
М-1-2/1-ВВН-330-31,5
М-1-2/1-ВВН-330-30
М-1-ВВ-330-31,5
М-2-2/1-ВВ-330-31,5
М-1-2/1-ВВ-330-31,5
М-1-ВВ-500-31,5
М-1-ВМ-35-12,5
М-1-МКП-35-25
М-1-МКП-35-25
М-1-МКП-110-20
М-1-МКП-110-25
М-1-МКП-110-31,5
М-1-МКП-110-35,5
М-1-МКП-220-25
М-1-МКП-220-25
М-1-МКП-220-25
М-2-У-220-35,5
Шунтирующий резистор
шс-зоо
РБШН-6-31,5; РШ-2-ВВН-110-31.5
РШ-2-ВВН-110-35,5
РШ-2-ВВН-110-35,5
РБШН-8-31,5; РШ-2-ВВН-154-31,5
ШС-ЗОО
РБШН-10-26,2
РБШН-12-31,5; РШ-2-ВВН-10-31.5
РШ-2-ВВН-220-10-35,5
РБШН-15-31,5; РШ-2-ВВН-220-15-31,5
РБШН-17-40; РШ-2-ВВН-220-15-40
РБШН-18-31,5
РШ-2-ВВН-330-35,5
РБШН-18-31,5
РШ-2-ВВН-330-31,5
-
—
-
-
—
-
—
—
-
-
-
Примечания: 1. Указанные в таблице комплекты деталей для модернизации производит
Чебоксарский электромеханический завод запасных частей «Энергозапчасть», бетэловые резисторы —
ОПТП Энерготехпром.

Продолжение табл. 5.12
2. Более подробный -перечень мероприятий по модернизации в соответствии с данными таблицы
приведен в Сборнике директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР, электротехни-
ческая часть (М.: Энергоиздат, 1985 г.).
3. В отношении коммутационной способности модернизированные выключатели соответствуют
ГОСТ 687-78Е*.
4. В комплект деталей, предназначенных для модернизации воздушных выключателей, входят
комплекты дугогасительнои камеры и отделителя; в комплект деталей для модернизации масляных
выключателей входят дугогасительные камеры и решетки, шунтирующие резисторы, контакты.
5. Модернизация выключателя МКП-35-1500 позволяет увеличить его коммутационный ресурс.
6. ШС — шунтирующее сопротивление (проволочное), РБШН — бетэловый резистор на основе
пекового кокса, РШ-2 — то же на основе сажи.
./^
5.2. ПРИВОДЫ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Таблица 5.13. Электромагнитные приводы выключателей
a
Тип
ПЭ-11
ПЭ-12
ПЭ-21
ПЭ-22
ПЭ-31
ПЭ-33
ПЭ-38
ПЭ-44
ПЭ-46
ПС-31
Масса,,
кг
55
275
263(268)
310-390
505
530
750-780
935
500
Данные электромагнитов
Вид
эв
эо
эв
эо
эв
эо
эв
эо
эв
эо
эв
эо
эв
эо
эв
эо
эв
эо
эв
эо
Напряже-
ние, В
НО
220
110/220
ПО
220
110/220
110/220
110/220
220
220
110/220
110/220
110/220
110/220
110/220
110/220
110/220
220
110/220
220
ПО
220
220
220
110/220
Марка и диаметр
или размеры сече-
ния провода, мм
ПБД 2,26;
ПСД 2,26
ПБД 1,56;
ПСД 1,56
ПЭВ 0,29
ПБД 1,56x3,28
ПБД 1,16x2,26
ПЭВ-2 0,35
ПБД 2,1 х 3,55
ПЭВ-2 0,70
ПБД 1,90x3,53
(ПБД 2,36x4,00)
ПЭВ-2 0,49
ПБД 1,68x3,28
ПЭН 0,44
ПБД 3,05
ПЭН 0,44
ПБД 3,05
ПЭВ-2 0,44
ПБД 1,56x6,90
ПБД 2,44x6,90
ПЭЛ 0,44
ПБД 2,5x7,1;
ПБД 2,8x7,1
ПЭВ-2 0,49
ПЭВ-2 0,49
ПБД 3,53
ПБД 3,80
ПЭЛ 0,35
Количест-
во секций
и витков
1/370
1/710
2/2450
1/350
1/664
2/1825
2/320
2/1825
2/320
1/535
1/4000
2/365
2/1340
2/200
2/1340
2/200
2/1340
2/250
1/378
2/1340
1/345
1/338
1/700
1/1400
1/569
1/400
2/1760
Сопро-
тивление
секции,
Ом
0,73
2,94
81-95
0,54
2,06
44
0,74
88
0.74
(0,88)
63
0,88
22
0,45
22
0,43
22
0,46
0,42
22
0,41
0,35
5,5
22
1,05
0,60
44
Устано-
вивший-
ся ток,
А
120
60
5,0/2,5
202
101
5,0/2,5
290/145
5,0/2,5
148
(250)
3,5
248/124
10/5
488/244
10/5
4Й8/244
vo/s
480/240
360
10/5
500
550
20
10
210
180
5
Типы вы-
ключате-
лей, ком-
плектуе-
мых при-
водом
ВПМ-10
С-35М
МГГ-10
ВЭМ-6
МКП-35
МКП-110
С-35-50
У-220-25,
У-110-40
У-220-40,
У-П0-50
МГУ-20,
ВГМ-20

Продолжение табл. 5.13
Примечания: 1. ЭВ — электромагнит включения, ЭО — электромагнит отключения.
2. В обозначении приводов наружной установки добавляется буква Ш (например, ШПЭ-11).
3. Угол поворота вала: ПЭ-11 и ПЭ-12 90°, ПЭ-21 47°, ПЭ-31 53-57°, ПЭ-33 и ПЭ-38 55°, ПЭ-46 54°,
ПЭ-44 53-59° и ПС-31 -65°.
4. Ход сердечника электромагнита включения, мм: ПЭ-11 и ПЭ-12 81; ПЭ-21 112; ПЭ-31. ПЭ-33,
ПЭ 38 125; ПЭ-46 120; ПЭ-44 120. '
5. В соответствии с ПУЭ (§ 3.1.9), типовыми решениями институтов «Энергосетьпроект» и
«Теплоэлектропроект», а также практикой энергосистем для защиты электромагнитов включения и
отключения с установившимся током /р используются предохранители с номинальным током
плавкой вставки от 0,3 до 0,4 /р или автоматические выключатели с номинальным током расцепи-
теля от 0,15 до 0,20 1р.
6. Технические характеристики выпрямительных устройств УКП-220 и УКП-380 для питания электро-
магнитных приводов^риведены ниже:
Выпрямленное напряжение, В:
холостого хода 297/257*
в режиме нагрузки 230
Максимальный выпрямленный ток
(выход без накопителя), А 320
Размеры, см:
ширина х высота х глубина 80 х [60(80) х 40
Масса, кг 300(150)
* В числителе — для УКП-220, в знаменателе — для УЕП-380.
Расшифровка обозначения: У — устройство, К — комплектное, П — питания; цифровая часть —
напряжение питающей сети (трехфазное), В. Устройство состоит из двух блоков, устанавливаемых
друг на друга, выпрямителя с распределительным устройством (УКП-I) и индуктивного накопителя
энергии (УКП-2); в скобках приведены значения высоты и массы одного блока. Охлаждение воздушное,
естественное; обслуживание одностороннее. Исполнение и категория размещения УЗ по ГОСТ 15150 — 69*
и 15543 — 70*. Устройство рассчитано на импульсную нагрузку с длительностью импульса I с при
минимальном промежутке времени между импульсами 0,5 с. Количество импульсов в цикле при токах
320, 150 и 100 А соответственно не более 4, 5 и 10.
Таблица 5.14. Пневматические приводы выключателей
Характеристика
Масса, кг
Катушка электромагнита включения-:
сопротивление, Ом
установившийся ток, А
Катушка электромагнита отключения:
сопротивление, Ом
установившийся ток, А
Номинальное давление, МПа
Минимальное давление включения, МПа
Расход воздуха на включение, м3
Объем воздухосборника, м3
Тип выключателей, комплектуемых приводом
ШПВ-46
690
11/44
10/5
5,5/22
20/10
2,0
1,6
0,34
0,34
У-110-50,
У-220-40
ШПВ-45П
690
11/44
10/5
11/44
10/5
2,0
1,2
0,25
0,25
У-220-25
ШПВ-35
500
11/44
10/5
11/44
10/5
2,0
1,2
0,17
0,20
С-35-50
Примечание. В числителе — данные катушек электромагнитов на 110, в знаменателе — на 220 В.
Таблица 5.15. Пружинные
Характеристика
Катушки электромагнитов пос-
тоянного тока:
номинальное напряжение, Е
диаметр обмоточного про-
вода, мм
приводы выключателей
Тип привода и вид электромагнита
ППВ-10
ЭВ и ЭО
24
0,80
48
0,44
110
0,35
220
0,23
ПП-67
1 ЭВ
24
0,63
48
0,50
110
Q315
220
0,25
ЭО
24
0,75
48
0,50
110
Q355
220
0,25

Продолжение табл. 5.15
Характеристика
количество витков
сопротивление, Ом
Катушки электромагнитов пере-
менного тока:
номинальное напряжение, В
диаметр обмоточного прово-
да, мм
количество витков
сопротивление, Ом
Масса привода, кг
Угол поворота вала, град
Наибольший крутящий момент
при включении, Н • м
Типы выключателей, для которых
используется привод
Тип привода и вид электромагнита
ППВ-10
ЭВ и ЭО
800
3,5
100
0,35
850
16
800
9,5
127
0,35
1200
22
1800
34
220
0,23
1500
62,4
2600
ПО
380
0,23
4200
180
93-99
63-65
44-49
ВПМП-10
ПП-67
ЭВ
800
3,8
100
0,50
1300
11,3
1500
14,2
127
0,45
.»-
1550
16,4
3500
78
220
0,355
2500
47
7150
295
380
0,25
5000
178
ЭО
760
3,0
100
0,56
1250
8,3
1500
11,6
127
0,50
1550
12,9
3500
63
220
0,40
2600
39
7000
250
380
Q315
4650
120
88
90-145
108-206
ВПМ-10, С-35М
Примечания: I. Расшифровка обозначения: ПП — привод пружинный, В — выносной; 10 —номи-
нальное напряжение управляемого выключателя, 67 — конструктивное исполнение.
2. Масса шкафа, используемого для привода наружной установки (в обозначении добавляется
буква Ш, например ШПП-67),— 55 кг.
3. ЭВ — электромагнит включения, ЭО — электромагнит отключения.
4. Для привода ППВ-10 марка обмоточного провода электромагнитов ПЭВ-2, для привода
ПП-67 - ПЭЛ.
5. Номинальное напряжение электродвигателя для завода пружины 110 или 220 В постоянного
тока, 127 или 220 В переменного тока. Мощность электродвигателей постоянного/переменного тока для
ППВ-10 290/365 Вт, для ПП-67 - 220/320 Вт.
5.3. КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ
Таблица 5.16. Основные характеристики компрессорных установок
Характеристика
Производительность установки,
м3/ч
Максимальное рабочее давление,
МПа
Номинальное давление нагнетания
по ступеням, МПа:
первая
вторая
третья
четвертая
пятая
Давление открытия предохрани-
тельного клапана по ступеням,
МПа
Диаметр цилиндров по ступеням,
мм
То же крейцкопфа, мм
Ход поршня, мм
Частота вращения, об/мин
Мощность на валу двигателя
компрессора, кВт
АВШ-1,5/45
90 ±4,5
4,5
0,22
■ 1,2
4,5
—
—
0,32
1,4
5,0
160;
100; 50
100
70
1450
17
ВШ-3/40М
180 + 9
4,0
0,22
1,1
4,0
—
—
0,32
1,2
4,5
220;
120; 70
120
ПО
975
37
Тип установки
2ВУ1-1.5/46
93 + 4,6
4,5
0,245
1,25
4,41
—
—
0,29
1,44
5,06
200;
ПО; 95
ПО
75
980
16,5
4ВУ1-3/46
186±9
4,5
0,274
ш
—
—
0,32
1,64
5,06
200;
ПО; 95
ПО
75
980
36
ВШВ-2,3/230
140±7
22,5
0,23-0,25
0,88-1,03 .
2,9-3,4
8,8-10,3
22,5
0,28
1,13; 3,7
11,0; 24,3
160; 130;
70; 40; 22
130
60
1460
50

Продолжение табл. 5.16
Масло для заправки компрессора
Расход масла, г/ч
Давление в системе смазки, МПа
Производительность масляного
насоса, м3/ч
Вместимость картера, м3
Масса компрессора, кг
Масса блока холодильников, кг
Масса компрессорного агрегата,
Габариты Z. х В х Н, м
Главный электродвигатель:
тип
мощность, кВт
масса, кг
Мощность электродвигателя вен-
тилятора, кВт
АВШ-1,5/45
ВШ-3/40М
К19, К12
(ГОСТ 1861-73*)
75
0,1-0,3
0,36
0,01
231
133
730
1,5х1,2х
xl,2
А2-71-4
22
166
0,8
60
0,1-0,3
0,36
0,014
770
182
1520
1,9 х
х 1,2 х
xl,3
А2-82-6
40
363
2,2
Тип установки
2ВУ1-1.5/46
4ВУ1-3/46
КЗ 10
(ТУ 38.401.330-81)
50
0,09-0,34
0,18
0,01
525
116
3610
1,5 х 1,2 х
xl,2
4А200М6УЗ
22
285
1,5
60
0,09-0,34
0,18
0,015
525
116
4920
1,85 х
xl,15x
xl,25
4А2506УЗ
45
515
1,5
ВШВ-2,3/230
КС19
(ГОСТ
9243-75*)
90
0,1-0,4
0,36
0,018
680
264
1950
2,6 х 1,31 х
xl,42
А2-82-4
55
264
Примечания: 1. Условное обозначение агрегата: первая цифра — число рядов цилиндров,
буквенная часть — В — воздушный, Ш — W-образный, У — У-образный, цифровая часть — числитель —
производительность, м3/мин, знаменатель — конечное давление нагнетания, кгс/см2.
2. Номинальное напряжение электродвигателей 220/380 В.
3. Заводы-изготовители: установки 2ВУ1-1,5/46 и 4ВУ1-3/46 — ПО «Армхиммаш», ВШВ-2,3/230 —
Уральский компрессорный завод; установки АВШ-1,5/45 и ВШ-3/40М сняты с производства.
4. Производительность компрессорной установки (число компрессоров) должна быть такой, чтобы
нерабочая пауза и продолжительность работы в каждом цикле составляли соответственно для компрес-
соров с рабочим давлением до 4,5 МПа не менее 60 и не более 30 мин, а для компрессоров с рабочим
давлением 23 МПа — не менее 90 и не более 90 мин.
5. Автоматика обогрева теплоизоляционной камеры воздухосборников ВШВ-2,3/230 должна
настраиваться на срабатывание в пределах от +5 до +13 °С.
Таблица 5.17. Защиты компрессорных установок
Вид защиты
От повышения давления по ступеням
сжатия, МПа
От понижения давления в первой
ступени, МПа
От понижения давления во второй
ступени, МПа
От повышения температуры воздуха,
°С
От повышения температуры масла, °С
От понижения температуры масла, °С
От понижения давления масла, МПа
От повышения давления масла, МПа
Уставки защиты при установках
АВШ-1,5/45
0,3; 1,3
0,17
90
10
0,08
0,36
ВШ-3/40М
0,29; 1,2;
3,8
0,17
50
70
10
0,08
0,30
2ВУ1-1,5/46
0,33; 1,5;
4,9
0,19
2,94
60
85
0,08
0,49
4ВУ1-3/46
0,33; 1,6;
4,9
0,19
2,94
60
85
0,08
0,49
ВШВ-2,3/230
0,34; 1,27;
3,92; 11,8
50
90
0,10
Примечание: Защита от повышения температуры воздуха на компрессорной установке
ВШВ-2,3/230 контролирует температуру после второй ступени, на остальных установках — после
третьей ступени сжатия.

Таблица 5.18. Характеристики перепускных клапанов с электромагнитным приводом
Тип
ЭПК-19
СППК-4
Перепад
давления, МПа
4,5/2,0
23/2,0
Диаметр
условного
прохода, мм
40
25
Пропускная
способность,
мэ/мин
60
60
Комплектуемый
агрегат
АВШ-1,5/45;
ВШ-3/40М;
2ВУ1-1,5/46;
4ВУ1-3/46
ВШВ-2,3/230
Вмести-
мость, м3
0,5
3,2
5,0
Таблица 5.19.
Разрешенное рабочее
давление, МПа
25,0
4,3
4,3
Характеристики воздухосборников
Масса,
кг
800
2370
3450
Комплектуемый агрегат
ВШВ-2,3/230
АВШ-1,5/45; ВШ-3/40М;
2ВУ1-1,5/46; 4ВУ1-3/46
ВШ-3/40М; 2ВУ1-1,5/46; 4ВУ1-3/46
Таблица 5.20. Характеристики манометров показывающих и показывающих сигнализирующих
Т
ОБМ1-100
ОБМ1-1006
МТП-160
МП-3
ЭКМ-IV
ЭКМ-2У
Верхний предел измерения,
МПа
0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,6;
2,5; 4,6; 6,0
0,1; 0,16; 0,25; 0.4; 0,6; 1,0; 1,6;
2,5; 4,6; 6,0
0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,6;
2,5
10; 16; 25; 40
0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,6;
2,5; 4,0; 6,0; 10
16; 25; 40
Диаметр
корпуса, мм
100
100
160
100
160
160
Класс точ-
ности, %
2,5
2,5
1,5
1,5
1,5
1,5
Масса,
кг
0,8
0,9
1,55
0,8
2,2
2,5
Примечания: 1. Манометры присоединяются с помощью радиальных штуцеров с резьбой
М 20 х 1,5; манометры типов ОБМ1-1006, ЭКМ-1У и ЭКМ-2У имеют также задние фланцы.
2. Манометры показывающие (ОБМ, МТП, МП) соответствуют ГОСТ 2405-80* и 8625-77*Е,
манометры показывающие сигнализирующие (ЭКМ)—ГОСТ 13717—84*.
3. Разрывная мощность контактов манометров ЭКМ не менее 10 В ■ А.
Уставки контактных манометров управления и сигнализации, МПа:
Максимальное давление сети ч-
высокого давления \4,0
Уставки:
автоматический запуск рабочих компрессоров 3,8
то же резервных . . 3,7
автоматическая остановка рабочих компрессоров 4,1
то же резервных 4,1
сигнал повышения давления в сосудах 4,2
сигнал понижения давления в сосудах 3,6
Номинальное давление сети рабочего давления 2,0
Уставки:
открытие перепускного клапана 2,0
закрытие перепускного клапана 2,15
сигнал повышения давления в магистрали 2,2
сигнал понижения давления в магистрали 1,9
4,5 22,5.
4,15
4,0
4,5
4,5
4,6
3,9
3,0
3,2
3,35
3,4
3,1
20,0
19,0
23,0
22,5
23,7
18,5
—
-
—
—
—

Таблица 5.21. Характеристики запорных вентилей (ГОСТ 9697 — 77*)
Тип, материал
15с22ж, сталь
15с27нж1, сталь
if'.
15с76нж, сталь 1j-
Условное
давление,
МПа
4,0
6,4
32,0
Диаметр
условного
прохода,
мм
40
70
80
20
25
32
40
6
10
15
20
Мас-
са,
кг
18,5
34,0
39,5
10,0
13,0
17,5
21,5
4,4
10,6
11,1
16,3
Тип, материал
15ч8бр, п. чугун
15кч22бр, ковкий
чугун
Условное
давление,
МПа
1,6
4,0
Диаметр
условного
прохода,
мм
20
25
32
40
50
70
80
40
50
70
Мас-
са,
кг
1,1
1,8
2,7
4,2
5,8
14,0
17,0
11,5
14,5
17,5
Таблица 5.22. Характеристики предохранительных клапавов (ГОСТ 12532 — 79)
Тип
ППК-4
ППК-4
СППК-4
СППКс4
СППК-4
СППК-4
СППКМ
Условное
давление, МПа
1,6
4,0
1,6
4,0
6,4
16,0
10,0
Масса, кг, при диаметре условного прохода, мм
25
18
12
50
22
43
24
25
47
50
80
30
51
35
36
61
56
Примечания к табл. 5.21 и 5.22: 1. В таблицах приведены данные по арматуре
типоразмеров, практически используемых при сооружении пневмосети; арматура,
поставляемая комплектно с компрессорной установкой и изготавливаемая по чертежам
завода-изготовителя, в таблицы не включена.
2. Для воздухопроводов используются трубы: на давление до 1,6 МПа — стальные
водогазовые (ГОСТ 3262-75*), от 1,6 до 10,0 МПа - стальные бесшовные (ГОСТ 8732-78*,
8734 — 75*), свыше 10,0 МПа — из коррозионно-стойкой стали (ГОСТ 9941 — 81*); на участке
от распределительного шкафа до воздушного выключателя и от манометров — медные
(ГОСТ 617-72*).
3. Соединение труб с арматурой - на фланцах (ГОСТ 9399 — 81*), между собой —
на сварке.
5.4. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ, ЗАЗЕМЛИТЕЛИ, КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛИ И ОТДЕЛИТЕЛИ
Таблица 5.23. Разъедннвтелн наружвон установки
Тип
РЛНДМ(С)-1-10/200
РЛНД-10/400
РЛНД-1-10/400
РЛНД-1-10У/400
РЛНД-2-10/400
РЛНД-2-10У/400
РЛНД-10/630
Стойкость, кА
электро-
динами-
if!
20
25
25
25
25
25
35,5
-
I™
че-
ская
8
10
10
10
10
10
12,5
Размеры, см
L
47
44
57
57
68
68
44
В
123
117
125
125
125
125
117
Н
28
41
41
53
41
53
41
Мас-
са,
кг
57
58
65
82
72
89
59
Тип привода
ПРИЗ-10
ПРН-10М
ПРНЗ-10
ПРИЗ-10
ПРНЗ-2-10
ПРНЗ-2-10
ПРИ-ЮМ
и,
22,5
22,5
22,5
30
22,5
30
22,5

Продолжение табл. 5.23
Тип
РЛНД-1-10/630
РЛНД-2-10/630
РЛНДА-1-10/630
РОН-ЮК/5000
РДЗ-35/1000
РНД(3)-35/1000
РНД(3)-35Б/1000
РНД(3)-35У/1ОО0
РДЗ-35/2000
РНД(3)- 35/2000
РНД(3)-35Б/2000
РНД(3)-35У/2000
РДЗ-35/3200
РНД(3>35/3200
РНД<3)-110/1000
РНД(3)-110Б/1000
РНД(3)-П0У/1000
РНД (3)-110/2000
РНД (3)-НОУ/2000
РНД(3)-110/3200
РНД (3)-150/1000
РНД (3)-150/2000
РНД(З)-150/3200
РНД (3)220/1000
РДЗ-220/1000
РДЗ-220/2000
РНД(3)-220/2000
РНД (3)-220У /2000
РДЗ-220/3200
РНД (3)-220/3200
РНД(3)-ЗЗО/320О
РНД(3)-330У/3200
РП-ЗЗО/3200
РП-ЗЗОБ/3200
РНД(3)-5О0/320О
РПД-500-1/3200
РПД-500-2/3200
РПД-500Б-1/3200
РПД-5ООБ-2/320О
РПД-750-1/3200
РПД-750-2/3200
РНВ(3)-750П/4000
РТЗ-1150/4000
Стойкость, кА
электро-
динами-
ческая
(ампли-
туда)
35,5
35,5
35,5
180
63
63
63
63
80
80
80
80
125
125
80
80
80
100
100
125
100
100
112
100
100
100
100
100
125
125
160
160
160
160
160
160
160
160
160
160
160
160
100
ми-
че-
ская
12,5
12,5
12,5
71
25
25
25
25
31,5
31,5
31,5
31,5
50
50
31,5
31,5
31,5
40
40
50
40
40
45
40
40
40
40
40
50
50
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
40
Размеры,
£
47
68
47
67
76
70/104
70/104
92/128
77
92/117
92/117
92/117
84
116
152/308
152/208
165/246
158/197
165/246
172/200
205/255
205/255
205/261
300/337
300/353
300/353
300/353
373/398
300/353
274
476
476
1000
1000
596
1050
1050
1150
1150
1350
1350
1080
2500
В
125
125
125
40
237
240
240
240
237
240
240
240
237
240
400
400
400
400
420
420
520
520
520
660
660
660
660
660
660
660
500
500
1800
1800
710
2040
2040
2475
2475
3615
3615
800
11400
см-
Н
41
41
41
54(85t
77
72
72
82
87
87
87
114
91
81
140
140
204
157
207
163
205
208
208
265
259
270
267
410
270
275
430
540
286
3380
540
1125
1125
1350
1350
1460
1460
1269
1310
Мас-
са,
кг
66
73
60
105
62
85
88
164
69
211
218
185
71
262
254
254
501
374
530
460
510
525
505
700
524
542
744
1525
564
900
3154
4048
3330
3480
4160
6060
6100
4760
4800
9330
9370,
8769
13370
Тип привода
ПРНЗ-10
ПРНЗ-2-10
ПРНЗ-10
пчн
ПР-2, ПР-90, ПВ-20
ПР-2, ПР-90, ПВ-20
ПР-2, ПР-90, ПВ-20
ПР-2, ПР-90, ПВ-20
ПР-2
ПВ-20, ПРИ-НОВ
ПВ-20, ПРН-ПОВ
ПВ-20, ПРН-ПОВ
ПР-2, ПР-90
ПР-2, ПР-90, ПВ-20
ПДН-1, ПР-90, ПРН-ПОВ
ПДН-1, ПР-90, ПРН-110В
ПДН-1, ПР-90, ПРН-110В
ПДН-1, ПР-90, ПРН-110В
ПДН-1, ПР-90, ПРН-ПОВ
ПДН-1, ПР-90, ПРН-110В
ПДН-1, ПР-180
ПДН-1, ПР-180
ПДН-1, ПР-180
ПДН-1, ПР-180
ПУ-5, ПД-5
ПУ-5, ПД-5
ПДН-1 г ^
ПДН-1
ПУ-5, ПД-5
ПДН-1
ПДН-1
ПДН-1
ПД-2
ПД-2
ПДН-1
ПДН-1
ПДН-1
ПДН-1
ПДН-1
ПДН-1
ПДН-1
ПДН-1 *5'
ПДН-1 4
/
*уг>
см
22,5
22,5
22,5
22,5
70
75
75
НО
75
75
75
ПО
75
75
190
190
190
223
313
223
285
285
285
413
380
380
413
641
380
395
618
808
609
800
808
800
800
1180
1180
1180
1180
1338
1800-
Примечания: 1. Обозначение типа разъединителя: буквенная часть — Р — разъединитель, В —
внутренней установки или вертикальный (типа РНВ), Н — наружной установки, Л — линейный, О — од-
нополюсный, Д — с двумя опорными колонками или с двухлучевой изоляционной гирляндой (для
подвесных), 3-е заземляющим ножом, К — коробчатого профиля, Ф — фигурное исполнение (с про-
ходным изолятором), С — со стеклянной изоляцией, М — модернизированный или (для РЛНДМ) с медным
ножом, А — с алюминиевым ножом, П — с рычажной передачей для уменьшения момента на валу привода
или подвесного исполнения, У — усиленная изоляция (категория Б по ГОСТ 9920—75*), Б —наличие
механической блокировки (для разъединителей подвесного исполнения — усиленная изоляция); буква в
скобках означает возможность вариантов исполнения; цифровая часть — номинальное напряжение, кВ,
и (после косой) номинальный ток, А; 1 и 2 — количество заземляющих ножей или (для подвесных
разъединителей) вид тросовой системы управления: 1 — прямая,■ 2 — Г-образная.
2. В скобках приведены размеры L для исполнения с заземляющими ножами и Н для отключен-
ного положения вертикально-рубящего разъединителя.

Продолжение табл. 5.23
3. Масса соответствует исполнению с двумя заземляющими ножами (если они имеются) и без
привода, для однополюсных разъединителей указана масса полюса, для трехполюсного — всего
комплекта.
4. Параметры стойкости заземляющих и главных ножей численно равны; длительность предельного
тока термической стойкости составляет 4, 3 и 2 с соответственно для главных ножей разъединителей
до 35, 110 — 220 и 330 — 750 кВ включительно и 1 с для заземляющих ножей.
5. Допустимое наибольшее тяжение проводов, присоединяемых к разъединителям наружной уста-
новки, с учетом влияния ветра и гололеда (ГОСТ 689 — 83*Е):
Номинальное напряжение,
»кВ
Допустимое тяжение, Н, при токе
до 1,6 кА 2,0 кА и выше
6-10
свыше 10 до 35
свыше 35 до 150
свыше 150 до 220
свыше' 220 до 750
200
500
780
980
780
980
И80
1480
Для разъединителей 1150 кВ допускается тяжение 2450 Н.
6. Допустимое наибольшее сопротивление, мкОм, постоянному току контактной системы
разъединителей:
РНВ 750 кВ, 4,0 кА 120
РНД 330 кВ, 3,2 кА 80
РОНЗ 500 кВ, 2,0 кА 200
РЛН 35-220 кВ, 0,63 кА 220
Остальные типы:1,6 —2,0 кА 50
1,0 кА 120
0,63 кА 175
7. Описанные в таблице разъединители выпускаются в климатическом исполнении и с категорией
размещения У1, ХЛ1 по ГОСТ 15150-69* и 15543-70*.
8. Приводы к разъединителям соответствуют ГОСТ 689 —83*Е. Масса приводов: ПРНЗ-10 10,5 кг,
ПРН-ЮМ 6 кг, ПРН-ИОВ 40 кг, ПРНЗ-2-10 14 кг, ПР-10 2,4-4,6 кг, ПР-2 3,5-6,4 кг, ПР-3 6,3 кг;
червячных ПЧ-50, ПЧН 25 кг; характеристики электродвигательных приводов—см. табл. 5.26.
Таблипа 5.24. Разъединители внутренней -установки
Тип
Стойкость,
кА
■ S S
Ы Й El
&5 I
тер-
ми-
Размеры, мм
Я
н.
Масса:
Тип привода
Однополюсные
РВО-10/400
РВО-10/630
РВО-10/1000
РЛВОМ-10/1000
РВК-10/2000
РВР(3)-10/2500
РВР(3)-10/4000
РВР (3)-20/6300
РВР(3)-20/80ОО
РВП(3)-20/12500
РВК-35/2О0О
41
52
100
100
85
125
200
260
320
490
115
16
20
40
40
31,5
45
71
100
125
180
45
468
468
480
486
560
1050
610/1050
910/1400
1400
1600
980
72
72
92
380
350
470
470
700
700
820
700
156/429
160/433
163/440
199/460
280/500
318/545
318/545
680/1050
680/1050
857
550/1010
_
-
—
-
—
-
—
—
—
—
—
5,9
6,3
11
14-17
26
65
65
222
238
625
74
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-3, ПЧ-50, П Д-5
ПР-3, ПЧ-50, ПД-5
ПР-3, ПЧ-50, ПД-5
ПД-5, ПЧ-50
ПД-5, ПЧ-50
ПД-12
ПР-3

Продолжение табл. 5.24
Тип
Стойкость,
кА
элект-
роди-
нами-
ческая
(амп-
литу-
да)
тер-
ми-
че-
ская
Размеры, мм
Я
Я
Масса,
кг
Тип привода
Трехполюсные
РВ-6/400
РВФ-6/400-П(П1)
РВФ-б/400-W
РВ-10/1000
РВЗ-10/1000-1(И)
РВЗ-10/1000-1П
РВФ-10/1000-11(111)
РВФ-10/lOOO-IV
РВФ-10/1000-П(Ш)М
РВФ-Ю/1000-IVM
РВФЗ-10/1000-П-П
РВР(3)-Ш-10/2000
РВ(3)-20/630
РВ(3)-2О/1О0О
РВ(3)-35/630
РВ(3)-35/1000
РВФ-6/630-П(Ш)
РВФ-б/630-IV
РВФЗ-6/630-П-П
РВФ-6/1000-П(Ш)
РВФ-6/lOOO-IV
РВФЗ-6/1000-И-П
РВ-10/400
РВЗ-10/400-1 (II)
РВЗ-10/400-Ш
РВФ-10/400-П(ИГ)
РВФ-10/400II (ПГ)М
РВФ-10/400-IV
РВФ-10/400-IVM
РВ-10/630
РВЗ-10/630-1 (II)
РВЗ-10/630-Ш
РВФ-10/630-11(111)
РВФ-10/630-IV
РВФ-10/630-П(ПГ)М
41
41
41
100
81
81
100
100
100
100
81
85
50
55
51
80
52
52
52
100
100
81
41
41
41
41
41
41
41
52
52
52
52
52
52
16
16
16
40
31,5
31,5
40
40
40
40
31,5
31,5
20
20
20
31,5
20
20
20
40
40
31,5
16
16
16
16
16
16
16
20
20
20
20
20
20
468
437
406
484
629
733
454
424
454
424
649
600
680
700
944
964
437
406
630
454
424
649
484
598
733
406
437
406
406
484
598
733
406
406
437
697
722
722
837
930
930
817
817
722
722
846
1000
1200
1240
1750
1790
722
722
722
722
722
722
831
837
837
837
722
837
722
837
837
837
837
837
722
175/436
195
195
199/470
198/470
198/470
199
199
199
199
199
700
390/685
390/690
525/945
525/960
199
199
199
199
195
199
195/465
193/463
191/463
195
195
195
199
199/470
191/470
191/463
199
199
199
381/647
381/647
—
—
—
410/690
410/690
410/690
410/690
410/690
—
—
—
—
—
397/664
397/664
397/664
410/690
410/690
410/690
—
—
—
381/647
381/647
397/664
381/647
—
—
—
381/647
397/664
397/664
23
35
43
42
49
56
64
83
65
84
72
112
115
115
170
195
38
46
44
65
83
70
26
31
37
37
37
45
45
28
33
38
39
47
40
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-3,ПДВ-1,ПЧ-50
ПР-3
ПР-3
ПР-3
ПР-3
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-Ц '
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
Примечания: 1—6 —см. примечания 1—6 к табл. 5.23.
7. В условном обозначении типа: П — с поступательным движением главных ножей, второе Р —
рубящего типа, I - IV - варианты исполнения (для РВФ II, Ш, IV - соответственно проходные изоля-
торы со стороны шарнирных контактов, со стороны разъемных контактов и с обеих сторон; для РВЗ
и РВФЗ I, II, III — соответственно заземляющие ножи со стороны разъемных контактов, со стороны
шарнирных, с обеих сторон).
8. См. примечание 8 к табл. 5.23.
9. В таблице приведены данные, относящиеся только к разъединителям исполнения УЗ; выпускаются
также разъединители исполнения У2, ХЛ2, ХЛЗ. . .:
10. Размер Hi для разъединителей РВФ и РВФЗ учитывает всю длину проходного изолятора
(в числителе — для включенного положения разъединителя, в знаменателе - для отключенного).
11. Разъединители РВР(3>Ш-10/2000, РВЗ-20/630, РВЗ-20/1000, РВЗ-35/630 и РВЗ-35/10ОО по кон-
струкции являются однополюсными, но три полюса монтируются по общей раме.
12. В ЗРУ 6 кВ используются разъединители 10 кВ.

Таблица 5,25. Заземлители
Тип
Стойкость, кА
электро-
динамическая
(амплитуда)
терми-
ческая
Высота,
Масса,
•ут>
см
Тип
привода
ЗР-10УЗ
ЗР-24УЗ
ЗР-35УЗ
235
235
235
Внутренней установки
90
90
90
37
42
44
ПЧ-50
ПЧ-50
ПЧ-50
Наружной установки
ЗОН-110М-1У1
ЗОН-110М-ПУ1
ЗОН-110М-1У1
ЗОН-110У-ПУ1
ЗР-330-1
ЗР-330-2
ЗР-500-1
ЗР-500-2
ЗР-750-1
ЗР-750-2
16
16
16
16
160
160
160
160
160
160
6,3
6,3
6,3
6,3
63
63
63
63
63
63
1,49
1,21
2,0
1,72
3,81
3,81
4,88
4,88
6,96
6,96
101
72
144
115
210
225
275
265
430
430
190
190
280
280
ПРИ-11
ПРН-11
ПРИ-11
ПРН-11
ПРН-1
ПРН-1
ПРН-1
ПРН-1
ПРН-1
ПРН-1
Примечания: I. Обозначение типа заземлителя: буквенная часть 3 — заземлитель, Р —
рубящего типа, О — однополюсный, Н - наружной установки. М — модернизированный, У — с усиленной
изоляцией (Б по ГОСТ 9920 — 75*); цифровая часть — номинальное напряжение, кВ; I, 2, а также
1 и II — варианты исполнения (1 — размещение на неподвижном контакте подвесного разъединителя,
2 — на трансформаторе тока); У1 и УЗ — исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150 — 69*
и 15543-70*.
2. Заземлители 330 — 750 кВ не имеют собственной опорной изоляции и предназначаются для за-
земления неподвижных контактов подвесных разъединителей. Заземлители 110 кВ предназначены для
заземления нейтралей силовых трансформаторов и имеюд собственную опорную изоляцию.
3. Допустимая продолжительность протекания тока термической стойкости для заземлителей ЗР
1 с, для ЗОН - 3 с.
4. Допустимое тяжение провода для заземлителей ЗОН. 784 Н.
Таблица 5.26. Электродвигательные приводы к разъединителям
Тип
привода
ПД-12
ПД-5
ПД-3
ПД-2
ПД-1,
ПДН-1
Максимальный
момент на
выходном
валу, Н ■ м
98 -.,
1280
1080-2450
5200
1765
Электродвигатель
Мощ-
ность,
кВт
2,2
0,75
2,8
5,0
1,1
с'ном,
в
220/380
380
220/380
220/380
330/380
Масса,
кг
65
185
400
880
315
Размеры, см
В
72
80
100
188
106
L
40
58
54
105
60
Н
39
66
64
735
129
Примечания: 1. Обозначение типа привода: буквенная часть — П — привод, Д — электро-
двигательный, Н - наружной установки; цифровая часть — модификация. В приведенных обозначениях
опущено указание варианта исполнения (привод ПД-3 имеет 48 типоисполнении, отличающихся макси-
мальным моментом на валу, привод ПД-5 — 9 типоисполнении, отличающихся углом поворота вала
и массой).
2. Размеры и масса указаны для наибольшего варианта исполнения и без учета блока управления.

Таблица 5.27. Токи, выключаемые н включаемые отделителями н разъединителями
Номинальное
напряжение, кВ
Расстояние
между осями
полюсов, м
Наибольший отключаемый и включаемый токи, А
намагничи-
вающий
зарядный
Наружная установка
6
10
20
35
35
ПО
по
по
по
150
150
150
150
150
150
220
220
220
330
330 ПН/ПНЗ
500
500 ПН/ПНЗ
0,40
0,50
0,75
1,0
2,0
2,0
2,5
3,0
3,5
2,5
2,7
3,0
3,4/3,7
4,0
4,4
3,5
4,0.
4,5
6,0
6,0
7,5/8,0
8,0/7,5
2,5
2,5
3,0
3,0
3,0
6,0/4,0
7,0/6,0
9,0/8,0
-/10,0
2,3/-
4,0/-
6,0/2,3
7,6/5,0
10/5,5
-/6,0
3,0/3,0
5,0/5,0
8,0/8,0
-/5,0
3,5/4,5
5,0/6,0
5,0/5,5
3,0
4,0
3,0
~ 2,0
3,0
2,5/1,5
3,0/2,0
3,5/3,0
-/3,5
1,0/-
1,5/-
2,0/1,0
2,5/1,5
3,0/2,0
-/2,5
1,0/1,0
1,5/1,5
2,0Д,0
-/2,0
1,0/1,5
2,0/2,5
2,0/2,5
Внутренняя установка
6
10
20
35
ПО
150
220
0,20
0,25
0,30
0,45
2,0
2,5
3,5
3,5
3,0
3,0
2,5
4,0
2,0
2,0
2,5
2,0
1,5
1,0
1,5
1,0
1,0
Примечания: 1. Для ПО кВ и выше в числителе — данные для аппаратов вертикально-рубя-
щего типа, в знаменателе — горизонтально-поворотного. Для аппаратов 330 и 500 кВ (с обозначением
ПН/ПНЗ) приведены данные, соответствующие разъединителям подвесному (числитель) и подвесному с
опережающим отключением и отстающим включением полюса фазы В (знаменатель).
2. Для аппаратов внутренней установки, имеющих изолирующие перегородки между полюсами,
токи могут быть, увеличены в 1,5 раза против указанных в таблице.
3. Установка аппаратов и порядок их оперативного использования должны соответствовать
требованиям § 9.2 Сборника директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР (электро-
техническая часть), Энергоатомиздат, 1985.
4. Данные таблицы не распространяются на присоединения 110 — 500 кВ, к которым подключены
ограничители перенапряжения типа ОПН.
5. Отделители 35—220 кВ, оснащенные дутьевой приставкой ВНИИЭ, могут отключать на-
магничивающий ток трансформаторов любой мощности, а также (соответственно при напряжениях 35,
110 и 220 кВ) токи нагрузки до 80, 50 и 110 А, зарядные токи ВЛ любой длины, длиной до 150 и
250 км, уравнительные токи до 180, 80 и 180 А.

Таблица 5.28. Основные данные отделителей
Характеристика
Номинальный ток, А
Полное время отключения с:
без гололеда
гололед 15 мм
гололед 20 мм
Допустимое тяжение провода, Н
Длина пути утечки, см
Сопротивление цепи, мкОм
Габариты (без привода), м:
длина (вдоль полюса)
ширина не менее
высота
Масса полюса без привода, кг
ОД-35,
ОДЗ-35
630
0,45
0,50
—
490
70
175
0,99
1,9
0,87
76
ОД-ПО
800
0,32
—
—
490
280
150
1,65
1,8
2,04
160
Тип
ОД-ПО,
ОДЗ-110
1000
0,38
0,45
—
490
190
120
1,66(1,93)
1,8
1,48
270(290)
ОД-150,
ОД-150У
1000
0,38
0,45
0,50
780
260/390
120
1,99
2,3
2,04(2,64)
460(517)
ОД-220
1000
0,50
—
0,60
980
380
120
2,44
3,7
2,64
540
Примечания: 1. В буквенной части обозначения: ОД — отделитель, 3 — наличие заземляющего
ножа, У — усиленная изоляция (категория Б по ГОСТ 9920 — 75*); в цифровой — числитель — номинальное
напряжение, кВ; знаменатель (в таблице опущен) — номинальный ток, А.
2. Отделитель ОД-110/800 выпускается в исполнении Т категории 1 по ГОСТ 15150—69* и
15543-70*, ОД-ПО/1000 и ОДЗ-110/1000 в исполнении УХЛ категории 1, остальные отделители-
в исполнении У категории 1.
3. Данные в скобках относятся к ОДЗ-110 и ОДЗ-150У соответственно (в случаях, когда таковые
отличаются от данных для ОД-ПО и ОД-150).
4. Расчетный гололед для отделителей 35 кВ 10 мм.
5.ч"Предельный сквозной ток (амплитуда) 80 кА. Длительность протекания тока термической
стойкости для главных ножей отделителя 35 кВ 4 с, для остальных напряжений — 3 с, для заземляющих
ножей всех отделителей - 1 с.
Таблица 5.29. Характеристики отключающих пружин отделителей различных вапряженви
Характеристика
Наружный диаметр, мм
Диаметр проволоки, мм
Число витков:
рабочих
полное
Длина пружины, мм:
в свободном состоянии
при включенном отделителе
Ход пружины, мм
Расчетное усилие пружины, Н
35
30/97
4/6
12/5
13,5/5
105/36
52/36
53/180
618/29,4
Напряж
110
54
6
47
50
306
744
438
1070
гние, кВ
150
54/48
6/8
47/46
50/47,5
306/559
744/376
438/183
1070/2390
220
54/42
6/6
52/30
54/32
330/198
675/345
345/147
1058/1333
Примечания1: 1. В числителе — данные основных пружин, в знаменателе — вспомогательных
(отделитель ПО кВ имеет только одну пружину).
2. Основные пружины всех типов отделителей работают на растяжение; вспомогательная пружина
отделителя 35 кВ работает на кручение, остальных типов отделителей — на сжатие.
3. Ход пружины указывает изменение в длине (угол закручивания), соответствующее развитию
расчетного усилия (момента).
4. В качестве расчетного указано максимальное усилие (момент) по регулировочной диаграмме
отделителя.
5. Для вспомогательной пружины отделителя 35 кВ вместо усилия пружины приведен вращающий
момент, Н ■ м, а вместо хода — соответствующий угол закручивания в градусах.
6. Длина пружин отделителя 220 кВ указана без учета концевых полукольцевых изгибов
(крепление пружин к отделителю).

Таблица 5.30. Осневные давпые короткозамыкателев
Характеристика
Амплитуда предельного сквозного тока, кА
Ток термической стойкости, кА
Время включения (до касания контакта), с:
без гололеда
с гололедом до 20 мм
Угол отклонения ножа, град
Допустимое тяжение провода, Н
Длина пути утечки, см
Габариты без привода, м:
высота
глубина (вдоль плоскости ножа)
ширина
Масса без привода, кг
КРН-35
42
12,5
0,10
0,15
56
490
70
0,66
0,83
1,2
48
Тип короткозамыкателя
(КЗ-110У)
КЗ-110
51 (32)
20(12,5)
0,14(0,18)
0,20(0,28)
73(48)
■784
190(280)
1,43(1,34)
1,25(1,33)
0,3
150(210)
(КЗ-150У)
КЗ-150
51(32) '
20(12,5)
0,20(0,23)
0,28(0,35)
71(47)
784
260(390)
1,84
1,63(1,75)
0,6
210(250)
КЗ-220У
51
20
0,25
0,35
63
784
570
2,44
1,99
0,6
210
Примечания: 1. В буквенной части обозначения: КЗ — короткозамыкатель, КРН — коротко-
замыкатель рубящего типа наружной установки; в цифровой части — номинальное напряжение, кВ,
У — усиленная изоляция.
2. Короткозамыкатели на 35, 154 и 220 кВ выпускаются в исполнении У категории I по ГОСТ
15150-69* и 15543-70*, КЗ-ПСУ-в исполнениях У1 и Т1, КЗ-ПО-в исполнении УХЛ1.
3. Данные в скобках относятся соответственно к КЗ-110У и КЗ-150У.
4. Расчетный гололед для КРН-35 10 мм.
5. Длительность протекания тока термической стойкости для КРН-35 4 с, для остальных — 3 с.
6. Короткозамыкатель КРН-35 имеет двухполюсное исполнение и его включение приводит к двух-
фазному КЗ на землю, остальные короткозамыкатели однополюсные.
7. Для короткозамыкателя КЗ-П0У-Т1 время включения при гололеде не нормируется.
8. Допустимое количество включений на КЗ без смены контактов — не менее пяти, из них не менее
трех на предельно допустимую амплитуду тока КЗ.
Таблица 5.31. Приводы отделителей в короткозамыкателев
Характеристика
Момент на выходном валу, Н-м:
номинальный
наибольший
Максимальное усилие на рукоятке
вручную, Н
при оперировании
Собственное время срабатывания не более, с
Угол поворота выходного вала, град
Габариты шкафа привода, м:
ширина
глубина (вдоль вала)
высота
Масса, кг
Тип привода
ПРО-1-У1,
ПРК-1-У1,
ПРО-1-Т1,
ПРК-1-Т1
490
735
245
0,05
120-150
«-
0,64 -%
0,30 ■*
0,63
80
. ПРО-1-ХЛ1
ПРК-1-ХЛ1
500 + 50
750 + 50
250
0,05
150 + 5
0,65
0,30
0,67
87
Примечания: 1. Структура условного обозначения: П—привод, Р.—ручное включение
отделителя (отключение короткозамыкателя), О — для отделителя, К — для короткозамыкателя, 1 —
модификация, У1, УХЛ1 или Т1 — климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150—69*
и 15543-70*.
2. Масса приводов указана только для исполнений У1 и УХЛ1, в исполнении Т1 масса привода
составляет 85 кг.
3. Приводы ПРК имеют встроенные реле РТМ (при исполнении У1 и Т1 — три реле, УХЛ1 —
два). Реле РТМ для ПРК исполнений У1 и Т1 выпускаются на следующие уставки, А: при постоянном
токе ПО В — 5, при 220 В — 3,5 или 5, при переменном токе ПО В — 3,5, при 220 В — 5; для приводов
ПРК исполнения УХЛ1 — только на 220 В переменного или постоянного тока с уставками 3,5 или 5.

Продолжение табл. 5.31
4. У приводов ПРО два оперативных электромагнита (один с питанием от вспомогательного
источника, другой — от зарядного устройства); у приводов ПРК — один (при исполнениях У1 и Т1 с
питанием от вспомогательного источника, при исполнении УХЛ1 либо от вспомогательного источника,
либо от зарядного устройства).
5.5. УСТРОЙСТВА ОПЕРАТИВНЫХ
БЛОКИРОВОК
Общие положения. Оперативные блоки-
ровки РУ должн« предотвращать:
включение выключателей, отделителей и
разъединителей на заземляющие ножи и
короткозамыкатели;
отключение и включение отделителями
и разъединителями тока нагрузки, если это
не предусмотрено конструкцией аппарата;
включение заземляющих ножей (ЗН) на
участке схемы, не отделенном разъедините-
лями или отделителями от участков, нахо-
дящихся под напряжением;
подачу напряжения на участки схемы,
заземленные включенными ЗН, и отделенные
от включенных ЗН только выключателями;
включение ЗН шкафов присоединений
КРУ, ^сли выдвижной элемент с выключа-
телем не выведен в испытательное или ре-
монтное положение, установку выдвижного
элемента в рабочее положение при вклю-
ченных ЗН, включение ЗН сборных шин,
если выдвижные элементы с выключателями
вводов рабочего и резервного питания не
выведены в испытательное или ремонтное
положение, установку выдвижных элементов
в рабочее положение при включенных ЗН.
У разъединителей с полюсным управ-
лением в зону действия блокировки должны
быть включены все три полюса, чтобы
оперирование разъединителем или ЗН любо-
го полюса становилось возможным только
при выполнении условий блокирования на
всех трех полюсах.
Заземляющие ножи со стороны линии
линейных разъединителей при отсутствии
обходной системы шин и со стороны выс-
шего напряжения трансформатора с низшим
напряжением до 1 кВ достаточно блокиро-
вать только со своим разъединителем.
В цепи генераторов и синхронных ком-
пенсаторов блокировка должна запрещать
включение ЗН при возбужденной машине и
возбуждение машины при включенных ЗН.
По конструктивному исполнению блоки-
ровки делятся на механические непосредст-
венного действия, электромагнитные и .элект-
ромеханические (механические замковые).
Механическая блокировка в заводском
исполнении применяется в КРУ для пре-
дотвращения перемещения выдвижного эле-
мента при включенном масляном выключа-
теле, вкатывания выдвижного элемента в
рабочее положение при включенном ЗН, авто-
матического закрытия защитных шторок при
вкатывании выдвижного элемента и др., а так-
же для блокирования разъединителей с ЗН.
Электромагнитная блокировка применя-
ется в РУ со сложными схемами электри-
ческих соединений. Аппаратура блокировки
вьшускается двух исполнений: замок ЗБ-1
и ключ КЗЗ-1 — для внутренней установки
и блокировки в цепях управления до 250 В
постоянного тока; замок ЭМБЗ, ключ ЭМК
и розетка У-94Б — для наружной установки.
Электромеханическая блокировка приме-
няется при простых схемах электрических
соединений, преимущественно в КРУ 6 —
10 кВ. Аппаратура для электромеханической
блокировки в зависимости от назначения
изготовляется следующих исполнений:
блок-замок механический одноключевой:
тип 31 — для внутренней установки, тип
31-0 — для наружной установки с защитным
колпачком;
блок-замок механический двухключевой:
тип 32 — для внутренней установки; тип
32-0 — для наружной установки с защитным
колпачком; тип 32-П — поворотный для
внутренней установки; тип ЗР — замок ре-
монтный; тип ЗР-К — замок ремонтный с
вспомогательным контактом;
блок-замок электромеханический одно-
ключевой типа ЗЭ для установки на щите
управления;
рейка обменная типа Р для установки
на щите управления: РЭ — электромеханиче-
ская, РМН — механическая нормальная,
РМ —механическая упрощенная;
вспомогательный контакт типа БК;
ключ типа К к блок-замкам.
Данные электромагнитов ключа ЭМК
электромагнитной и замка ЗЭ электромеха-
нической блокировок приведены в табл. 5.32.
Рекомендуемые места установок механи-
ческой блокировки указаны в табл. 5.33.
Электромеханическая блокировка уста-
навливается на щите управления для связи
со схемой дистанционного управления вы-
ключателями. Конструктивно она выполня-
ется с применением неповоротных одноклю-
чевых замков открытого исполнения типа
ЗЭ.

Таблица 5.32. Электромагнитная и электромеханическая системы блокировок
Вид
блокировки
Электро-
магнитная
Электро-
механическая
Тип
Ключ ЭМК
Замок ЗЭ
в
Данные электромагнита
Напряжение промышленной
частоты
В
127
220
127
220
Коли-
чество
витков
3750
7500
2500
5000
Сечение
провода
ПЭЛ.ммЗ
0,2
0,14
0,23
0,16
Напряжение постоянного тока
В
12
24
48
220
12
24'
48
ПО
220
Коли-
чество
витков
1000
2000
4000
9000
18000
700
1400
3000
6700
14 000
Сечение
провода
ПЭЛ, мм2
0,41
0,29
0,21
0,14
0,1
0,44
0,31
0,23
0,15
0,11
Сопротив-
ление ка-
тушки, Ом
10,2
41
165
900
3700
7,0
28
ПО
600
2400
Примечания: 1. Замок ЭМБЗ электромагнитной блокировки имеет наружный диаметр запорного
стержня 12 ± 0,5 мм, ход стержня 14+1 мм, габариты 65 ж 48 х 96 мм, массу 0,4 кг.
2. Ключ ЭМК рассчитан на кратковременное включение, поэтому во избежание недопустимого
перегрева электромагнита он не должен находиться под напряжением более 10 мин, причем температура
катушки не должна превьппать температуру окружающей среды более чем на 60 °С. Габариты ключа
ЭМК 94x90x45 мм, масса 0,8 кг.
3. Диаметр запорного стержня замка ЗЭ 12 + 0,5 мм, ход стержня 14 + 1 мм. Конфигурация прорезей
в крышках замков и выступов ключей электромеханической блокировки выполнена по документации
завода-изготовителя.
•?. Блокировки сохраняют работоспособное состояние после 2500 циклов запирания и отпирания.
5. Проверка сопротивления изоляции между токоведущими деталями и корпусом производится
мегаомметром на 1 кВ, оно должно быть не менее 20 МОм. Испытание изоляции проводится
напряжением 2 кВ переменного тока, частотой 50 Гд в течение 1 мин.
6. Аппаратуру электромагнитной блокировки: замок ЗБ-1 и ключ КЗЗ-1 изготовляет Курский завод
низковольтной аппаратуры, остальные исполнения — Рижский опытный завод «Союзэнергоавтоматики».
7. Для безотказной работы аппаратуры блокировки рекомендуется периодически (1 раз в 3 мес)
смазывать сердечник и стержень консистентной смазкой марки ГОИ-54П или ЦИАТИМ-203."
8. Требования к блокировке, выбор схемы, сроки и нормы испытаний и техническое обслуживание
приведены в «Инструкции по эксплуатации оперативных блокировок безопасности в распределитель-
ных устройствах высокого напряжения» (М.: Союзтехэнерго, 1979).
9. Для питания цепей блокировки используются: блок стабилизированного напряжения
БПНС-2УЗ(ТЗ), блоки питания и заряда БПЗ-401 и БПЗ-402, блоки питания БПТ-1001, БПН-1001.
Таблица 5.33. Классификация и типовые обозначения замков механической блокировки
1
Место установки блокировки
На приводах разъединителей в схемах с
одной системой шин
На приводах разъединителей или за-
земляющих ножей в цепях отдельных
обмоток силовых трансформаторов
На приводах выключателей при отсут-
ствии дистанционного управления выключа-
телями
Открытое исполнение
Одно-
ключевой
замок
непове-
ротный
31
31
31
Двуключевой i
замок
пово-
ротный
-
непово-
ротный
-
Защищенное
исполнение
3-
Одноклю-
* чевой
замок
Двуклю-
чевой
замок
неповоротный
31-0
31-0
31-0
-

Продолжение табл. 5.33
Место установки блокировки
На приводах разъединителей в схемах с
двойной системой шин
На обменных *$ейках для обмена ключей
при переводе присоединений с одной систе-
мы шин на другую для операции с разъеди-
нителем и заземлителем в цепях отдельных
обмоток трансформаторов
Для блокировки одного из ключей в
замке
Открытое исполнение
Одно-
ключевой
замок
непово-
ротный
-
Двуключевой
замок
пово-
ротный
32-П
32-П
32-П
непово-
ротный
32
32
32
Защищенное
исполнение
Одноклю-
чевой
замок
Двуклю-
чевой
замок
неповоротный
-
32-0
32-0
32-0
Примечание. Исполнение обменных реек: рейка РМН — открытое нормальное без вспомога-
тельных контактов с замками ЗР и 31; рейка РМ — открытое упрощенное без вспомогательных контак-
тов с замком 31; рейка РЭ — открытое с замком ЗР.
5.6. ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица S.34. Основные даииые трансформаторов напряжения
Тип
Номинальное напряжение
ВН, кВ
НН, В
основной
обмотки
дополни-
тельной
обмотки
Класс
точ-
ности
Номинальная
мощность
В-А
основ-
ной
дополни-
тельной
обмотки
Пре-
дель-
ная
мощ-
ность,
ВА
Размеры,
мм
;
Ъ
Н
Масса,
кг
пол-
ная
мас-
ла
НОС-0,5УХЛ4
НОСК-ЗУ5
НОСК-6У5
0,38-0,66
3
6
Серия НОС, НОСК, сухие
100
too
100
-
-
—
0,5
0,5
0,5
25
30
50
-
-
-
200
240
185
9
200
137
125
130
225
146
202
225
6,3
13
15
Серия НОМ, ЗНОМ, масляные
НОМ-6-77У4
НОМ-10-66У2
НОМ-15-77У1
НОМ-35-66У1
ЗНОМ-15-63У2
3-6
10-11
13,8-18
20-35
6/j/i-
-15,75/j/i
100
100
100
100
100/J/
-
-
-
-
100/3
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
50
75
75
150
75
-
-
-
-
-
400
640
640
1200
640
267
308
590
620
600
242
282
220
472
600
350
472
620
850
620
22
35
73
88
63
6
7
23
10
14

Продолжение табл. 5.34
Тип
Номинальное напряжение
ВН, кВ
НН, В
основной
обмотки
Si в
111
о So
дно
Класс
точ-
ности
Номинальная
мощность
обмоток,
ВА
основ-
ной
ш
Пре-
дель-
ная
мощ-
ность,
ВА
Размеры, мм
Я
Масса,
кг
пол-
ная
мас-
ла
Серия НОЛ,, изоляция литая
НОЛ-08-6УТ2
НОЛ-08-10У2
НОЛ-П-6,05
6-6,9
10-11
6
100
100
100
-
-
—
0,2
0,2
3
30
50
250
-
400
640
500
335
335
—
190
208
—
295
313
—
30
33
16
Однофазные трехобмоточные
Серия ЗНОМ, ЗОМ, масляные
ЗНОМ-20-63У2
ЗНОМ-24-69У1
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-72У1
ЗНОМ-1/15-63У2
ЗОМ-1/20-63У2
ЗОМ-1/24-69У1
ЗОМ-1/35-72У1
18/1/3-
-20/J/3
24/J/3
27,5/]/з
35/J/3
10/3-
-15/J/3"
20/l/i
24/1/3
35/1/3
100/1/3
ioo/j/з
ioo/i/з
ioo/i/з
lOO/l/З;
100/]/з
loo/ j/i
loo/l/з
100/3
100/3
100/3
100/3
100/3
100-
127
100 —
127
100-
127
0,5
0,5
0,5
0,5
-
-
-
75
150
150
-
75;
850
75;
850
75;
850
75;
850
300
600
-
-
-
-
-
640
980
1200
-
-
-
-
600
705
480
-
-
-
-
600
705
376
-
-
-
-
Ч-
890
905
910
-
-
-
-
77
108
78
108
65
85
108
108
Серия ЗНОЛ, изоляция литая
ЗНОЛ-06-6УЗ
ЗНОЛ-06-6УЗ
ЗНОЛ-06-10УЗ
з/1/з
6/1/3-
-6,9/i/i
10/1/3-
-п/1/3
lOO/l/З;
ioo/j/з /
юо/i/i
100/3;
(100)*
100/3;
(100)*
100/3;
(100)*
0,2
0,2
0,2
15
30
50
150
200
300
250
400
630
335
335
335
190
190
190
296
296
309
28
28
30

Продолжение табл. 5.34
Тип
Номинальное напряжение
ВН, кВ
нн, в
основной
обмотки
дополни-
тельной
обмотки
Класс
точ-
ности
Номинальная
мощность
ВА
основ-
ной
дополни-
тельной
обмотки
Пре-
дель-
ная
мощ-
ность,
ВА
Размеры,
/
Ъ
мм
Н
Масса,
кг
пол-
ная
мас-
ла
Серия ЗНОЛ, изоляция литая
ЗНОЛ-09-6УТ2
ЗНОЛ-09-6УТ2
ЗНОЛ-09-10УТ2
ЗНОЛ-09-10УТ2
.з/1/з
6/1/3-
-6,9/1/3
6/1/3-
-10/3
10/1/3-
-пд/з
ioo/i/з
ioo/j/з
100/1/1
ioo/j/з
100/3;
(100)*
100/3;
(100)*
100/3;
(100)*
100/3;
(100)*
0,2;
0,5
0,2;
0,5
0,5
0,2
15
30
50
50
150
200
300
300
250
400
630
630
335
335
335
335
190
190
190
190
308
308
308
308
30
30
33
33
НТС-05-УХЛ4 0,38-0,66 100
Трехфазные трехобмоточные
Серия НТС, сухие
- I 0,5 I 50 [ -
400 I 2941 1111 2341
НТМК-6-71УЗ
НТМК-10-71УЗ
НТМИ-6-66УЗ
НТМИ-10-66УЗ
НТМИ-18
3-6
10
3
10-11
13,8:
15,75
Серия НТМК, НТМИ, масляные
100
100
100
100
100
—
100/3
100/3
100/3
0,5
0,5
0,5
0.5
0,5
50
120
50
120
120
200
300
500
400
960
400
960
960
324
324
453
453
1044
305
305
445
445
480
640
640
387
507
730
47
92
60
80
290
15
27
12
19
94
Однофазные каскадные
Серия НКФ, масляные
НКФ-66-75У1
НКФ-66-76У1
НКФ-110-57У1
НКФ-110-58У1
НКФ-220-58У1
НКФ-220-58У1
НКФ-220-58У1
НКФ-330-73У1
НКФ-400-66У1
НКФ-500-78У1
66/1/1
66/1/1
1 Ю/1/з
ПО/1/3
150/1/1
220/1/3
230/1/1
330/1/1
400/1/1
500/1/1
100/]/з
ioo/j/з
тео/]/з
ioo/j/з
ioo/i/з
ioo/j/з
no/i/з
ЮО/1/1
ioo/j/з
100/]/з
100
100/3
100
100/3
100
100
100
100
100
100
0,5
0,5
0,5; 1
0,5; 1
0,5; 1
0,5; 1
0,5; 1
0,5; 1
1
1
400
400
400
400
400
400
400
400
500
500
1200
1200
1200
1200
1200
1200
1200
1200
1000
1000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
-
-
710
710
1044
1044
1044
1200
1850
1850
-
-
710
710
1044
1044
1044
1200
1850
1850
-
-
1630
1630
3360
3360
3360
5300
-
6950
587
627
620
620
1390
1390
1390
2210
-
4850
155
150
155
155
320
320
320
480
1160

Продолжение табл. 5.34
Тип
Номинальное напряжение
ВН, кВ
НН, В
основной
обмотки
дополни-
тельной
обмотки
Класс
точ-
ности
Номинальная
мощность
ВА
основ-
ной
дополни-
тельной
обмотки
Пре-
дель-
ная
мощ-
ность,
ВА .
Размеры,
мм
1
Ь
Я
Масса,
кг
пол-
ная
мас-
ла
НДЕ-500-72У1
НДЕ-750-72У1
НДЕ-1150-78У1
Электромагнит-
ное устройство
НДЕ
500/1/3 .
750/J/3
1150Д/3
11,44-12,7
Однофазные емкостные
Серия НДЕ
Ш0/|/з
ioo/i/з
100/1/3
юо/|/з
100
100
100
100
1
1
1
300
300
300
1000
1000
600
1600
1600
1200
578
770
1415
492
150
* Может быть выполнен на 100 В.
Примечания: 1. Значения букв и цифр в структуре условного обозначения трансформа-
торов напряжения: Н — трансформатор напряжения; О— однофазный; Т — трехфазный: С —изоляция су-
хая; М — масляная; Л — литая эпоксидная; 3 — перед обозначением типа трансформатора указывает на то,
что конец обмотки ВН заземляется; К — каскадный в серии НКФ, комплектующий в серии^ НОСК,
с компенсационной обмоткой в серии НТМК; И —с обмоткой для контроля изоляции сети; ДЕ —с ем-
костным делителем в серии НДЕ; первая цифра — номинальное напряжение, кроме трансформаторов
напряжения серий НОЛ и ЗНОЛ, у которых первая цифра обозначает область применения: 06 — для
встраивания в закрытые токопроводы, закрытые распредустройства (ЗРУ) и КРУ внутренней установки,
08 —для ЗРУ и КРУ внутренней и наружной установки, 11 —для взрывоопасных КРУ; вторая
цифра — климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150—69* и 15543 — 70*.
2. Трансформаторы напряжения серии НДЕ комплектуются конденсаторами связи и конденсаторами
отбора мощности:
НДЕ-500 - конденсатор связи СМИЗ-166/[/з = 14У1 - 3 шт.; конденсатор отбора ОМИЗ-15-107У1
1 шт.;
НДЕ-750 — конденсатор связи СМИ-188/1/3-12У1 — 3 шт.; совмещенный конденсатор связи с от-
бором СОМИ-188/|/з + 15 -12 + 105У1 - 1 шт.; Ъь ■
НДЕ-1150-конденсатор связи СМИ-166/|/з-14У1 -6 шт.; конденсатор отбора СОМИ-1б6/|/3 +
+15-14 + 107У1 -1 шт.
3. Электромагнитное устройство (понижающий трансформатор) подключается на верхний фланец
конденсатора отбора мощности ОМИЗ-15-107У1 или к выводу в покрышке совмещенного конденса-
тора связи с отбором мощности типов СОМИ-188/|Д СОМИ-166/j/i.
4. Трансформатор напряжения НДЕ поставляется в составе конденсаторов и электромагнитного
устройства,, полностью отрегулированный по классу точности и отмаркированныи одним заводским
номером на заводе. При монтаже регулировка и перестановка устройства ЭМУ, перестановка местами
конденсаторов не допускаются.
5. Конденсаторы связи устанавливаются на изолирующую подставку из фарфора типа ПИ-3 вы-
сотой 455 мм.

5.7. ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА
Таблица 5.35. Трансформаторы тока варужной установки
Тип
ТФЗМ35А-У1
ТФЗМ35А-1У1
ТФЗМ-35Б-НУ1
ТФЗМ-35Б-1У1
ТФЗМ-П0Б-НУ1
'ном»
первичный
15-800
1000
15-600
800; 1000
1500; 2000
500
1000
2000
3000
50-600
400; 800
750; 1500;
1000; 2000
А
вторич-
ный
5
5
5
1 или 5
5
1 или 5
'ДИ№
кА
150
100
150
100
50
125
145
150
ПО
75
'тер»
кА
65
45
32,5
49
57
43,3
34,6
60
Номинальная
вторичная
нагрузка,
В-А,
обмоток
изме-
ри-
тель-
ной
50
30
30
30
20
защи-
ты
20
30
50
30
50
Вариант
исполнения
обмоток
Р/0,5
Pi/Pjj/0,5
Pi/Pi/0,5
Pi/P2/0,5
Д,/Д2/0,5
Номинальная
предельная
кратность
35 при
20 В-А
10 при
50 В-А
>20
>п
>28
12
18-20
> 10
>20
30
Длина пути утечки, см
70
105
-
190
190
Строит&шь-
ная высота
изоляцион-
ной части,
мм
505
730
-
1170
1390
Габариты
(основание х
х высота),
мм
550 х 530 х
х 860 ±40
660 х 660 х
х 1090 + 30
660 х 620 х
х 1050 ±30
660 х 660 х
х 1530 ±40
860 х 860 х
х 1690 ± 40
Масса, кг
масла
40
70
70
100
180
латора
трансфер
200
350
350
430
440
840

ТФЗМ-150А-1У1
ТФЗМ-150Б-1У1
ТФЗМ-220Б-ШУ1
ТФУМ-ЗЗОА-У1
ТФРМ-ЗЗОБ-У1
ТФЗМ-500Б-1У1
ТФРМ-500Б-У1
ТФРМ-750А-У1
600; 1200
300; 600;
1200
500; 1000;
2000
1000; 2000;
1600; 3200
500; LOOO;
2000
"1000; 2000
1500; 3000
2000; 4000
1000; 2000;
1500i;3OQ0;
2000f 4000
1 или 5
1 или 5
1 или 5
1
1
1
1
62
60
50
160
90
120
120
24,6
60
42,2
63
39
47-
47
40
30
50
30
30
15
20
20
20
50
50
100
40
75
40
40
P!/P2/P3/0,5
P,/P2/P3/0,5
Pi/P2/P3/0,5
Р1/Р2/Р3УР4
0,2
Pi/P2/l(P)/0,5
PJPJPJPJO,!
WW0-2
15
27 при
30 ВА
30 при
30 В-А
20 при
50 В-А
20
18
> 18
>15
>12
> 12
260
380
'540
800
800
1180
1180
1505
1740
2450
2585
3480
3850
»
4780
860 х 860 х
х 2300+40
1080 х
х1135х
х 2980 ±50
825х825х
х 3820 ±40
900х900х
х 4670+50
ИООхПООх
х 5790 ±100
1230x6320
1720x9340
300
700
540
1100
1400
1480
2240
1060
1165
2260
1800
3850
4750
6500
8400
Примечания: 1. Обозначение типа: Т — трансформатор тока, Ф —в фарфоровой покрьшже, 3, У, Р — обмотки соответственно звеньевого,
U-образного, рымовидного исполнений, М — с масляным заполнением, А, Б — категории исполнения трансформатора тока, число — номинальное напря-
жение трансформатора тока, кВ, У1 — климатическое исполнение и категория размещения.
2. Изготовитель трансформаторов тока — Запорожский завод высоковольтной аппаратуры.

Таблица 5.36. Трансформаторы тока внутренней установки
Тип
ТЛМ-6
ТШЛ-10К
ТШЛП-ЮК
ТЛП-10КУЗ
ТПОЛ-10
ТПШЛ-10
Аюм>
первичный
300; 400; 600;
800; 1000;
L500
2000; 3000;
4000;( 5000
1000; 2000
10; 15; 30; 50
100; 150; 200;
300; 400
600; 800
L000; 1500
600
800
1000
1500
2000
3000
А
вторичный
5
5
5
5
5
кА
125
-
2,47;
3,7;
7,4;
14,8
74,5
-
-
160
-
140
90
-
кА
25
70
0,45;
0,675;
1,35;
2,25
14,5
19; 27
27
65
-
55
36
70
^Номинальная вторичкая
нагрузка, В-А, обмоток
измери-
тельной
10
20
10
10
20
защиты
15
30
15
15
36
Вариант
исполнения
обмоток
1/Р: 0*5/#'
Р/Р; 0,5/Р
0,5/Р; Р/Р
Р; Р/Р;
0,5/Р
Р; Р/Р;
0,5/Р
Номинальная
предельная
кра гность
20
20
12
-
17
20
17
15
17
24
20
25
Масса, кг
27
40
47
15-17
28-41

ТПЛ-Ю
ТПЛУ-10
ТЛМ-LO-L
ТЛМ-10-2.
ТПЛМ-10
4000
5000
5-200
300
400
10-100
50-200
50
200
300; 400
600; 800
1000
1500
5
10
100*^ '
150
300
400 .
5
5
5
250
175
165
250
-
17,6
' 52
100
1,8
3,5
35,2
52
70 >
70
45
45
35
60
-
2,45
8,85
16
20
22,5
22,5
0,17
0,32
4,85
6,25
12,5
12,5
10
10
10
15
15
15
Р; Р/Р;
0,5/Р
0,5/Р;
Р/Р
>
Р; 0,-5/Р;
Р/Р
30
35
5
13
17
16
14
13
10
9
28 41
10-17
11-19
27
11-16
•

Продолжение табл. 5.36
Тип
ТПЛМУ-10
ТЛ-10УЗ
ТПОЛ-20
'ном»
первичный
10
100
150
300 ,
400
50; 100
150; 200
300; 400
600; 800
1000
1500
2000
3000
400
600
800
1000
1500
А
вторичный
5
5
5
*дин>
кА
3,5
35,2
52,0
70
70
51
81
120
'тер»
кА
0,52
6,25
8,75
17,5
-
2,5; 5
7,5; 10
15; 20
31,5
40
Номинальная вторичная
i нагрузка, В-А, обмоток
измери-
тельной
10
10
20
10
защиты
15
15
30
15
20
30
50
50
Вариант
исполнения
обмоток.
Р; 0,5/Р;
Р/Р
Р; р/о,5
р/1; Р/Р;
Р/0,5
Номинальная
предельная
кратность
10
9
15
17
20
20
15,7
10,5
13
18
24
24
26
Масса, кг
12-18
47-55
43

ТПОЛ-35
400
600
800
1000
1500
100
40
35
15
~2(Г
1о~
50
50
Р/1; Р/Р;
Р/0,5
13
~24~~
24
26
Примечание. Обозначение типа: Т — трансформатор тока, Л — с литой изоляцией, Ш — шинный, П — проходной, О — одновитковый, У — усиленный,
число — номинальное напряжение, кВ, трансформатора тока.
Таблица 5.37. Трансформаторы тока для устаиовки в генераторных цеиях
Тип
ТШВ-15
ТШВ-15Б
ТВГ-20-1
ТВГ-20-1
ТШЛ-20-1
ТШЛ-20Б-1
ТШЛ-20-П
ТШЛ-20Б-И
ТШЛ-20Б-Ш
ТШЛО-20
'ном» "
первичный
6000
8000
18000
9000
6000;
8000
Шш
12000
18000
1500
вторичный
5
5
5
5
5
5
'див»
кА
-
-
-
-
j
-
кА
20
20
9
и
20
20
10
-
Номинальная вторичная
нагрузка, В-А, обмоток
измери-
тельной
30
30
-
-
-
'
защиты
-
-
50
30
30
30
100
20
Вариант
исполнения
обмоток
0,5/Р
0,5/Р
Р/Р/Р
Р/Р/Р )
Р/0,5
Р
Номинальная
предельная
кратность
15
15
4
4
16
14
12
8
5
83
83
225
80
180
23

Продолжение табл. 5.37
Тип
ТШВ-24
ТВВГ-24-I
ТПОЛ-27
^НОМ' ™-
нервичный
24000
12000
1500
вторичный
5
5
5
■"дин-
кА
-
-
70
■•тер'
кА
13
12
20
Номинальная вторичная
,- нагрузка, В-А, обмоток
измери-
тельной
-
-
-
защиты
100
30
20
Вариант
исполнения
обмоток
Р '•• .,#
Р/Р/Р
Р/Р
Номинальная
предельная
кратность
5
2
7
Масса, кг
90
130
105
Примечание. Обозначение: Т — трансформатор тока, III — шинный, В — с воздушным охлаждением, Л — с литой изоляцией, В(ТВВГ-24) — с водяным
охлаждением, О — одновитковый, Г — генераторный, число — номинальное напряжение, кВ, трансформатора тока.
Таблица 5.38. Комплектация трансформаторами пжа генераторов и комвлсктныж экранированных токопровадов
Тип
турбогенератора
ТВФ-63-2,
ТВФ-63-2Е
'{'ном =Ю.5 кВ)
ТВФ-63-2,
ТВФ-63-2Е
({Уном = 6,3 кВ)
Место установки трансформатора тока (ТТ)
Линейные выводы турбогенератора
Старое исполнение ТТ
Тип
ТШВ-15Б-6000
ТШВ-15Б-8ОО0
Коэффи-
циент
трансфор-
мации
6000/5
8000/5
Новое исполнение ТТ
Тип
ТШВ 15Б-6000
ТШ20-10000
ТШВ-15Б-8000*'
Коэффи-
циент
трансфор-
■ мации
6000/5
10000/5
8000/5*"
Нулевые выводы турбогенератора
Старое исполнение ТТ
Тип
ТШВ-15Б-60О0
ТШВ-15Б-8000
Коэффи-
циент
транс-
формации
6000/5
8000/5
Новое исполнение ТТ
Тип
ТШВ-15Б-6000
ТШ20-10000
ТШВ-15Б-8000*'
Коэффи-
циент
трансфор-
мации
6000/5
10000/5
8000/5

ТВФ-120-2,
ТВФ-110-2Е
ТВФ-165-2,
ТВВ-160-2Е
ТВВ-200-2,
ТВВ-220-2
ТГВ-200-2,
ТГВ-200-2М
ТГВ-300-2
ТВВ-320-2,
ТВВ-320-2Е
ТВВ-500-2,
ТВВ-500-2Е
ТВВ-800-2,
ТЗВ-800-2
ТВВ-1000-2,
ТВВ-1000-4
ТВВ-1200-2
ТШВ-15Б-8000
ТШЛ-20&-1-8000
ТШЛ-20Б-1-10000
ТШЛ-20Б-Ы00ОО
ТШЛ-20Б-И-12000
ТШЛ-20Б-П-12000
ТШЛ-20Б-Ш-18000«
ТШВ-24-24000
■Р* -
ТШВ-24-24000
8000/5
8000/5
10000/5
10000/5
12000/5
12000/5
18000/5
24000/5
~
24000/5
ТШ20-10000
ТШВ-15Б-8000*1
ТШ20-8000
ТШЛ-20Б-1-8000*!
ТШ20-10000
ТШЛ-10Б-ЫОООО*'
ТШ20-10000
ТШЛ20Б-1-1О000*'
ТШ20-12000
ТШ20-12000
ТШВ-24-24000
ТШВ-24-30000
ТШВ-24-30000
ТШВ-24-24000
10000/5
8000/5*1
8000/5
8000/5*1
10000/5
10000/5
12000/5
12000/5
24000/5
30000/5
30000/5
24000/5
ТШВ-15Б-8000
ТШЛ-20Б-1-8000
ТШЛ-20Б-И0000
ТШЛ-20Б-1-10000
ТШЛ-20Б-П-12000
ТВГ-20-6000
ТГВ-20-1-9000*2
ТВГ-24-1-12000
-
ТВГ,20-1-9000*2
8000/5
8000/5
10000/5
10000/5
12000/5
600О/5
9000/5
12000/5
-
9000/5
ТШ20-10000
ТШВ-15Б-8000*!
ТШ20-8000
ТШЛ-20Б-1-8000*!
ТШ20-10000
ТШЛ-20Б-1-10000*1
ТШ20-10000
ТШЛ20Б-1-10000*!
ТШ20-12000
ТШЛ20Б-Ц-12000*!.
ТВГ-24-1-6000
ТВГ-24-1-12000
г
ТВГ-24-П-15000
ТВГ-24-1-12000
ТВГ-24-I-12000
10000/5
8000/5
8000/5
10000/5
10000/5
12000/5
6000/5
12000/5
15000/5
12000/5
12000/5
*i Установка в случае невозможности применения трансформаторов тока ТШ20 по условиям компоновки в токопроводе..
*2 Снимаются с производства.
Примечание. Для выполнения поперечной дифференциальной защиты в гурбогенераторах ТВВ-800-2, ТЗВ-800-2, ТВВ-1000-2, ТВВ-1000-4 и
ТВВ-12000-2 установлены трансформаторы тока ТПОЛ27-1500, в остальных турбогенераторах — трансформаторы тока ТШЛО20-1500.

Таблица 5.39. Трансформаторы тока встроенные
Тип
ТВТ-10-855У2
ТВТ-35-10У2
ч.
ТВ-35-10У2,
ТВ-35-ЮТ2,
ТВ-35-10ХЛ2
ТВ-35-25У2,
ТВ-35-25Т2,
ТВ-35-25ХЛ2
Вариант
исполне-
ния*1
6000/5
200/5
300/5
600/5
1500/5
150/5
300/5
600/5
200/5
300/5
600/5
L 500/5
Номиналь-
ный
первичный
ток, А
6000
75
100
150
200
10Q
150
200
300
200
300
400
600
600
750
1000
1500
50
75
100
150
100
150
200
300
200
300
400
600
75
100
150
200
_ 100
150
200
300
200
300
400
600
600
750
L000
L500
Вторичная нагрузка, В-А,
при cos ф = 0,8 в классе
точности
0,5
20
-
-
10
10
30
30
30
-
-
-
-
-
10
10
30
30
30
1
-
-
10
10
20
-
-
-
30
-
10
10
20
-
3
-
20
20
20
20
20
-
-
30
30
40
20
20
20
20
20
-
10
-
20
20
20
-
-
10.
20
20
30
20
30
40
40
20
20
-
-
/тер*2.
кА
85,5
10
10
25
Номиналь-
ная
предельная
кратность
3
5
9
5
9
25
9
25
16
16*3
16*3
13*3
10*3
6,5*3
2
2
2
7
2
7
8
14
5
9
5
9
16
9
16
12
30
30
20
22
16*3
Масса,
кг
14
15
18
18
21
15
18

Продолжение табл. 5.39
Тип
ТВ-35-40У2
ТВС-35-50У2
ТВС-35-50У2
ТВ-110-20У2,
ТВ-110-20ХЛ2
Вариант
исполне-
ния*1
300/5
600/5
1500/5
2000/5
1200/1
2000/1
3000/1
L 200/5
2000/5
3000/5
200/5
Номиналь-
ный
первичный
ток, А
100
150
200
300
200
300
400
600
600
750
1000
1500
750
1000
1500
2000
600
800
1000
1200
L000
1200
1500
2000
L200
L500
2000
3000
600
800 -
1000
1200
1000
L200
1500
2000
L200
1500
2000
3000
75
100
150
200
Вторичная нагрузка, В-А,
при cos (p = 0,8 в классе
точности
0,5
-
10
10
30
30
30
30
30
30
40
3Q
36*
30
30
30
30
30
30
30
30
-
1
10
10
20
30*4
30*4
-
30
-
-
30
-
-
-
3
20
20
20
20
20*4
-
-
-
-
-
-
-
-
10*4.
10
20
;■"--
-
-
-
-
-
-
-
-
10
20
20
30
I *2
*тер >
кА
40
50
•
X
■ А
20
Номиналь-
ная
предельная
кратность
6
8
12
8
12
16
16
16
20
26
26*3
20
26
26*з
20*з
25
30
36
41*з
36
41*з
33*з
25*3
41*3
33*з
25*3
16*з
25
30
36
41*з
36
41*з
33*з
24*3
41*3
33*з
24*3
16*з
22
Масса,
кг
18
35
96
97

Продолжение табл. 5.39
Тин
ТВ-110-20У2,
ТВ-110-20ХЛ2
ч.
ТВУ-110-50У2,
ТВУ-П0-50ХЛ2
ТВ-220-25У2;
ТВ-220-25ХЛ2
1
Вариант
исполне-
ния*1
300/5
1" 600/5
1000/5
200/5
300/5
600/5
1000/5
2000/5
L 000/1
2000/1
600/5
Номиналь-
ный
первичный
ток, А
100
150
200
300
200
300
400
600
400
600
750
1000
75
100
150
200
100
150
200
300
200
300
400
600
500
600
750
1000
1000
1200
1500
2000
500
600
750
..1000
1000
1200
1500
2000
200
300
400
600
Вторичная нагрузка, В А,
при cos ф — 0,8 в классе
точности
0,5
-
10
10
20
30
~
25
10*4
25
50
50
50
25*4
30
50
50
50
10
1
-
20
10
20
25
50
10
10
15
15
25
15
~
60
-
20
30
20
3
Ю*4
15*4
10*4
15*4
30
50*4
30*4
50*4
75*4
20*4
20*4
30*4
15
-
-
-
-
40
50*4
10
20
20
30
40
30
40
-
15
20
20
20
30
-
-
-
-
-
:-
1 *2
лтер '
кА
20
50
25
Номиналь-
ная
предельная
кратность
22
20
22
20
15
25
15
25
15
20*4
5
10
20
5'
10
20
25
34 "
50
40
60
80
60
37
50*з
50*з
42
33*з
25*з
50
50
37
50*з
50*з
42
33*з
25*з
20
20
18
Масса,
кг
96
97
103
97
143
~153~

Продолжение табл. 5.39
• Тип
ТВ-220-25У2,
ТВ-220-25ХЛ2
ТВС-220-40У2,
ТВС-220-40ХЛ2
-
Вариант
исполне-
ния*'
1000/5
2000/5
1000/1
2000/1
1200/5
2000/5
3000/5
1200/1
2000/1
3000/1
Номиналь-
ный
первичный
ток, А
400
600
750
1000
500
1000
1500
2000
400
600
750
1000
500
1000
1500
2000
600
800
1000
1200
1000
1200
1500
2000
1200
1500
2000
3000
600
800
1000
1200
1000
1200
1500
2000
1200
1500
2000
3000
Вторичная нагрузка, В-А,
при cos ф = 0,8 в классе
точности
0,5
15
20
20
30
50
10
15
30
30
40
50
20
30
30
30
30
20
30
30
30
30
1
20
30*4
50*4
50*4
20
40*4
20
15
-
-
15
-
- ■
3
30
50*4
50
40
40*4
40*4
-
-
-
-
-
-
10
\
-*-
—
—
-
-
-
-
-
F #2
'тер ■
кА
25
40
Номиналь-
ная
предельная
кратность
20
18
32
25*3
13
25*3
16
12
15
22
25
25*з
19
25
16
13
50
50
40*3
33
40*3
33
27
20*3
33
27
20*3
17
50
50
40*3
33
40*3
33
27
». 20*3
*> 33
27
20*3 -
13
Масса,
кг
143
153
*\
151
157
** В знаменателе указан номинальный вторичный ток.
*2 Для трансформаторов на номинальное напряжение ПО и 220 кВ указан трехсекундный ток терми-
ческой стойкости, а для трансформаторов на номинальное напряжение 10 и 35 кВ — четырехсекундный ток
термической стойкости.
*3 Предельная кратность ограничена допустимым током термической стойкости.
*4 Вторичная нагрузка, при которой гарантирована предельная кратность.

Продолжение табл. 5.39
Примечания: 1. Трансформаторы тока серий ТВ, ТВС и ТВУ встраиваются в масляные выключате-
ли, трансформаторы тока серии ТВТ — в силовые трансформаторы или автотрансформаторы.
2. Обозначение типа: Т — трансформатор тока, В — встроенный, число — номинальное напряжение вы-
ключателя или силового трансформатора, кВ; второе число —ток термической стойкости, кА; буквы У, Т,
ХЛ — климатическое исполнение,, пифра 2 —категория размещения.
Таблица 5.40. Трансформаторы тока нулевой последовательности
Тип
ТНП-2
ТНП-4
ТНП-7
ТИП-12
ТНП-16
ТНПШ-1-6
ТНПШ-1-10
ТНПШ-1-15
ТНПШ-2-6
ТНПШ-2-10
ТНПШ-2-15
ТНПЩ-3-6
ТНПШ-3-10
ТНПШ-3-15
ТЗЛМ-УЗ
веем,
кВ
—
—
—
—
6,3
10,5
15,75
6.3
10,5
15,75
6,3
10,5
15,75
—
*ном»
А
—
—
—
—
1750
3000
4500
—
'ДИН'
кА
—
—
—
—
24
48
72
70
'тер,
кА
—
—
—
—
165
165
165
—
мая
цепи
ива-
Потребляе
мощность
подмагнич
иия, В-А
20
45
50
70
85
20
25
30
—
о S
Количеств
охватывае
кабелей
1-2
3-4
5-7
8-12
15-16
(1)*
(2)*
(3)*
1
ьный
и
Максимал
диаметр
кабеля, м
50
50
50
60
60
—
—
—
Диаметр
окна 70
Количеств
вторичных
витков
20
20
27,
27
27
39
39
39
—
Масса,
кг
60
128
152
225
280
156
158
166
211
214
246
288
292
325
5,5
* В скобках число групп из трех прямоугольных токоведуших шин.
Примечание. Обозначение типа: Т — трансформатор тока, Н — нулевой последовательности,
П — с подмагничиванием переменным током, Ш — шинный, 3 — защита от замыкания отдельных
жил кабелей, Л — с литой изоляцией, М — модернизированный, УЗ — климатическое исполнение и
категория размещения, первое число — число охватываемых кабелей; второе число —класс напря-
жения, кВ.
5.8 КОМПЛЕКТНЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ
Таблица 5.4L. Комплектные распределительные устройства 6—10 кВ внутренней
установки (ГОСТ 14693-77*)
Серия
КВВО-2
КСО-272
КВ-1
КМ-1
Номинальный
ток, кА
сборных
- шин
0,63; 1,0;
1,6
0,63; 1,0
1,0; 1,6;
2,0; 3,2
1,0; 1,6;
2,0; 3,2
0,63; 1,0;
1,6
0,40;
0,63; 1,0
0,63; 1,0;
1,6
0,63; 1,0;
1,6; 2,0;
3,2
Стойкость, кА
электро-
динами-
ческая
(ампли-
туда)
52
51
52
51; 81
тер-
ми-
че-
ская
20
20
20
20;
31,5
Тип
выклю-
чателя
ВМПП-Ю,
ВМПЭ-10
ВПМ-10,
ВПМП-10,
вн
ВВ-10
ВМПЭ-Ю,
ВК-10,
ВКЭ-10
Размер шкафа, м
Шири-
на
1,0
1,0
0,75-
1,13
0,75
(1,25)
Глу-
бина
1,1
1,53
1,2-
1,3
1,3
Высо-
та
2,44
2,87
2,31
2,15
Масса
шкафа, т
0,54-0,80
0,65-0,9
(0,2-0,75)
0,57-0,81
0,59-1,4
(0,42- 1,13)

Продолжение табл. 5.41
Серия
КМ-10
КРУ2-10-20
КР-10/31,5
КР-10-Д-10
КЭ-10
КЭ-6;
КЭ-6С
К-ХП
K-XXIV
K-XXV
K-XXVI
K-XXVII
K-XXVIII
К-104
Номинальный
ток, А
сборных
шин
1,0; 1,6;
2,0; 3,2
0,63; 1,0;
1,6; 2,0;
2,5; 3,2
1,0; 1,6;
2,0; 3,2
5,0
1,0; 1,6;
2,0; 3,2
2,0; 3,2
1,0; 1,5;
2.0
3,2
3,2
2,0; 3,2
2,0; 3,2
0,40
1,6; 2,0;
3,15
ячеек
0,63; 1,0;
1,6
0,63; 1,0;
1,6; 2,0;
2,5; 3,2
0,63; 1,0;
1,6; 2,0;
3,2
1,0; 2,0;
4,0; 5,0
0,63; 1,0;
1,6; 2,0;
3,2
0,63; 1,0;
1,6; 2,0;
3,2
0,63; 1,0;
1,6
3,2
1,0; 1,6;
2,0
0,63; 1,0;
1,6
2,0; 3,2
0,40
0,63; 1,0:
1,6
Стойкость, кА
электро-
динами-
ческая
(ампли-
туда)
81
52
81
160
52; 81;
102
81; 102
51; 81
129
128
81
81
81
51; 81
тер-
ми-
че-
ская
31,5
20
31,5
63
20;
31,5;
40
31,5;
40
20;
31,5
40
40
31,5
31,5
31,5
20;
31,5
Тип
выклю-
чателя
ВК-10
вмпп
вмпэ
ВМПЭ-10
ВМПП-10
МГГ-10
ВЭ-10
ВЭ-10;
ВЭС-6
ВМПЭ-10,
ВМПП-10
ВЭМ-6
ВЭМ-б
ВМПЭ-10,
ВМПП-10
ВМПЭ-10
_
ВК-10,
ВВЭ-10
Разме
Шири-
на
0,75
0,90-
1,35
0,90
(1,40)
1,5
0,75
(1,25)
0,75
0,9
2,25
0,9
0,9
0,9
(1,35)
0,9
0,75
э шкафа, м
Глу-
бина
1,85
1,66
1,6
2,6
1,85
1,85
1,6
1,77
1,79
1,6
1,65
1,65
1,15
Высо-
та
2,4
(2,6)
2,35-
2,38
2,7
4,1
2,49-
2,65
2,49
2,4
2,35
3,11
2,4
2,82
2,5
2,43
Масса
шкафа, т
1,39
1,09-1,78
(0,67-1,88)
1,20-1,85
(0,67-1,20)
6,2(1,15)
1,40-2,10
(0,6-1,65)
1,45
(0,6-1,3)
0,40-1,25
2,75
0,48-1,74
0,40-1,25
0,63-1,80
(0,64)
0,6-0,88
Примечания: 1. Все серии выполнены по схеме с одиночной системой шин и включают сле-
дующие исполнения шкафов: ввода, отходящей линии, секционного выключателя, трансформатора на-
пряжения и разрядника, трансформатора с. н.
2. Отключаемый ток выключателей численно равен току термической стойкости; максимальная
продолжительность протекания тока термической стойкости 3 с.
3. Допустимые значения сопротивления постоянному току контактов:
а) для контактов сборных шин — не более 120% сопротивления участка шин той же длины без
контакта;
б) для втычных контактов первичных цепей — в соответствии с заводской инструкцией, а в случае
отсутствия заводских данных выбираются по таблице:
Номинальный ток контакта, кА . . 0,4 0,6 0,9 1,2 2,0 и более
Сопротивление контакта, мкОм .75 60 50 ;> 40 30
в) для разъединяющих скользящих контактов вторичных цепей — не более 4§р0 мкОм.
4. В скобках -приведена ширина ячеек вводов и секционных выключателей, а также масса ячеек
без выключателей.
5. Серии КМ-1. КВ-1, К-104, КРУ2-10-20 и КР-10. рассчитаны на двустороннее обслуживание,
остальные — на одностороннее.
6. Наибольшее сечение присоединяемых кабелей 3 х 240 мм2, наибольшее количество кабелей для
КР-10 и К-ХП-6, для КРУ2-10-20 - 5, для КСО-272-2, для остальных типов-4; есть варианты
исполнения шкафов с кабельными сборками, допускающие увеличение количества присоединяемых
кабелей до 10 (КЭ-10, КМ-10, КР-10) или до 12 (K-XXVII).
7. Выкатные элементы есть у всех серий, кроме КСО-272 и K-XXVIII.
8. Все приведенные в таблице серии РУ используются для понизительных ПС и ПС промышлен-
ных предприятий; особо оговаривается, что РУ серии КЭ-10/40 предназначены для крупных элек-
троприемников с резко толчковыми нагрузками, серий КВ-1, КЭ-6, КЭ-10 —для электроустановок
с частыми коммутационными операциями, КР-10Д - для ГРУ ТЭЦ, КР-10, КЭ-6, К-ХП, K-XXIV,
K-XXV, K-XXVI, K-XXVII, КРУ2-10-20 и К-104-для с. н. электростанций, КЭ-бС-для с. н. АЭС,
K-XXVIII — для трансформаторов с. н. конденсаторных батарей или разрядников (стыкуются с К-ХП
и K-XXV), K-XXIV — в цепях ввода и секционного выключателя в РУ с камерами серий K-XXV.

Продолжение табл. 5.41
9. Камера серии КВВО на 0,63 кА имеет термическую стойкость 14 кА, КСО-272 с выклю-
чателем нагрузки имеет электродинамическую стойкость 30 кА.
10. Серии K-XXIV и K-'XXV выпускаются только на 6 кВ, КВ-1, K-XXVII - только на 10 кВ,
остальные — на 6 и 10 кВ.
Таблица 5.42. Комплектные распределятельные устройства 6 — 10 кВ наружной установки
(ГОСТ 14693-77*)
Серия
КРУН-6(10)Л
КРН-10
К-34
К-40
К-41
К-44
К-47
К-49
*"
К-102
Номинальный
ток, А
сборных
шик
0,63; 1,0;
1,6
0.63
0,63
1,6
1.6
1,0; 1,6;
2,0; 3,2
1,0; 6,2;
0; 3,2
1,0; 1,6;
2,0; 3,2
1,0
ячеек
0,63; 1,0;
1,6
0,40; 0,63
0,40; 0,63
0,63
0,40
0,63; 1,0;
1,6
0,63; 1,0;
1,6
0,63; 1,0;
1,6
0.32
Стойкость, кА
электро-
динами-
ческая
(ампли-
туда)
51
51
26
51
25
51
51; 81
51; 81
10
тер-
ми-
че-
ская
20
20
10
20
10
20
20;
31,5
20;
31,5
2
Тип
выключа-
теля
ВМПП-10,
ВМПЭ-10
ВМП-10
ВММ-10
ВМПП-10
ВММ-10
ВМПП-10
ВК-10,
ВКЭ-10
BK-iO,
ВКЭ-10
ВВВ-10
Ши-
ри-
на
1,0
1,0
0,75
0,9
0,75
0,9
0,75
0,75
1,1
Глу-
би-
на
1,8
1,28
1.4
1,7
1,4
1,6
1,25
1,44
0,9
Высота
2,5
2,8(4,5)
1,5(2,6)
2,7
1,5(2,8)
2,4(3,4)
2,2(2,7)
2,6
1,4
Масса
шкафа, т
0,87-1,14
0,98
0,45-0,74
13,9
3,76
0,78-1,29
0,45-0,85
1,08
0,5-0,6
Примечания: 1, 2 и 3 то же, что и к табл. 5.41.
4. Все серии рассчитаны па напряжения 6 и 10 кВ.
5. Все шкафы с двусторонним обслуживанием и имеют (кроме КРН-10, К-40 pi К-41) коридор
обслуживания, а также (кроме КРН-10) выкатные элементы.
6. Серии К-102 и К-40 допускают присоединение только воздушных отходящих линий, К-41
и К-47 — только кабельных, остальные — как воздушных, так и кабельных. Наибольшее сечение присоеди-
няемых кабелей 3x240 мм2; наибольшее количество присоединяемых кабелей для КРН-10, К-34,
К-44 - 2, для КРУН-б(Ю) - 3, для К-47 и К-49 - 4.
7. Ячейки серии К-47 и К-49 с шинами на 1,0 кА изготовляются только с электродинами-
ческой стойкостью 51 кА (термическая стойкость 20 кА).
8. РУ серий КРН-10 и К-102 могут быть использованы для секционирования' линий электропе-
редачи, серий К-40 и К-41 предназначены для передвижных подстанций на автоходу.
9. Приведенные в таблице данные о массе шкафов К-40 и К-41 относятся к распределительному
устройству в целом, включающему вводную ячейку и несколько ячеек отходящих линий (для К-40 всего
12 ячеек, для К-41 - 9).
10. В скобках указана высота с учетом кронштейна для воздушного ввода (для К-41 — высота
вводной ячейки).
11. Шкафы серий К-44 и К-49 снабжены теплоизоляцией. Для повышения надежности работы
ячеек КРУН ъ условиях резких колебаний температуры наружного возлуха предлагается: уплотнить
шкафы, закрыть жалюзи в периоды возможного выпадения росы, нанести на изоляцию гидрофобные
покрытия, установить вентильные разрядники на тех вводах ВЛ 6—10 кВ, которые могут быть
длительно отключены только выключателем.
Таблица 5.43. Комплектные трансформаторные иодстанцяи
Тип
КТПБ-110/10(6)
Трансформаторы
Мощность,
MB-А
2,5-16
Количестве
1
2
Схема РУ ВН
по рисунку
2.7, в
2.7, д
2.7, е
2.8. а
2.8, б
Площадь ПС
в плане, м2
819-1269
1386-1818
1872-1908
1728-2286
2268-2286

Продолжение табл. 5.43
Тин
КТПБ-110/10-6(6-6)
КТПБ-110/20
КТПБ-110/35/10(6)
КТПБ-35/10(6)
КТП-110-35/0,4
Трансформаторы
Мощность,
МВ-А
25-40
2,5-16
6,3-40
16-25
0,10
Количество
1
2
1
2
1
2
2
1
Схема РУ ВН
по рисунку
2.7, в
2.7, д
2.7, е
2.8, а ■
2.8, б
"2.7, в
2.7, д
2.8, о
2.7, в
2.7, д
2.7, е
2.8, а
2.8, б
2.8, б
2.2, а
2.7, б
Площадь ПС
в плане, м2
1269
1584-1989
1989
1818-2520
2520
1943
3331
1088-1260
2070-2376
2574-2691
2376-2691
3150
936-1170
1170-1404
28
Примечания: 1. Расшифровка условного обозначения: буквенная часть — К — комплектная,
Т — трансформаторная, П — подстанция, Б — блочное исполнение; цифровая часть — номинальное напря-
жение, кВ. '
2. РУ вторичного напряжения 6, 10 или 35 кВ по схеме одиночной секционированной системы
шин (две одиночные секционированные системы шин при трансформаторах с расщепленными об-
мотками).
3. Для ОРУ ПО и 35 кВ КТПБ поставляются в блоках; размеры и масса блоков: 110 кВ
от 3,5x2,7x5,1 до 5.2x1,5x4,3 м и от 0,8 до 1,9 т; 35 кВ от 0,9x2,7x2,7 до 5,4x2,7x2,7 м
и от 0,15 до 3,4 т. Для РУ 6 — 10 кВ для КТПБ используются КРУН типа К-47 и К-49, поставляемые
в блоках по 10 ячеек. В комплект заводской поставки КПТБ не входят силовые трансформаторы,
выключатели 110 кВ, силовые и контрольные кабели, аппаратура высокочастотной связи, рельсы
для силовых трансформаторов, железобетонные изделия, элементы наружного ограждения и заземле-
ния, панели зашиты, управления и сигнализации, устанавливаемые в ОПУ, балки под ячейки
КРУН, трансформаторы тока и напряжения 110 кВ.
4. КТП-100-35/0,4 — наружная столбовая ПС, присоединяемая ответвлением к ВЛ 35 кВ.
5. В сочетании с комплектными подстанциями при строительстве общестанционных пунктов
управления (ОПУ) могут применяться секции быстромонтируемых зданий -серии БМЗ.
6. КТП наружной установки 6(10)/0,4 кВ выпускаются на один и два трансформатора 160,
250, 400, 630 и 1000 кВ-А и на один трансформатор 25, 40, 63 и 100 кВ-А, комплектуются из
шкафов ВН и НН, масса (на один трансформатор) от 0,8 до 2,8 т, размер в плане от 2,1x3,4
до 1,3x6.2 м.
7. КТП внутренней установки 6(10)/0,4 кВ выпускаются с трансформаторами 160. 260, -400,
630, 1000, 1600 и 2500 кВ-А, масса от 1,1 до 4,7 т, размер в плане от 1,1x2,5 до 1,3x5,0 м.
Перевозимые КТП наружной установки ПКТП-6(10)/0,4 кВ, смонтированные на раме-салазках, выпуска-
ются с одним трансформатором 250. 400 и 630 кВ • А массой от 3,6 до 5.7 т, размер в плане
от 1,4x3,8 до 1,5x4.1 м. '*-
/ \
Таблица 5.44. Блочные распределительные устройства
Тип
КРУБ-110/1000
КРУБ-110/2000
'ДИН' RA
52
80
Шаг ячейки, м
9,0
9,3
Тин используемого
выключателя
МКП или ММО
ВВБМ
Масса ячейки
0,45-2,0
0,50-2,1
Примечания: 1. Расшифровка условного-обозначения: К — комплектное, Р — распределитель-
ное, У — устройство, Б —блочное; цифровая часть: числитель— UROU, кВ; знаменатель —/ном, А.
2. КРУ Б комплектуется из ячеек типа ЯН-110; номенклатура ячеек включает блоки разъе-
динителя, трансформатора напряжения и конденсатора связи. Выключатели, измерительные трансфор-
маторы тока и напряжения комплектно с КРУБ ие поставляются.
3. РУ комплектуется по типовым схемам с одной и двумя рабочими системами шин с обходной.

Таблица 5.45. Передвижные комплектные трансформаторные подстанции 110 кВ
Тип ПС
ПКТПА-2500/110
i %
ПКТПА-10000/110
Тин
главного
трансфор-
матора
ТАМГ-
2500/110
Специ-
альный
Напряжение, кВ
первичное
115,5 +
+ 2x2,5%
110 + 2х
х2,5%
вто-
рич-
ное
6 ИЛИ
10
6 ИЛИ
10
Оборудование
РУ tffl
Разъедини-
тель и от-
крытые
плавкие
вставки
Разъедини-
тель и ОПН
РУ РН
Тип
шка-
фов
К-30;
К-34
К-30;
К-47
Ко-
личе-
ство
ячеек
8(3)
5(3)
Размеры в
плане, ы
(длина х
ширина х
высота)
12,2x3,25x4,5
12,2x5,4x5,1
12,3x3,2x4,4
12,3 х 5,3 х 5,0
Мас-
са
обо-
рудо-
ва-
ния,
т
34,5
33,95
Примечания: 1. Обе подстанции смонтированы на базе автомобильного прицепа грузо-
подъемностью 40 т.
2. Разработчик подстанций — Гидроэнергопроект (по ПКТПА-10000 — совместно с ЦКБ Союз-
энергоремонта); изготовитель ПРП — «Свердловэнергореыонт» и Целинэнерго (только но ПКТПА-
2500).
3. Конструкция специального трансформатора ПКТПА-Ю0ОО учитывает передвижной характер
работы и имеет встроенный в бак трансформатор с. н. 25 кВ-А. ПКТПА-2500 имеет трансформатор
с. н. 25 кВА, установленный в ячейке КРУН.
4. Переход с 6 на 10 кВ обеспечивается переключением на выводах силового трансформатора
и заменой разрядников, трансформатора напряжения, а для ПКТПА-2500 также и трансформатора
с. н. ^
5. В скобках указано количество линейных ячеек РУ НН.
6. В числителе ■— размеры ПС в транспортном положении, в знаменателе — в рабочем. Переход
от транспортного положения к рабочему с опробованием коммутационного оборудования и под-
ключением к сети осуществляется за 6 ч, обратный переход — за 2 ч.
7. Изготовляются также передвижные ПС на железнодорожном ходу (ПТПЖ-25000/110 с транс-
форматором типа ТРДЦП).
Таблица 5.46. Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией
Характеристика
Номинальный- ток, кА:
сборных шин
отводов
Электродинамическая стойкость, кА
Термическая стойкость, кА
Время протекания тока термической стойкости, с, для
заземлителей/для остальных элементов
Номинальное/наибольшее допустимое давление элегаза.
МПа, при +20°С:
для выключателя
для трансформатора напряжения
для других элементов
Утечка элегаза в год, %, не более
Номинальный ток отключения выключателя, кА
Допустимый ток включения ныключателя, наибольший
пик, кА
Собственное время отключения/включения выключателя, с
То же разъединителя, с
Полное время отключения выключателя, с
Минимальная бестоковая пауза при АПВ, с
Тип ячейки
ЯЭ-1Ю-ЗУ4
1,6
1,25
125
50
1/3
0,60/0,60
0,40/0,45
0,25/0,30
0,040 ±0
3
40
100
,005/0
5/5
0,065
0,3
ЯЭ-220-ЗУ4
1,6
1.25
125
50
1/3
0,45/0,50-
0,40/0,45
0,25/0,30
08 ±0,02

Продолжение табл. 5.46
Характеристика
Пневматический привод выключателя:
номинальное/наибольшее допустимое давление, МПа
наименьшее начальное давление отключения (включе-
ния), МПа
то же для цикла О — В — О, МПа
расход воздуха на одно включение/отключение по-
люса, м3
расход воздуха на утечки, м3/ч, не более
ток потребления электромагнитов
включения и отключения наибольший/установившийся,
А, на три полюса
Привод разъединителя:
установившийся ток, А
номинальное давление, МПа
верхний/нижний пределы давления, МПа
расход воздуха на одно включёние/отключение/полюса,
м3
расход воздуха на утечки привода полюса, м3/ч
Масса ячеек с одной/двумя системами шин, т:
линейной
шиносоединительной
секционной
трансформатора напряжения
Габариты линейной ячейки, м:
длина (шаг)
высота
глубина
Тип ячейки
ЯЭ-110-ЗУ4
ЯЭ-220-ЭУ4
2,0/2,1
1,7
19
0,14/0,56 0,20/0,45
— 0,09 0,06
36/13,5
0,3
0,6
0,63/0,50
0,03
0,05
8,3/10,3 17,0/21,0
9,3 21
15,2/35,7 27/65
7,8/8,4 8,6/18
3,0 2,0
3,2 5,2
3,6 6,8
Примечания: 1. Полное обозначение типа ячейки: буквенная часть: ЯЭ — ячейка элегазовая;
цифровая часть — номинальное напряжение,-кВ; буквенная часть, указывающая назначение (в таблице
опущено): Л — линейная, Ш — шиносоединительная, С — секционная, ТН — трансформаторов"* напря-
жения; цифра — количество систем шин (также опущено в таблице): 1 — одна система, 2 — две си-
стемы; заключительная группа знаков: 3 — трехполюсные сборные шины, У4 — климатическое испол-
нение и категория размещения по ГОСТ 15150-69* и 15543 — 70*.
2. Наименьшее допустимое давление элегаза равно номинальному.
3. Ячейки допускают присоединение кабельных вводов на 1 или 2 кабеля низкого давления
сечением от 150 по 625 мм2 на ПО кВ или высокого давления от 300 до 625 мм2 на 220 кВ
и токопроводов.
4. Привод разъединителей ячейки ПО кВ 1иожет быть пневматическим или электродвигатель-
ным, ячейки 220 кВ — только пневматическим; номинальное напряжение постоянного тока всех при-
водов, цепей управления, сигнализации и блокировки 220 В.
5. Высота и глубина ячейки приведены без учета габаритов кабельной приставки (ввода). ■
6. Полюсы секционных ячеек состоят из двух (четырех) секций (соответственно при одной
и двух системах шин), аналогичных по конструкции секциям полюсов других ячеек; соответственно
шаг секционной ячейки удваивается (учетверяется) по сравнению с шагом линейной ячейки, остальные
размеры секционной ячейки, равно как и все габариты ячеек ТН и Ш, равны тгйсовым для линейной
ячейки. а.
7. Шаг ячейки приведен на три полюса для 110 кВ и на один для 220 кВ. ч*'
8. Элегаз (электротехнический газ) — шестифтористаи сера, представляющая собой в обычных
условиях тяжелый нетоксичный и негорючий инертный ■ газ без цвета и запаха, обладает высокой
электрической прочностью, хорошей дугогасительной способностью и хорошей теплопроводностью.
Элегаз — стабильное вещество при температуре до 150 °С (его поведение аналогично поведению азота),
а при температуре выше 1100°С диссоциирует на фтор и серу.
9. Для заполнения КРУЭ должен применяться элегаз повышенной чистоты по ТУ 6-02-1249—83,
удовлетворяющий следующим нормам:
массовая доля шестифтористой серы не менее 99,9%,
массовая доля примесей:
кислород, азот, воздух (суммарно) не более 0,05%;
тетрафторметан не более 0,05%;
массовая доля воды не более 0,0015%;
кислотность в пересчете на фтористый водород не более 0,00003%;
массовая доля гидролизируемых фторидов не более 0,0001 %.

5.9. КОМПЛЕКТНЫЕ ЭКРАНИРОВАННЫЕ ТОКОПРОВОДЫ
Таблица 5.47. Токопроводы пофазио-экраиированные генераторного напряжении производства ПО «Запорожтраисформатор»
Токопровод
Тип
Назначение
^ном, «В
J Д
■'ном1* гл
*дин> КА (
A-eps КА
Токоведущая шина
Диаметр наружный, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Экран
Диаметр внутренний, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Междуфазное расстояние, мм
Тип опорного изолятора
Шаг (максимальный) изоля-
торов, мм
Тип проходного изолятора
Тип трансформатора напря-
жения
Тип трансформатора тока
ТЭНЕ-20/1600-375У1
СП)
Отпайка
20
1600
375
2x125x110
(два швеллера)
6,5
600
5
1000
ОФР-20-75011УЗ
2000
ТЭНЕ-20/2000-560У1
(ТЭНЕ-20/1800-560Т1)
Отпайка
20
2000(1800)
560
2x125x110
(два швеллера)
8,0
600
5
1000
ОФР-20-750ПУЗ
2000
ТЭН-35/1000-300У1
(Л)
Отпайка
35
1000
300
280
10
1000
6
1200
ОФР-35-375ПУЗ
3200
ТЭНЕ-Ю/5000-250У1
(ТЭНЕ- lO/4QpO-250Tl)
Главная цепь
10
5000(4000)
250
140
15
400
4
480
2000
ТШЛ-10
ТЭНЕ-20/8000-300У1
(ТЭНЕ-20/7200-300Т1)
Главная цепь
20
8000(7200)
300
280
10
770
6
1000
ОФР-20-750ПУЗ
3200
ИП-20-10000УЗ
ЗНОМ-20
ЗОМ-1/20
ТШ-20

Продолжение табл. 5.47
Токопровод
Тип
Назначение
^ном. KB
Atoms A
/дин> к^
Лер? Кл
Токоведущая шина
Диаметр наружный, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Экран
Диаметр внутренний, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Междуфазное расстояние, мм
Тип опорного изолятора
Шаг (максимальный) изоляторов, мм
Тип проходного изолятора
Тип трансформатора напряжения
Тип трансформатора тока
ТЭНЕ-20/10000-ЗООУ1
(ТЭНЕ-20/90О0-ЗО0У1)
Главная цепь
20
10000(9000)
300
. 280
15
770
6
1000
ОФР-20-75011УЗ
3200
ИП-20-1ОО00УЗ
ЗНОМ-20
ЗОМ-1/20
ТШ-20
ТЭНЕ-20/12500-400У1
(ТЭНЕ-20/11250-400Т1)
Главная цепь
20
12500(11250)
400
300
20
800
6
1000
ОФР-20-7501ГУЗ
3200
ИП-20-16000УЗ :
ЗНОМ-20
' ЗОМ-1/20
ТШ-20
ТЭНП-20/18500-560У1
(ТЭНП-20/16200-560Т1)
Главная цепь
20
18 500(16200)
560
520
18
1000
6
1200
ОФР-20-750НУЗ
4500
ИП-20-16000УЗ
ЗНОМ-20
ЗОМ-1/20
ТШЛ-20
ТЭНЕ-35/10000-300У1
(ТЭНЕ-35/9000-300Т1)
Главная цепь
35
10000(9000)
300
280
15
1000
6
1200
ОФР-35-375НУЗ
3200
■ ЗНОМ-35
ЗОМ-1/35
ТШЛ-35

Таблица 5.48. Токопроводы пофазио-экранирсванные генераторного напряжения нроязводства Завода электромонтажного оборудования
Гядроэлектромоитажа
Токопровод
Тип
Назначение
^■юм, «В
1 А
^дин> к"-
*тер> кА
Токоведущая шина
Диаметр наружный, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Экран
Диаметр внутренний, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Междуфазное расстояние, мм
Тип опорного изолятора
Шаг (максимальный) изоля-
торов, мм
Тип проходного изолятора
Тип трансформатора напря-
жения
Тип трансформатора тока
Тип заземлителя
Тип выключателя
Тип разъединителя
Тип разрядника
ТЭКНЕ-20/ 1600-560У1
Отпайка
20
1600
560
220(380)
140
15
5890
670
4
6710
900-1000
ОФР-20-500У2
3500
-
-
-
—
—
-
-
ТЭКНЕ-20/2000-750У1
Отпайка
20
2000
750
300(520)
180/220
10
5340/6600
670
4
8470
1000-1100
ОФР-20-750кр.У2
3500
-
-
-
—
-
-
-
ТЭКНЕ--24/2000-750У1
Отпайка
24
2000
750
300(520)
180
10
5340
670
4
8470
1000-1100
ОФР-24-750кр.У2
3500
-
-
-
—
—
—
-
ТЭКНЕ-24/3150-750У1
Отпайка ji:
24
3150
750
300(520)
180
10
5340
670
4
8470
1500-3000
ОФР-24-750кр.У2
3500
-
-
-
— -
—
—
-
ТЭКНЕ-20/
/10000-300У1
Главная цепь
20
10000
300
120(210)
280
15
12490
670
4-5
8470-10600
1000-1200
ОФР-20-500У1
3500
ИП-20-10000УХЛТ2
ЗНОМ-20,ЗОМ-1/20
ТШЛ-20
—
МГУ-20
РВПЗ-20/12500УЗ
РВС-20

Продолжение табл. S.48
Токопровод
Тип
Назначение
^ном» КВ
"■'ном. А
■*терэ К"
Токоведущая шина
Диаметр наружный, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Экран
Диаметр внутренний, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Междуфазное расстояние, мм
Тип опорного изолятора
Шаг (максимальный) изоляторов, мм
Тип проходного изолятора
Тип трансформатора напряжения
Тип трансформатора тока
Тип заземлителя
Тип выключателя
Тип разъединителя
Тип разрядника
ТЭКНЕ-20/12500-400У1
Главная цепь
20
12500
400
160(280)
422
14
17940
810
5
12800
1200
ОФР-20-500У2
4000
ИП-20-16000УХЛТ2
ЗНОМ-20, ЗОМ-1/20
ТШЛ-20Б
ЗР-24УЗ
РВПЗ-20/12500УЗ
РВМ-20
ТЭКНЕ-20/20000-560У1
Главная цепь
20
20000
560
220(380)
650
15
30000
1146
6
21750
1500-3000
ОФР-24-750кр.У2
5500
ИП-24-30000УХЛТ2
ЗНОМ-20, ЗОМ-1/20
ТШЛ-20Б, ТШВ-24
ЗР-24УЗ
ВВ-20
РВМ-20, РВС-20
ТЭКНЕ-24/24000-560У1
Главная цепь
24
24000
560
220(380)
650
15
30000
1146
7
25355
1500-3000
ОФР-24-750кр.У2
5500 '
ИП-24-30000УХЛТ2
ЗНОМ-24, ЗОМ-1/24
ТШВ-24
ЗР-24УЗ
РВ-25
ТЭКНЕ-24/30000-560У1
Главная цепь
24
30000
560
220(380)
650
15
30000
1146
7
25355
1500-3000
ОФР-24-750кр.У2
5500
ИП-24-ЗОО0ОУХЛТ2
ЗНОМ-24, ЗОМ-1/24
ТШВ-30
ЗР-24УЗ
КАГ-24
РВ-25

Таблица 5.49. Токопроводы пофазяо-экранирсвгшиые генераторного напряженна производства московского завода «Электрощит»
Токопровод
Тип
Назначение
£4ом, кВ
J A
/ д
-frep. A
Токоведущая шина '
Диаметр наружный, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Экран
Диаметр внутренний, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Междуфазное расстояние, мм
Тип опорного изолятора
Шаг (максимальный) изоля-
торов, мм
Тип проходного изолятора
Тип трансформатора напря-
жения
Тип заземлителя
Тип выключателя
Тип разъединителя
Тип разрядника
Тип трансформатора тока
ТЭНЕ-20/1600-560У1
Отпайка
20
1600
540
220
140
10
4082
602
4
7615
1000-1100
ОФР-20-750УХЛ1
3000
-
-
-
-
-
-
-
ТЭНЕ-20/
/6300-300УХЛ1
Главная цепь
20
6300
300
120
220
10
674 -:-#
4
3000
ТЭНЕ-20/
/8000-30ОУХЛ1
Главная цепь
20
8000
300
120
220
12,5
674
4
ТЭНЕ-20/
/10000-300УХЛ1
Главная цепь
20" г&
10000
300
120
220
17,5
674
4
1000-1200
ОФР-20-500УХЛ1
3000
3000
ИП-20/10000УХЛТ2
ЗНОМ-20, ЗОМ-1/20
ЗР-24УЗ
МГУ-20, ВГМ-20
РВРЗ
РВС-20, РВМ-20
ТШ-20, ТШВ-15
ТЭНЕ-20/
/12500-400УХЛ1
Главная цепь
20
12500
400
160
420
10
885
5
3000
ИП-20/16000УХЛТ2
ВВГ-20

Продолжение табл. 5.49
Токопровод
Тип
Назначение
•Люм? к**
'ном» **■
*дин» "
'тер» ^
Токоведущая шина
Диаметр наружный, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Экран
Диаметр внутренний, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Междуфазное расстояние, мм
Тип опорного изолятора
Шаг (максимальный) изоля-
торов, мм
Тип проходного изолятора
Тип трансформатора напря-
жения
Тип заземлителя $
Тип выключателя
Тип разъединителя
Тип разрядника
Тип трансформатора тока
ТЭНЕ-20/
11200-400У1
Главная цепь
20
11000
400
160
420
10
12880
880
5
13902
1280
ОФР-20-750УХЛ1
3000
ПЗТ-20/10000
ТЭНЕ-20-,
-2000-560УХЛ1
Главная цепь
20 .
20000
560
220
650
15
1160
6
1500ч>%
ТЭНЕ-24-
-25000-560УХЛ1
Главная цепь
24
25000
560
220
650
15
30000
1160
6
-
ТЭНП-24/
31500-560УХЛ1
Главная цепь
24
31500
560
220
650
15
30000
1160
6
-
ТЭНЕ-24/
3150-750УХЛ1
Отпайка
24
3150
750
300
180
15
670
4
-
. ИОР-24-800УХЛТ2
3000
3000
3000
ИП-24/30ОООУХЛТ2
ЗНОМ-20, ЗОМ-1/20
J * ЗР-24УЗ
ВВ-20
-
-
-?
-
-
■-
ТШВ-24
-
-
-
3000
-
-
-
-
-
-
—

Таблица 5.50. Токопроводы иофазио-экранироваиные генераторного напряжения производства куйбышевского завода «Электрощит»*
Токопровод
Тип
Назначение
£4ом, кВ
/ А
*ном> ^
^тер» K^L
Токоведущая шина ,
Диаметр наружный, мм *
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Экран
Диаметр внутренний, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Междуфазное расстояние,
мм
Тип опорного изолятора
Шаг (максимальный) изо-
ляторов, мм
Тип проходного изолятора
Тип трансформатора напря-
жения
Тип трансформатора тока
Тип заземлителя
Тип выключателя
Тип разъединителя
Тип разрядника
ГРТЕ-10/1600-375У1
Отпайка
10
1600
375
150
125 х 55
(швеллер)
8
3311
550
4
6962
' 900
ОФР-20-500У2
1500
ГРТЕ-20/1600-375У1
Отпайка
20
1600
375
150
125x55
(швеллер)
8
3311
550
4
6962
1000
ОФР-20-500У2
2000
г
ГРТЕ-10/5140-250У1
Главная цепь
10
5150
250
100
280
8
6516
740
4
9349
1000
ОФР-20-500У2
3000
ПЗТ-20-10000
ЗНОМ-10,
ЗОМ-1/10
ТШВ-15
ЗР-24УЗ
МГУ-20
РВРЗ-20/8000
ГРТЕ-10/8550-250У1
Главная пепь
8550""
250
100
280
12
9622
740
4
9349
1000
ОФР-20-500У2
3000
ПЗТ-20-10000
ЗНОМ-10,
ЗОМ-1/10
ТШВ-15
ЗР-24УЗ
ВГМ-20
РВПЗ-20/12500
РВС-20
ГРТЕ-20/10000-300У1
Главная цепь
20
10000
300
120
280
15
11887
740
6
14024
1200
ОФР-20-500У2
4000
ПЗТ-20-10000
ЗНОМ-20,
ЗОМ-1/20
ТШЛ-20Б
ЗР-24УЗ
ВГМ-20
РВПЗ-20/12500
РВМ-20

Таблица 5.51. Токопроводы экранированные собственных нужд электростанций
Токопровод
Изготовитель
Тип
^Люм» к*>
*ном» "
/дин» *^
/тер» ^А
Токоведущая шина
Диаметр наружный, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Экран
Диаметр внутренний, мм
Толщина стенки, мм
Сучение, мм2
Междуфазное расстояние, мм
Тип опорного изолятора $** ?
Шаг (максимальный) изоляторов,
мм
Тип проходного изолятора
Тип трансформатора напряжения
ТЗК-6/1600-51
6
1600
51
20
125 х 55
8
1700
540*
2
ИО-10-750
1250
Завод
ТЗК-6/1600-81
6
1600
81
31,5
125x55
(швеллер)
8
1700
540*
2
ИО-10-750
1650
электромонтажного оборудования
Гидроэлектромонтажа
ТЗКР-6/1800-51 ТЗКР-6/1800-81
6 6
1600 ~ 1600
51 81
20 31,5
125x55
(швеллер)
8
1700
640*
2
ИО-10-750
1250
125x55
(швеллер)
8
1700
640*
2
ИО-10-750
1650
ТЗМЭП-6/3200-128
6
3200
128
150
120
10
3460
Восьмигранный (впи-
санная окружность
352)
4
4660
420-470
ОФР-10.-750
2000

Продолжение табл. 5.51
Токопровод
Изготовитель
Тип
£Л«>м, кВ
'ном» "
'дин» к^
^тер» к^
Токоведущая шина
Диаметр наружный.
мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Экран
Диаметр внутренний,
мм
Толщина стенкн, мм
Сечение, мм2
Междуфазное рас-
стояние, мм
Тип опорного изоля-
тора
Шаг (максимальный)
изоляторов, мм
Тип проходного изо-
лятора
Тип трансформатора
напряжения
ТЗК-6-1600-81УЗ
6
1600
81
31,5
/
4 125x55
(швеллер)
6,5
-
520*
2
—
-
ИОР-10-750Ш2
1500
-
—
ТЗКР-6-2000-81У1
6
2000
81
31,5
125 х 55
(швеллер)
6,5
—
650
2
—
-
ИОР-10-750Ш2
1500
ИПК-10/
2000-1000УЗ
ЗИОЛОб-бУЗ
i
ПО «Запорожтрансфсрматор»
ТЗП-10-1600-81УЗ
10
L600
81
31,5
100
5
—
490 х 900*
(прямоугольный)
2
—
250
ИОР-10-750Ш2
650
ИПК-10/
2000-1000УЗ
—
ТЗПР-10-2000-81 УЗ
10
2000
81
31,5
100
10
/
450x1250*
(прямоугольный)
2
—
480
ИОР-10-750-Ш2
1000
ИПК-10/
2000-1000УЗ
—
ТЗК-! 0-2000-81У \
10
26СШ
81
31,5
125 х 55
(швеллер)
6,5
—
770
4
—
-
ИОР-10-750Ш2
2000
ИПК-10/
2000-1000УЗ
—
ТЗК-1О-320О-128У1
10
3200
128
50
200 х 90
(швеллер)
10
—
770
4
-
-
' ИОР-10-750-Ш2
2000
ИП-10/3200-ЗОООУ2
ИПК-10/
4000-1500УЗ
—
* Экран выполнен из стали.

Таблица 5.52. Токоироводы экранированные собственных нужд электростанций
Токопровод
Изготовитель
Тип
^ном. кВ
'ном. А
*диш к"
*тер> ^/\
Токоведущая шина
Диаметр наружный, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Экран
Диаметр внутренний," мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Междуфазное расстояние,
MM f
Тип опорного изолятора, мм
Шаг (максимальный) изоля-
торов
КЗШ-6/64-1700
6
1760
64
28
125 х 55
(швеллер)
■ 6,5
1370
350x900*1
(350x1150)
2
-
' 260/400*2
**' i
ИО-10-750;
ИОКБ-10;
ОФР-10-750
900
московский завод «Электрощит»
КЗШ-6/81-1760
6
1760
81
31,5
125x55
(швеллер)
6,5
1370
350 х 900*1
(350x1180)
2
-
260/400*2
ИО-10-750;
ИОКБ-10;
ОФР-10-750
900
КЗШ-6/100-2000
6
2000
100
40
150x65
(швеллер)
7
1785
350x900
(350x1180)
3
-
260/400*2
ИО-10-2000;
ОФ-10-2000
1350
КЗШ-6/100-3000
6
3000
100
40
- '
*-
—
-
-
- )
260/400*2
ОФ-10-2000
-
КЗШ-6/125-3200
6 ■
3200
125
40
150x65
-
4420
350x1180
_ 3
-
260/400*2
ИО-10-2000;
ОФ-10-2000
1350

Продолжение табл. 5.52
Токопровод
Изготовитель
Тип
'Лгам, КВ
*ном, А
■*ДИН5 К^
'тер, К"
Токоведущая шина
Диаметр наружный, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Экран
Диаметр внутренний, мм
Толщина стенки, мм
Сечение, мм2
Междуфазное расстояние,
мм
Тип опорного изолятора,
мм
Шаг (максимальный) изоля-
торов
ТЗК-6/1600-51
6
1600
51
20
-
-
1460
620*1
1,5
—
-
ИО-10-750
3000
1
куйбышевский завод «Электрощит»
ТЗК-10/1600-51 ТЗК-6/2000-87 ТЗКР-6/1600-51
10
160.0
51
20
-
-
1460
620*1
1,5
—
-
ИО-10-750
3000
6
2000
81
31,5
-
-
2030
620*1
1,5
—
-
ИО-10-750
2000
6= ,-.*
1600
51
20
-
-
1460
620*1
1,5
—
-
ИО-10-750
3000
ТЗКР-6/2000-81
6
2000
81
31,5
-
-
2030
620*'
1,5
—
-
ИО-10-750
2000
** Экран выполнен из стали.
*2 В числителе — для внутренней установки, в знаменателе — для наружной.

5.10. КОНДЕНСАТОРЫ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица 5.53. Конденсаторы для высокочастотных каналов связи, телемеханики, защиты,
для делителей напряжения н отбора мощности
Тип
ДМК-190-1,6
ДМР-190-1,6
ДМК-190-1,4
ДМК-190-1,5
ДМК-190-1,1
ДМК-190-1,0
ДМ-110-3,3
ДМ-110-1,2
ДМ-110-1,15
ДМК-110-1,0
СОМИ-188Д/3 + 15-12 + 105
СМИ-188/1/3-12
СМ-166/]/5-14
СМВ-166/]/з-14
СМЗ-166/]/з-14
СМИЗВ-166/]/з-14
СМБг166/1/з-14
СМБВ-166/1/3-14
СМП-166/]/з-14
СОМИ-166Д/3 + 15-14 + 107
СМИ-166/1/3-14
ДМР-80-4,4
ДМН-80-4,4
ДМ-80-2,1-1
ДМ-80-2,1-2
ДМП-80-2,1-2
ДМ-80-2
ДМРУ-80-1
ДМН-80-1
CM-133/j/5-18,6
CMB-133/J/5-18.6
см-iio/i/з-м
смв-i 10/1/5-6,4
СМВ-110/1/5-6,4
СМБВ-110/|/3-6,4
СМП-110/1/5-6,4
СМПВ-110/]/5-6,4
СМПБ-110/^/5-6,4
Допус-
тимое
отклонение
емкости,
/о
+ 5
+ 5
+ 5
+ 5
+ 5
+ 5
+ 10
+ 10
+ 5, -10
+ 5, -10
±5
±5
±5
±5
±3
+ 3
+ 5
±5
±5
-5, +10
-5, +10
+ 5
+ 10, -5
+ 10
+ 10
+ 10
+ 10
+ 10
±10
±5
±5
+ 10, -5
+ 10, -5
+ 10, -5
+ 10, -5
+ 10, -5
+ 10, -5
+ 10, -5
Одноми-
нутное
испыт.а-
тельное
напряже-
ние, кВ
320
320
320
320
320
320
280
280
280
280
300
300
262
262
262
262
262
262
262
262
262
160
160
160
160
160
160
160
120
200
200
200
200
200
200
200
200
200
Масса,
кг
230
230
230
220
230
220
150
150
90
90
1100
750
765
765
765
765
818
818
975
1100
750
165
175
163
275
335
100
70
92
765
765
140
140
180
180
190
190
230
'ут»
см
300
300
300
300
300
.300
205
205
205
205
350/46
350
286
286
286
286
414
414
286
270/30
270
148
190
145
190
190
145
140
140
286
286 "'
205
205
285
285
205
205
285
Размеры, см
Высота
167
167
167
143,5
138
143,5
121
121
94,5
94,5
257,5
137,5
137,5
142
137,5
142
157,6
162
180
217,5
137,5
78
78
98,4
143,5
166,5
89
89
88
* 137,5
>И42
117
121.5
138
142,5
158
162,5
179
Диаметр
или
размеры
основания
35
35
35
35
33
35
36
36
32,5
32,5
73
73
73
73
73
73
73
■73
73
73
73
41
44,8
43,6
43,6
43,6
33,4
25,4
29
73.
73
.33
33
33
33
33
33
33

Продолжение таол. 5.53
Тип
СМПБВ-110/]/з-6,4
ДМРУ-60-2,6
ДМРУ-60-2,2
ДМРУ-55-3,3
СМ-66/|/з~-4,4 /
СМВ-66/]/з-4,4
СМБ-66/1/з-4,4
СМБВ-66/]/з-4,4
СМП-66/|/3-4,4
СМПВ-66/1/з-4,4
СМПБ-66/1/з-4,4
СМПБВ-66/1/з-4,4
ДМР-35-1,25
СМБ-20-17,5
ОМ-И-107
ОМР-15-107
ОМИЗ-15-107
CMM-20/1/3-L07
CMM-20/J/3-35
ДМ-2-300
Допус-
тимое
отклонение
емкости,
%
+ 10, -5
+ 10
+ 10
±10
+ 10, -5
+ 10, -5
+ 10, -5
+ 10, -5
+ 10, -5
+ 10, -5
+ 10, -5
+ 10, -5
+ 10
+ 5
+ 5
+ 5
±3
±5
+ 5
+ 10, -5
Одноми-
нутное
испыта-
тельное
напряже-
ние, кВ
200
160
160
160
100
100
100
100
100
100
100
100
60
60
55
55
55
65
65
10
Масса,
кг
230
70
70
70
68
68
83
83
106
106
122
122
46,5
75
345
345
345
25
13
3,8
/ут,
см
285
140
140
140
95
95
145
145
95
95
145
145
70
62
30
30
30
34
34
10
Размеры, см
Высота
183,5
89
89
89
89
93,5
89
93,5
130
134,5
130
134,5
54,5
89
45 '
45
45
66,5
40,6
31,5
Диаметр
или
размеры
основания
33
25,4
25,4
25,4
28
28
28
28
28
28
28
28
32,5
28
73
73
73
31x36
31x37
12x11,6
Примечания: 1. Обозначение типа: буквенная часть — С — конденсатор для связи, О — для
отбора мощности, Д — для делителей напряжения, И — для измерения напряжения, М — пропитка
минеральным маслом, второе М — в металлическом корпусе, Р — с расширителем, К — с компенсато-
ром, В — с выводом для подключения аппаратного зажима спуска ошиновки, П — совмещенный с
изолирующей подставкой, У — допускает установку под углом 30е к горизонту, Б — категория испол-
нения по длине пути утечки; цифровая часть — номинальное напряжение, кВ, и (после тире) номи-
нальная емкость, нФ. Знаком «+» к первой и второй цифровым частям могут присоединяться
соответствующие характеристики, связанные с наличием промежуточного вывода. У конденсаторов ДМ
и ДМП третья часть цифрового обозначения указывает количество изолированных выводов (1 или 2).
2. В таблицу включены только конденсаторы климатического исполнения и категории раз-
мещения У1 по ГОСТ 15150-69* и 15543-70* (СМБ-20 выпускается лишь исполнения TBI, ДМК-190
и ДМР-190 -исполнения ХЛ1).
3. Конденсаторы ДМ-2-300 и СММ-20/[Лз выпускаются в металлических прямоугольных корпусах,
остальные — в цилиндрических фарфоровых оребренных; конденсаторы, совмещенные с изолирующей
подставкой, а также типа СОМИ имеют квадратный нижний фланец, остальные — круглый.
4. Конденсаторы ДМ-2 и CMM-20/J/3 крепятся в обойме и устанавливаются на изоля-
ционной конструкции, соответствующей классу напряжения линии (распределительного устройства).
5. Для конденсаторов с промежуточным выводом дробью указано значение пути утечки до и после
промежуточного вывода.
6. Допустимая нагрузка от горизонтального тяжения (вертикальная) составляет для конденсаторов
15 кВ 1,47/26,4 кН, 66/]/з кВ -0.49/1,81 кН, ИОД/з кВ - 0,49/3,92 кН, 133/[/з и 16б/^/з кВ-
1,47/17,65 кН.
7. Измеренные при +20°С значения tgo при приемо-сдаточных испытаниях не должны превышать
0,3% (для ДМК-110-1, ДМК-110-1,15, ДМК-190-1 и ДМК-190-1,15 - 0,35%).
8. Комплектация конденсаторами делителей воздушных выключателей приведена в табл. 5.8; ис-
пользование конденсаторов в установках класса напряжения, отличающегося от номинального на-
пряжения установки, приведено в табл. 5.55.
9. Для изоляции нижней обкладки (вывода) от земли конденсаторы устанавливают на изоляционные
подставки, характеристики которых соответствуют данным табл. 5.54.

Таблица 5.54. Изолирующие подставки к кеиденсаторам
Тип
подставки
ПИ-1
ПИ-2
ПИ-З
Размеры, см
Высота
43
43
45,5
Диаметр
25,4
30
69,5
Сторона
основания
35
40
75
Масса,
кг
45
60
257
Допустимая нагрузка, Н
горизон-
тальная
0,49
0,49
1,47
верти-
кальная
2,7
5,88
30,2
Примечания: 1. Длина пути утечки для всех типов 30 см.
2. Емкость подставки не более 0,1 пФ.
3. Нижний фланец имеет форму квадрата.
Таблица 5.55. Комплектации емкостных делителей н устаповках класса напряжения,
превышающего номинальное напряжение используемого конденсатора
Номинальное напряжение, кВ
установки
6-10
20
35
ПО
150
220
330
400
500
конденсатора
20/J/?
20/1/3
20/J/3
55/1/3, 66/|/з
20/|/з
55/|/з, 66/|/з
по/|/з
20/|/з
55/|/з, 66/J/3
66/J/3
по/|/з
llO/j/3, 133/1/3
166Д/3 .
133/|/з
133/|/з
166/|/з
Количество конденсаторов
в делителе
1
2
3 •
I
6
2
1
8
3
4
•5-
3
2
3
. . 4
3

Продолжение табл. 5.55
установки
750
конденсатора
i66/jA
188/1/3
Количество конденсаторов
в делителе
7
4
Примечания: 1. Конденсаторы в металлическом корпусе устанавливаются в специальной обойме
на опорных изоляторах, соответствующих классу установки, конденсаторы в фарфоровом корпусе
устанавливаются друг на друга в вертикальную колонку.
2. Колонка йрнденсаторов устанавливается на изолирующую подставку (см. табл. 5.54), либо в
качестве нижнего элемента используется конденсатор, совмещенный с подставкой (типа СМП или СМПБ).
3. При необходимости в делителях в качестве нижнего элемента используются конденсаторы для
отбора мощности типа СОМИ.
Таблица 5.56. Комплектные батареи конденсаторов связи
Тип батареи
БС-150/]/з-1,47У1
БС-150/1/3-1,47ХЛ1
БСБ-450/|/з-1,47У1
БС-220/[/3-3,2У1
БС-220/1/з-3,2ХЛ1
БСБ-220/[/3-3,2У1
БС-330/]/з~-2,13У1
БС-330/]/з~-2,13ХЛ1
БСБ-330/|/3-2,13У1
БС-330Л/3-7У1
БСБ-330/]/з-7У1
БСБ-330/1/3-7ХЛ1
БС-500/|/з-4,67У1
БС-500/|/з~-4,67У1
БСБ-500/|/3-4,67ХЛ1
БСО-500/|/з +15-4,67+ Ю7У1
БСОБ-500//3 +15-4,67+ 107У1
Высота, м
3,13
3,15
3,13
2,80
3,24
3,22
3,97
4,62
4,60
3 22
3,63
3,63
4,60
5,23
5,23
5,08
5,68
Расстояние А, м
0,31
0,31
0,31
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,44
0,44
0,44
0,44
0,44
0,44
0,44
Масса, кг
244
252
290
331
422
411
472
603
592
1745
1899
1899
2515
2722
2722
2913
3072
Примечания: 1. Расшифровка условного обозначения: БС — батарея конденсаторов связи, Б —
категория внешней изоляции по длине пути утечки (категория А не указывается); первая группа
цифр — номинальное напряжение между выводами, кВ, вторая — емкость, нФ (у батарей с отбором
в каждой группе отдельно через знак «+» указаны величины, относящиеся к парам выводов верх-
ний—средний и средний —нижний); У1, ХЛ1 — климатическое исполнение по ГОСТ 15150 — 69* и
15543-70*.
2. А — расстояние между центрами отверстий для крепления основания, расположенных по углам
квадрата.
3. Батареи предназначены для обеспечения высокочастотной связи по ВЛ 150—500 кВ и для
отбора мощности, телемеханики, зашиты и измерений.
4. Предельное отклонение емкости для батарей емкостью до 3,2 нФ включительно +10, —5%,
для остальных +5%.

Таблица 5.57. Конденсаторы для повышения коэффициента мощности электроустановок
Серия
I
II
III
IV
V
Тип конденсатора
КМ1-3.15-13-2УЗ
КМ1-6.3-13-2УЗ
КМ1-10.5-13-2УЗ
КМ2-ЗД5-26-2УЗ
КМ2-6.3-26-2УЗ
КМ2-10.5-26-2УЗ
КС2-1.05-50-2УЗ
КС2-6.3-5-2УЗ
КС2-10,5-50-2УЗ
КС1-1,05-37,5-2УЗ(1УЗ)
КС1-3,15-37,5-2УЗЭ(1УЗ)
КС1-6,3-37,5-2УЗ(1УЗ)
КС1-10,5-37,5-2УЗ(1УЗ)
КС1-1,05-37,5-2ХЛ1
КС1-3,15-37,5-2ХЛ1
КС1-6,3-37,5-2ХЛ1
КС1-10,5-37,5-2ХЛ1
КС2-1,05-75,2УЗ(1УЗ)
КС2-3,15-75-2УЗ(1УЗ)
КС2-6,3-75-2УЗ(1УЗ)
КС2-10,5-75-2УЗ(1УЗ)
КС2-ЗД5-75-2ХЛ1
КС2-6.3-75-2ХЛ1
КС2-10,5-75-2ХЛ1
КСО-3,15-25-2УЗ(1УЗ)
КСО-6,3-25-2УЗ(1УЗ)
КСО-Ю,5-25-2УЗ(1УЗ)
КС1-3,15-50-2УЗ(1УЗ)
КС1-6,3-50-2УЗ(1УЗ)
КС1-10,5-50-2УЗ(1УЗ)
КС2-3,15-100-2УЗ(1УЗ)
КС2-6,3-100-2УЗ(1УЗ)
КС2-10,5-100-2УЗ(1УЗ)
КСК1-1,05-63-2ХЛ1
КСК1-3,15-75-2ХЛ1
КСК1-6,3-75-2ХЛ1
КСК1-10.5-75-2ХЛ1
КСК2-1,05-125-2ХЛ1
КСК2-3,15-150-2ХЛ1
КСК2-6,3-150-2ХЛ1
КСК2-10,5-150-2ХЛ1
Г Емкость,
мкФ
4,2
1,0
0,4
8,4
2,0
0,8
145
4,0
1,4 .
108
12
3,0
1,0
108
39,9
3,0
1,0
216
24
6,0
2,0
24
6,0
2,0
8,0
2,0
0,7
16
4,0
1,4
32
8,0
2,8
182
24
6,0
2,0
361 -=»-
48 ?.
12 *
4,0
Высота
конденсатора
с вводами,
см
44,1
47,1
52,6
75,6
78,6
84,1
733
786
841
418
441
471
526
466
466
506
546
739
756
786
841
781
821
861
296
326
381
441
471
526
756
786
841
472
466
506
546
787
787
821
861
Примечания: 1. Расшифровка обозначения типа конденсатора: буквенная часть — К — для
повышения коэффициента мощности, М или С — пропитка минеральным маслом или синтетической
жидкостью, второе К — наличие .комбинированного диэлектрика; 0,! и 2 —габарит (нулевой, первый,
второй); первая группа цифр — номинальное напряжение, кВ, вторая — номинальная мощность, квар;
заключительная группа цифр и букв: количество изолированных выводов (1 или 2) и климатическое
исполнение и категория размещения (УЗ, ХЛ1) по ГОСТ 15150-69* и 15543-70*.
2. Емкость и мощность указаны при температуре +40 "С.
3. Конденсаторы I и II серий изготовляются по ТУ 16-527.179—78 и 16-521.167—78, остальных
серий-по ГОСТ 1282-79*.

Продолжение табл. 5.57
4. Предельное значение отклонения емкости (мощности) конденсаторов от номинального при
приемо-сдаточных испытаниях должно быть в пределах —5, +10% (по согласованию между из-
готовителем и потребителем допускается + 1|5%), в эксплуатации ±10%.
5. Измеренные при +20 °С значения тангенса угла диэлектрических потерь не должны превышать
0,3% при приемо-сдаточных испытаниях и 0,8% в эксплуатации.
6. Размеры корпуса (длина х ширина х высота) и масса конденсаторов составляют для 0,1 и 2-го
габаритов соответственно 380x120x185, 380x120x325 и 380x120x640 мм и 18, 30 и 60 кг.
7. Конденсаторы изготовляются также в тропическом исполнении.
8. Промышленностью выпускаются комплектные конденсаторные установки напряжением 6,3 и
10,5 кВ, номинальной мощностью 400, 450, 600, 900, 1350, 1800, 2250, 2700 и 3150 квар. Каждая
такая установка состоит из ячейки ввода и нескольких (в зависимости от мощности установки)
конденсаторных ячеек. Ячейка ввода предназначена для присоединения кабеля и содержит трехполюс-
ный разъединитель; в каждой конденсаторной ячейке три конденсатора, соединенных в треугольник
■ и подключенных через предохранители к сборным шинам.
Таблица 5.58. Блоки конденсаторов для шунтовых батарей
Тип блока
БК-1,05-240
БК-1,05-360
БК-1,05-500
БК-1,05-750
БК-2,1-240
БК-2,1-360
БК-2,Ь500
БК-2,1-750
Емкость,
мкФ
696
1045
1448
2172
174
261
363
543
Ток, А
229
343
476
714
114
171
238
357
Тип конденсатора
КС-1,05-60
КС2-1,05-60
КСК2-1,05-125
КСК2-1,05-125
КС2-1,05-60
КС2-1,05-60
КСК2-1,05-125
КСК2-1,05-125
Количество
конденсато-
ров в блоке
4
6
4
6
4
6
4
6
Масса,
кг
275
390
275
390
275
390
275
390
Примечания: 1. Расшифровка обозначения: БК—блок конденсаторный; первая группа цифр —
номинальное напряжение, кВ; вторая группа цифр — номинальная мощность, квар.
2. Все блоки выпускаются климатического исполнения и категории размещения У! по ГОСТ
15150-69* и 15543-70*.
3. Ширина блоков составляет для напряжения 1,05 кВ 700 мм, для напряжения 2,1 кВ —920 мм.
5.11. ВЫСОКОЧАСТОТНЫЕ ЗАГРАДИТЕЛИ
Таблица 5.59. Силовые реакторы заградителей
Тип
заградителя
ВЧЗ-100-0,15
ВЧЗ-300-0,15
ЗВС-100-0,5
ЗВС-200-0,5
ЗВС-400-0,5
ВЗ-600-0,25
ВЗ-1000-0,6
ВЗ-2000-1,2
ВЗ-630-0,5
Тип
реактора
РЧЗ-100-0,15
РЧЗ-300-0,15
РВС-100-0,5
РВС-200-0,5
РВС-400-0,25
РЗ-600-0,25
РЗ-1000-0,6
РЗ-2000-1,2
РЗ-630-0,5
^ном»
сети,
кВ
6-110
6-110
6-110
6-110
35-330
110-500
330-750
110-220
<
S
о
150
300
100
200
400
600
1000
2000
630
<
ьа
4,5
10
5,0
10,1
10
20
30;
23 М
65
16
<
к
.1
13,5
25,6
12,75
25,5
25,5
30; 50*'
42;
58*2
70
41
Индуктивность,
мГн
0,14
0,16
0,57
0,6
0,25
0,25
0,6
1,2
0,547
Марка, сечение
провода
АС 35
ПБО
5,5x10,8
120 мм2
270 мм2
270 мм2
А 300
А 240
А 300
А 300
Число парал-
лельных прово-
дов
1
1
1
1
2
1
2
4
1
Число витков
40
41
37,5
29,5
29,5
22
34
39
29,5
Диаметр катуш-
ки, мм
240
250
490
760
860
900
1110
1622
1060
Высота с ЭН,
мм
880
880
880
880
980
1475
1905
2636
1436
Масса полная,
кг
36
46
45
75
120
120
315
1120
168

Продолжение табл. 5.59
Тип
заградителя
ВЗ-1250-0,5
ВЗ-2000-1,2
ВЗ-4000-0,5
ВЗ-2000-1,0
Тип
реактора
РЗ-1250-0,5
РЗ-2000-0,5
РЗ-4000-0,5
РЗ-2000-1,0
^ном»
сети,
кВ
220-330
500-750
1150
500-750
<
S
g
1250
2000
4000
2000
&
31,5
40
40
40
80
100 .
100
100
Индуктивность,
мГн
0,536
0,576
0,521
1,027
-*•
• в •
и
8
-Ш
« я
А 300
А 300
Аг-300
А 300
Число парал-
лельных прово-
дов
2
4
8
4
Число витков
28,5
29,5
24
34,5
Диаметр катуш-
ки, мм
1216
1594
1836
1816
Высота с ЭН,
мм
1065
1300
1844
1758
Масса полная,
кг
393
644
1325
1010
** Первая цифра —с элементом настройки ЭН-0,25, вторая--с ЭН-600-50.
*2 Первая цифра —с элементом настройки ЭН-0,6; вторая —с ЭН-0.6М-
Примечания: 1. Заградители применяются для ослабления влияния шунтирующего действия
шин и ответвлений ВЛ на высокочастотный тракт канала уплотнения ВЛ. Кроме того, они при-
меняются для заземления изолированных тросов, по которым организована высокочастотная связь.
2. Заградители врезаются последовательно в рабочий провод линий между шинами подстанций
и точкой подключения конденсатора связи, к гросам заградители подключаются параллельно.
3. Основной характеристикой заградителя, включенного последовательно, является полоса частот,
в пределах которой его активное сопротивление остается выше заданной величины.
4. Максимальный рабочий ток ВЛ, в которую врезается заградитель, должен быть не более
номинального рабочего тока заградителя. Установившийся ток ВЛ должен быть не более
1
^тер' i где (— время протекания тока (время действия резервных защит).
5. Заградители серии ВЧЗ изготовляются по ТУ 34-3630-72, серии ЗВС-по ТУ 34-28-10396-82,
серии ВЗ-по ТУ 16-521.045-70 и ТУ 16-521.279-81.
6. При проведении ремонтных работ на ВЛ для исключения возможности нарушения работы
высокочастотных каналов применяются переносные заземляющие заградители (включаются в цепи
накладываемых заземлений) типа ПЗ-Ю. Эти заградители рассчитаны на длительное про*ождение
установившегося тока КЗ 10 кА-( ^ Полное сопротивление заградителя составляет 250 Ом для
тока с частотой 40 кГц и растет до 650 Ом при 500 кГц. В целях безопасности проведения
работ силовая катушка заградителя шунтируется искровым промежутком.
Таблица 5.60. Полосы частот заградителя, схемы иастройкя заградителей и зашита
от иеренаприжений
Тип
заградителя
ВЗ-600-0,25
Тип
элемента
настройки
ЭН-0,25
Номинальное
значение
активной со-
ставляющей
полного со-
противления,
Ом
500
Номер
диа-
пазо-
на
I
II
III
IV
V
Полосы
частот
заграждения,
кГц
110-150
140-200
165-265
205-430
245-470
i
Схема
настройки
Трехкон-
турная
»
»
»
Двухкон-
турная
ч.
i.. Разрядники для
* защиты от
перенапряжений
Коли-
чество
2
Тип
Специаль-
ного изготов-
ления*1

Продолжение табл. 5.60
Тип
заградителя
ВЗ-600-0,25
ВЗ-1000-0,6
ВЗ-2000-1,2
ВЗ-630-0,5
ВЗ-1250-0,5
Тип
элемента
настройки
ЭН-600-50
ЭН-0,6м
ЭН-1,2
ЭНУ-0,5-40
ЭНУ-0,5-40
Номинальное
значение
активной со-
ставляющей
полного со-
противления,
Ом
500
600
600
630
470
Номер
диа-
пазо-
на
I
II
III
IV
V
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
I
II
III
I
11
III
IV
V
VI
VII
I
II
III
IV
V
V,
Полосы
частот
заграждения,
кГц
100- 140
120-180
150-260
200-400
300-600
40-50
45-58
50-65
60-90
75-115
100-200
120-300
180-500
41-74
53-125
110-650
36-42
40-48
47-60
59-82
74-118
100-200
160-1000
36-44
43-57
50-70
60-95
80-164
150-1000
Схема
настройки
Трехкон-
турная
»
»
»
Двухкон-
турная
Трехкон-
турная
»
»
»
»
»
»
Двухкон-
турная
Двухкон-
турная
Трехкон-
турная
Двухкон-
турная
Трехкон-
турная
» *
»
»
»>
»
»
Трехкон-
турная
»
»
»
Фильтр
верхних
частот
Трехкон-
турная
Разрядники для
защиты от
перенапряжений
Коли-
чество
2
2
2
1
1
Тип
Специаль-
ного изготов-
ления*1
РВНЭ-1П*!
РВП-6*1
РВО-3
РВО-6

Продолжение табл. 5.60
Тип
заградителя
ВЗ-2000-0,5
ВЗ-2000-1,0
ВЗ-4000-0,5
ВЧЗ-100-0,15
ВЧЗ-300-0,15
ВЧЗС-100
ВЧЗС-200
ЗВС-100-0,5
ЭВС-200-0,5
Тип
элемента
настройки
ЭНУ-0,5-40
*2
ЭНУ-0,5-40
эн-о;15*з
*2
ЭН-1
эн-п
Номинальное
значение
активной со-
ставляющей
полного со-
противления,
Ом
440
440
340
520*3
510*5
Номер
диа-
пазо-
на
I
II
III
IV
V
VI
I
II
III
I
II
III
I
II
I
1
II
III
IV
V
VI
VII
Полосы
частот
заграждения,
кГц
36-44
43-57
50-77
60-95
80-164
150-1000
36-68
50-146
70-1000
36-50
48-80
75-270
50-100
80-600
70-600
37,7-46,8
44,8-58,5
50,6-68,8
68,7-95,6
80,0-137,8
110,4-263,5
191,0-600
Схема
настройки
Трехкон-
турная
»
»
Фильтр
верхних
частот
Трехкон-
турная
Трехкон-
турная
»
»
Трехкон-
турная
»
Фильтр
верхних
частот
Однокон-
турная
притуп-
лённая
Двухкон-
турная
Однокон-
турная
*4
Разрядники для
защиты от
перенапряжений
Коли-
чество
1
1
1
1
1
1
X
Тип
РВО-6
РВС-15
РВО-6
"^
РВЧЗ-2,5
РВН-0,5
*1 В схему защиты входит также катушка индуктивности 20 мкГн.
*2 Элементы настройки для заградителей серий ВЗ-2000-1 и ВЧЗС специального наименования
не имеют.
*3 Параметры заграждения определяются или расчетом, или по типовым решениям № 407-0-156
«Схемы обработки и присоединения ВЛ 10—110 кВ для высокочастотных каналов связи» (Раз-
работка Сельэнергопроекта 1976 г.). Заградители серий ВЧЗ и ВЧЗС перестраиваются плавно
во всем диапазоне.
*" Настройка может осуществляться по одночастотной притуплённой, по двухковтурной поло-
совой схеме и по схеме фильтра верхних частот.
*5 Минимальное значение.

Продолжение табл. 5.60
Примечания: 1. Границы полос заграждения определены по приведенным в таблице номи-
нальным значениям активной составляющей полосы сопротивления. В пределах полосы сопротивление
везде выше номинального значения.
2. Заградители ВЗ-600-0,25 в диапазоне частот ниже 100—110 кГц настраиваются по одно-
и двухчастотной резонансной или притуплённой схемам. Параметры заграждения определяются
расчетом.
5.12. ПРЕДОХРАНИТЕЛИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица 5.61. Выбор предохранителен высокого напряжения
Номинальная
мощность
трансформатора,
кВА
25
40
63
100
160
250
400
630
1000
1600
2500
"к, %
4,5; 4,7
4,5; 4,7
4,5; 4,7
4,5; 4,7
6,5; 6,8
4,5; 4,7
5,5; 6,5
6,8
4,5; 4,7; 5,5
6,5; 6,8; 8,0
4,5; 5,5
6,5; 8,0
5,5; 6,5
8,0
5,5; 6,5
8,0
5,5; 6,5
5,5
Максимально допустимый ток плавкой вставки, А,
при номинальном напряжении трансформатора,
кВ
6,0; 6,3
10
16
20
40
-
50
50
80
160
160
160
315
160
-
-
10,0; 10,5
5
10
16
31,5
-
40
31,5
50
80
160
80
200
200
200
13,8; 15,75
-
-
-
-
-
—
20
50
50
—
-
-
35
-
-
-
-
5
10
8
10
20
31,5
40
40
-
Примечания: 1. В таблице приведен максимально возможный ток вставки предохранителя
типа ПКТ на стороне высшего трансформатора, определенный в соответствии с ГОСТ 11677—85
по условиям термической стойкости трансформатора при коротком замыкании на выводах низшего
напряжения. Максимально возможный ток вставки должен быть не меньше номинального тока
трансформатора.
2. Уточнение тока вставки производится с учетом условий защиты от перегрузки, отстройки
от пусковых токов, а также по соображениям селективности смежных защит. В частности, при
наличии предохранителей с обеих сторон трансформатора желательно иметь кратность номиналь-
ного тока предохранителя на стороне высшего напряжения относительно номинального тока пре-
дохранителя на стороне низшего напряжения не менее двукратной.
3. Верхний предел мощности трансформаторов, для которых подбирались предохранители, ограни-
чен необходимостью выполнения дифференциальной зашиты, а также номенклатурой предохранителей
типа ПКТ.

Тип
101-3-40УЗ,
101-3-31.5УЗ
102-3-40УЗ
103-3-ЗОУЗ
103-3-40УЗ
104-3-40УЗ
101-6-40УЗ
101-6-20УЗ
101-6-40У1
101-6-20У1
102-6-31,5УЗ
102-6-20УЗ
103-6-31.5УЗ
103-6-20УЗ
104-6-31.5УЗ
Т.
|блица 5.62. Характеристики >
предохранителей типа ПКТ
Сопротивление элемента предохранителя, мкОм, в зависимости от номинального тока плавкой вставки, А
2
496
708
-
-
-
644
868
767
1023
623
831
-
-
-
3,2
246
330
-
-
-
. 318
420
374
499
309
410
-
,_ .1
-
5
122
163
-
-
-
158
211
188
252
157
209
-
'У л
-
8
79
104
-
- '
-
106
140
122
161
105
139
-
-
-■
10
53
68
-
-
-
74
95
82
105
74
95
-
-
-
16
35
45
-
-
-
49
63
55
70
49
63
-
-
-
20
26
34
-
-
-
37
47
41
53
37
47
-
-
-
31,5
19
24
-
-
-
30
37
30
37
28
35
-
'-
40
128
160
-
-
19
23
-
у_
50
9,6
12
-
-
14
18
-
-
80
4,9
6,2
-
-
-'
У,8
9,8
9,3
11,7
'-
100
3,7
4,6
-
-
-
-
7,0
8,7
-
160
-
2,5
ЗД
-
-
-
- ■
200
-
-
1,7
2,0
-
-
-
3,9
4,9
5,0
6,6
3,2
3,7
315
-
-
-
1,2
1,5
-
-
-
-
-
400
-
-
-
0,8
1,0
. -
-
-
-
-
Размеры,
Н
176
215
290
290
290
176
176
246
£46
215
215
290
290
290
L
320
366
366
366
396
420
420
446
446
446
466
466
466
496
мм
В
77
84
84
84
184
77
77
120
120
84
84
84
84
184
Масса, кг
полная/ -
патрона
3,4/0,9
4,5/1,75
6,2/3,5
6,2/3,5
10,2/7,0
3,9/1,4
3,9/1,4
7,7/1,5
7,7/1,5
5,0/2,3
5,0/2,3
7,3/4,5
7,3/4,5
12,4/9,0

Продолжение табл. 5.62
Тип
104-6-20УЗ
101-10-31,5УЗ
101-10-20У1
101-10-12,5УЗ
101-10-12,5У1
102-10-31,5УЗ
102-10-12,5УЗ
103-10-31,5УЗ
103-10-20УЗ
103-10-12,5УЗ
104-10-20УЗ
104-10-20УЗ
104-10-12,5УЗ
2
837
1116
813
1073
1180
Г573
-
-
-
-
-
-
-
-
Сопротивление элемента
3,2
427
569
420 -
557
559
746
-
-
-
-
-
-
-
-
5
213
284
212
282
282
377
-
-
-
-
-
-
-
-
8
143
188
142
187
180
237
-
-
-
-
-
-
-
-
10
L00
128
99
127
120
Т55
-
-
-
-
-
-
-
-
тредохранителя, мкОм, в зависимости от номинального
плавкой вставки, А '
16
66
85
66.
85
80
103
-
-
-
-
-
-
-
-
20
50
64
SO
64
60
77
-
-
-
-
-
-
-
-
31,5
44
55
44
55
34
43
-
-
-
-
-
-
40
-
26
32
-
-
-
-
-
-
50
-
-
19
20,5
25,6
-
-
-
-
80
-
-
-
-
10,3
12,8
-
-
-
100
—
-
-
-
-
-
9,3
П,7
10,2
12,8
-
-
160
-
-
-
-
-
-
-
6,4
8,0
-
200
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4,7
5,8
тока
315
2,0
2,5
"
-
-
-
-
400
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Размерь
мм
Н
^290
196
246
196
246
235
235
310
310
310
310
310
310
L
496
520
546
520
546
566
566
566
566
566
596
596
596
В
184
82
120
82
120
84
84
84
84
84
184
184
184
Масса,
кг
полная/
патрона
12,4/9,0
4,9/1,8
8,1/1,9
4,9/1,8
8,1/1,9
6,3/2,9
6,3/2,9
9,2/5,8
9,2/5,8
9,2/5,8
15,5/11,6
15,5/11,6
15,5/11,6

101-20-1?.,5УЗ
101-20-12.5У1
102-20-12.5УЗ
103-20-12.5УЗ
101-35-8УЗ
10и35-3,2УЗ
102-35-8УЗ
103-35-8УЗ
2022
2506
1942
2385
3107
3749
-
-
-
1102
1342
1097
1306
1643
1965
-
а
- .
567
679
560
669
828
992
-
? л1
-
357
428
354
424
515
617
-
-
-
245
244
244
280
—
351
403
351
403
-
164
188
-
234
403
123
141
-
176
202
82
44
-
117
135
62
71
-
88
101
49
57
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
286
391
325
400
448
448
487
562
660
665
705
705
760
760
805
805
НО
150
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
11,1/2,2
21,2/2,2
12,7/3,4
16,0/6,8
17,4/2,7
17,4/2,7
19,0/3,9
22,9/7,8

Таблица 5.63. Характеристики предохранителей типа ПКН
Тип
001-ЮУЗ
001-10У1
001-20УЗ
001-20У1
001-35УЗ
001-35У1
Наибольшее
рабочее
кВ
12
24
40,5
>-
Сопротивление, Ом
мини-
мальное
47,3
99,9
142,2
макси-
мальное
57,6
122,1
173.8
Размеры, мм
Н
196
246
286
391
448
516
L
320
442
560
660
760
960
В
82
120
110
150
НО
175
Масса, кг
полная
4,2
7,5
10,8
21,0
17,4
40,5
патрона
0,9
1,4
1,8
2,2
2,6
2,7
Примечание: 1. Полное условное обозначение предохранителей состоит из буквенной части
(в таблице опущена) и трех групп цифр. Буквенная часть: ПК — предохранитель кварцевый, Т — для
защиты силовых трансформаторов и линий, Н — для трансформаторов напряжения. Первая группа
цифр: О — отсутствие, 1 — наличие ударного устройства легкого типа; 01, 02, 03 или 04 — конструкция
контактов (заменяемые элементы при конструкнии 03 состоят из двух жестко связанных между собой
патронов; 04 — из четырех попарно жестко связанных патронов, контакты 0,2 0,4 снабжены открываю-
щейся пружинной скобкой). Вторая группа цифр — номинальное напряжение кВ. Третья группа цифр
(применяется только для предохранителей ПКТ и в таблице опущена) — номинальный ток предохрани-
теля, А. Четвертая группа цифр (также только для предохранителей ПКТ) — номинальный ток отключе-
ния, кА. У1 или УЗ — климатическое исполнение по ГОСТ 15150—69* для установки на открытом
воздухе или в помещении соответственно.
2. Предохранители типа ПКН на номинальное напряжение 10 кВ могут быть применены в сетях
с номинальным напряжением 3 и 6 кВ.
3. Срабатывание предохранителя типа ПКТ определяется по указателю срабатывания, выдвигаю-
щемуся наружу под действием пружины после перегорания нихромовой указательной проволоки.
Предохранители типа ПКН указателей срабатывания не имеют, и их срабатывание определяется по
показаниям приборов, включенных в цепь трансформатора напряжения.
4.ч*Рабочее положение предохранителей в пространстве вертикальное.
5. Температура нагрева частей предохранителя не должна превышать значений, приведенных в
разд. 1.
6. Наибольшие допустимые значения коммутационных перенапряжений Umax, возникающих между
выводами токоограничиваюшего предохранителя, при отключении составляют:
3 6 10 15 20 35
12 23 38 55 75 126
7. В таблице приведены значения сопротивления элемента предохранителя с учетом указательной
проволоки; при этом в числителе — верхнее значение сопротивления, в знаменателе — нижнее.
8. В предохранителях ПКТ серий 101, 102 и 103 исполнения УЗ, а также в предохранителях
ПКН исполнения УЗ применяются изоляторы ИО-6-375-1УЗ (на напряжения 3 и 6 кВ),
ИО-10-375-1УЗ, ИО-20-375УЗ и ИО-35-375УЗ; в предохранителях ПКТ серии 104 применяются изоля-
торы ИО-6-375-НУЗ и ИО-10-375-НУЗ; в предохранителях исполнения У1 — изоляторы ОНС-10-200
ОНС-20-500-1 и ИОС-35-500-ПУ1.
9. По требованию заказчика завод изготовляет предохранители ПКТ и ПКН в тропическом
исполнении для внутренней установки (характеристики предохранителей исполнения ТЗ в таблице не
приведены): Выпускаются также предохранители для силовых цепей экскаваторных установок
(обозначение ПКЭ) и для трансформаторов напряжения экскаваторных установок (ПКЭН).
Таблица 5.64. Характеристики предохранителен типа ПСН
Характеристика
Номинальный ток плавкой вставки, А
Ток отключения, кА:
наименьший
номинальный
Тип предохранителя
ПС-10У1
8, 10, 16, 20,
32, 40, 50,
80, 100
15
5,0
ПС-35МУ1
8, 10, 16, 20,
32, 40,
50, 80, 100
15
3,2
ПС-110У1
8, 10, 16, 20,
32, 40, 50
10
2,5
^тпах' кВ

Продолжение табл. 5.64
Характеристика
Размеры полюса предохранителя, мм:
высота
длина
ширина
Длина патрона, мм
Масса, полюса, кг
Тип предохранителя
ПС-10У1
490
740
165
488
23
ПС-35МУ1
715
1410
225
1044
65,5
ПС-110У1
2130
1480
370
1044
268
Примечания: 1. Структура условного обозначения: ПС — предохранитель стреляющий; цифро-
вая часть — номинальное напряжение, кВ; М — модернизированный; У1 —климатическое исполнение и
категория размещения (наружная установка) по ГОСТ 15150—69*.
2. Номинальный ток предохранителя ПС-110У1 50 А. остальных— 100 А.
3. Наибольший допустимый в эксплуатации диаметр дугогасящей винипластовой трубки 27 мм.
4. Минимальная высота установки предохранителя над землей (сштая от нижнего края трубки)
на напряжение 10 и 35 кВ 2,0 м, 110 кВ — 4 м. Ограждаемая площадь под предохранителем (зона
выхлопа) должна составлять для ПС-1ШУ1 5x5 ы\ для остальных —2x2 м2.
5.13. ТОКООГРАНИЧИВАЮЩИЕ РЕАКТОРЫ
Таблица 5.65. Бетонные реакторы одинарные
Тип
РБ, РБУ, РБГ 10-400-0,35
РБ, РБУ, РБГ 10-400-0,45
РБ, РБУ, РБГ 10-630-0,25
РБ, РБУ 10-630-0,40
РБГ 10-630-0,40
РБ, РБУ, РБГ 10-630-0,56
РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,14
РБ, РБУ 10-1000-0,22
РБГ 10-1000-0,22
РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,28
РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,35
РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,45
РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,56
РБ, РБУ 10-1600-0,14
РБГ 10-1600-0,14
РБ, РБУ 10-1600-0,20
РБГ 10-1600-0,20
РБ, РБУ, РБГ 10-1600-0,25
РБ, РБУ, РБГ 10-1600-0,35
РБД, РБДУ 10-2500-0,14
РБГ 10-2500-0,14
РБД, РБДУ 10-2500-0,20
РБГ 10-2500-0,20
РБДГ 10-2500-0,25
РБДГ 10-2500-0,35
Потери
на
фазу,
кВт
1,6
1,9
2,5
3,2
3,2
4,0
3,5
4,4
4,4
5,2
5,9
6,6
7,8
6,1
6,1
7,5
7,5
8,3
11,0
11,0
11,0
14,0
14,0
16,1
20,5
Электроди-
намическая
стойкость,
кА
25 '
25
40
32
33
24
63
49
55
45
37
29
24
66
79
52
60
49
37
66
79
52
60
49
37
Масса
фазы, т
0,88
0,88
0,93
1,16
1,02
1,13
1,12
1,34
1,19
1,49
1,66
1,56
1,67
1,77
1,61
2,04
1,83
2,23
2,53
2,38
2,07
2,46
2,18
2,74
3,04
Диаметр
по бето-
ну, м
1,43
1,44
1,35
1,41
1,41
1,71
1,37
1,49
1,49
1,53
1,59
1,73
1,75
1,51
1,51
1,67
1,67
1,91
1,91
1,96
1,96
1,93
1,93
2,15
2,22
Высота
фазы, м
0,95
1,14
1,04
1,13
1,04
1,04
1,04
1,25
1,14
1,23
1,14
1,14.
4.1,23
X 1,44
У»1,33
1,35
1,23
1,23
1,22
1,39
1,23
1,46
1,28
1,18
1,23
Индуктив-
ное сопро-
тивление,
%
-2,5
3,0
2,8
4,4
4,4
6,0
2,5
3,8
3,8
4,9
6,0
8,0
9,7
3,9
3,9
5,5
5,5
7,0
10,0
6,1
6,1
8,6
8,6
11,0
15,0

Продолжение табл. 5.65
Тип
РБДГ 10-4000-0,105
РБДГ 10-4000-0,18
РБНГ 10-1000-0,45
РБНГ 10-1000-0,56
РБНГ 10-1600-0,26
РБНГ 10-1600-0,35
РБНГ 10-2500-0,14
РБНГ 10-2500-0,20
РБНГ 10-2500-0,25
РБНГ 10-2500-0,35
Потери
на
фазу,
кВт
18,5
27,7
7,2
8,2
9,8
12,8
13,5
16,8
19,7
23,9
Электроди-
намическая
стойкость,
кА
97
65
29
24
49
37
79
60
49
37
Масса
фазы, т
2,16
2,89
1,88
1,94
1,88
2,11
2,12
2,33
2,80
3,26
Диаметр
по бето-
ну, м
2,08
2,14
1,84
1,99
1,92
1,93
1,95
1,99
2,07
2,23
Высота
фазы, м
1,17
1,37
1,73
1,73
1,64
1,82
1,77
1,91
1,82
1,91
Индуктив-
ное сопро-
тивление,
%
7,3
12,5
8,0
9,7
7,0
10,0
6,1
8,6
11,0
15,0
Примечания: 1. Расшифровка буквенной части обозначения типа: Р — токоограничивающий
реактор, Б — бетонный с естественным воздушным охлаждением, БД — бетонный с дутьем, Н — для на- •
ружной установки, У — ступенчатая установка фаз, Г — горизонтальная, отсутствие этих букв означает,
что реактор предназначен для вертикальной установки; цифровые обозначения: первое число—класс
напряжения, кВ, второе — номинальный ток, А, третье — номинальное индуктивное сопротивление, Ом.
2. Обозначение фаз трехфазного комплекта реакторов (на шитке, укрепленном на одной из
колонок): В — верхняя фаза реактора с вертикальным или ступенчатым расположением фаз, С или
СГ — средняя фаза реактора с вертикальным или нижняя со ступенчатым расположением фаз соответ-
ственно, Н — нижняя фаза реактора с вертикальным расположением фаз, Г — фаза реактора с гори-
зонтальным или отдельно стоящая фаза реактора со ступенчатым расположением фаз.
3. Реакторы выпускаются с углом между выводами 0,90 и 180°.
4. Все реакторы рассчитаны на термическую стойкость 8 с (время, в течение которого реактор
выдерживает эффективное значение периодической составляющей установившегося тока КЗ, соответ-
ствующего гарантированному ударному току, характеризующему динамическую стойкость).
5. При напряжении 6 кВ применяются реакторы номинального напряжения 10 кВ с соответствующим
пересчетом параметров.
6. Реакторы, предназначенные для вертикальной установки фаз, пригодны также для горизон-
тальной и ступенчатой; реакторы, предназначенные для ступенчатой установки, пригодны и для гори-
зонтальной.
7. Длительно допустимый ток реакторов с дутьем при естественном охлаждении для реакторов на
2500 А до 0,25 Ом включительно составляет 2150 А, на 0,35 Ом — 2000 А, для реакторов на 4000 А
при 0,105 Ом — 3750 А, при 0,18 Ом — 3200 А; количество охлаждающего воздуха для реакторов с дутьем
при номинальном токе составляет для реакторов 0,14 Ом 70 м3/мин на комплектную колонку (из одной,
двух и трех фаз при горизонтальной, ступенчатой или вертикальной установке соответственно), для
реакторов от 0,25 до 0,105 Ом — 70 м3/мин на фазу и 0,18 Ом — 100 м3/мин на фазу.
8. Обмотки реакторов внутренней установки на 630 А имеют 2 параллельных проводника в обмотке,
на 1000 А — 3, на 1600 А — 5,' на 2500 А — 7, на 4000 А — 10 (реакторы наружной установки на 1600
и 2500 А имеют 4 и 6 проводников соответственно). Реакторы РБДГ-10-4000-0,105, РБДГ-10-4000-0,18
и РБНГ-10-2500-0,20 имеют секционную схему обмотки: средний вывод — Лъ крайние выводы — Л2
(последние должны быть соединены между собой).
9. Высота фазы приведена с опорной изоляцией, а для реакторов наружной установки — вместе
с защитной крышей.
10. Для изготовления обмотки используется специальный изолированный реакторный алюминиевый
(для климатического исполнения Т — медный) провод сечением 300 мм2 для реакторов наружной
установки и 240 и 320 мм2 соответственно для реакторов внутренней установки на 400 и 630 А и более.
Изготовитель реакторов — рижский опытный завод «Электроавтоматика».

lab лица З.оо. Ьетонные реакторы сдвоенные
Тип
РБС, РБСУ, РБСГ 10-2x630-0,25
РБС, РБСУ 10-2 х 630-0,40
РБСГ 10-2 х 630-0,40
РБС, РБСУ, РБСГ 10-2 х 630-0,56
РБС, РБСУ, РБСГ 10-2 х 1000-0,14
РБС, РБСУ 10-2 х 1000-0,22
РБСГ 10-2 х 1000-0,22
РБС, РБСУ, РБСГ 10 х 2 х 1000-0,28
РБСД, РБСДУ 10-2 х 1000-0,35
РБСГ 10-2 х 1000-0,35
РБСД, РБСДУ 10-2 х 1000-0,45
РБСГ 10-2 х 1000-0,45
РБСД, РБСДУ 10-2 х 1000-0,56
РБСГ 10-2 х 1000-0,56
РБС, РБСУ 10-2 х 1600-0,14
РБСД, РБСДУ 10-2 х 1600-0,20
РБСГ 10-2 х 1600-0,14
РБСГ 10-2 х 1600-0,20
РБСД, РБСДУ 10-2 х 1600-0,25
РБСДГ 10-2 х 1600-0,25
РБСДГ 10-2 х 1600-0,35
РБСДГ 10-2 х 2500-0,14
РБСДГ 10-2 х 2500-0,20
РБСНГ 10-2 х 1000-0,45
РБСНГ 10-2 х 1000-0,56
РБСНГ 10-2 х 1600-0,25
РБСНГ 10-2 х 2500-0,14
! Индуктивное
сопротивление
ветви, %
2,7
4,4
4,4
5,4
2,14
3,8
3,8
4,9
6Д
6,1
7,8
7,8
9,7
9,7
3,9
5,6
3,9
5,6
6,9
6,9
9,7
6,1
8,7
7,8
9,7
6,9
6,1
Индуктивное
сопротивление
ветви при встре-
чном токе, Ом
0,135
0,200 .
0,200
0,263
0,071
0,103
0,103
0,132
0,159
0,159
0,230
0,230
0,280
0,280
0,062
0,098
0,062
0,098
0,119
0,119
0,197
0,067
0,109
0,251
0,330
0,123
0,056
Коэффициент
связи
0,46
0,50
0,50
0,53
0,49
0,53
0,53
0,53
0,55
0,55
0,49
0,49
0,50
0,50
0,56
0,51
0,56
0,51
0,52
0,52
0,46
0,52
0,46
0,44
0,41
0,51
0,60
Потери на фазу,
| кВт
4,8
6,3
6,3
7,8
6,4
8,4
8,4
10,0
П,5
11,5
13,1
13,1
15,7
15,7
11,5
14,3
11,5
14,3
16,7
16,7
22,0
22,5
32,1
15,4
17,5
22,1
29,3
Электродина-
мическая стой-
кость, кА
40
32
~33
24
63
49
55
45
37
37
29
23
24
24
66
52
79
60
49
49
37
79
60
29
24
49
79
Динамическая
стойкость при
встречных
токах, кА
14,5
12,5
12,5
11,0
21,0
18,5
18,5
16,0
15,0
15,0
13,5
13,5
13,0
13,0
26,0
22,0
26,0
22,0
20,0
20,0
18,5
29,5
26,0
16,0
15,0
22,0
34,0
Наружный
диаметр, м
1,49
1,69
1,69
1,85
1,72
1,87
1,37
1,89
1,93
1,93
2,03
2,03
2,05
2,05
2,07
2,07
2,13
2,13
2,21
2,21
2,08
2,21
2,14
1,95
2,02
2,04
2,34
Высота фазы,
м
1,23
1,23
1,23
1,23
1,23
1,27
1,23
1,23
1,24
1,23
1,43
1,43
1,43
1,44
1,28
1,28
1,47
147
1,40
1,37
1,55
1,42
1,55
2,18
2,36
2,00
1,82
Масса фазы,
т
1,44
1,68
1,68
1,91
1,90
2,02
1,94
2.38
2,44
2,28
2,40
2,40
2,82
2,82
2,96
3,12
2,68
3,12
3,47
3,30
3,85
3,50
3,89
3,09
3,27
3,18
3,75
Примечания: 1. Буква С —сдвоенный реактор; цифра 2 со знаком умногвения перед значением
номинального тока указывает, что /ном сдвоенного реактора в 2 раза больше, чём у отдельной ветвн;
остальные обозначения те же, что и в табл. 5.65.
2. Сдвоенные реакторы применяются в цепи источника питания (силовой трансформатор, групповая
сборка и т. п.); их преимущество перед одинарными реакторами — уменьшение падения напряжения,
сокращение габаритов РУ.
3—6 и 8 — 11. То же, что и в примечании к табл. 5.65.
7. Длительно допустимый ток реактора с дутьем при естественном охлаждении составляет для
реакторов 1000 А, 0,35, 0,45 и 0,56 Ом соответственно 960, 940 и 900 А; для реакторов 1000 А,
0,20 Ом - 1420 А, для реакторов 1600 А, 0,25 Ом РБСД и РБСДУ - 1350 А, то же РБСДГ -
1500 А; для реакторов 1600 А, 0,35 Ом - 1470 А; 2500 А, 0,14 и 0,20 Ом - соответственно 2100 и 1800 А.

5.14. ВВОДЫ И ИЗОЛЯТОРЫ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица S.67. Маслонаиолненные вводы высокого напряжения
Условное обозначение
ввода
№ заводского
чертежа
Габариты, мм
Полная
высота
ввода
Длина ниж-
ней части
ввода до
фланца сое-
динительной
втулки
Диаметр
соедини-
тельной
втулки
Расстояние
между отвер-
стиями во
фланце по
диагонали
Диаметр
отвер-
стий во
фланце,
Число
отвер-
стий
... ВО|
фланце
Длина
пути
утеч-
ки,
см
Ем-
кость,
пФ,
±15%
МБТО
5=4Г--б6/400У1
M§I2Z -66/бзот1
0-45
МБТОУ -66/630У1
0-45 '
МБТОУ _66/1бООТ1
оМБ;5°У -66/1600У1
0-45
ГМТА-45-
ГМТА-45-
ГМТА-45-
ГМТБ-45-
ГМТБ-45-
ГМТБ-45-
ГМТА-90-
ГМТА-90-
ГМТА-90-
ГМТБ-90-
П0/630У1
110/630ХЛ1
110/630Т1
110/630У1
110/630ХЛ1
110/630Т1
110/2000У1
110/2000ХЛ1
110/2000Т1
110/2000У1
Вводы для силовых трансформаторов и реакторов
2ИЭ.800.006
2ИЭ.800.006-1
2ИЭ.800.032
2ИЭ.800.032-1
2ШЦ.800.078
2ШЦ.800.078-1
2ИЭ.800.012
2ИЭ.800.012-1
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ.
800.026
800.026-01
800.026-02
800.047
800.047-01
800.047-02
800.055
800.055-01
800.055-02
800.050
1415
1415
1415
1415
1470
1470
1960
1960
315
315
315
315
315
315
785
785
2390
2390
2390
2490
2490
2490
2540
2540
2540
2700
663
663
6оЗ
663
663
663
720
720
720
720
340
340
340
340
340
340
530
530
350
350
350
350
350
350
420
420
420
420
300
300
300
300
300
300
480
480
300
300
300
300
300
300
380
380
380
380
20
20
20
20
20
20
24
24
24
24
24
24
24
24
22
22
22
22
8
8
8
8
8
8
9
9
8
8
8
8
8
8
12
12
12
12
127
127
127
127
163
163
163
163
190
190
190
280
280
280
190
190
190
280
70
70
-
-
70
70
235
235
240
240
240
240
240
240
440
440
440
460
78
78
74
74
90
90
133
133
136
136
136
150
150
150
248
248
248
278

ГМТБ-90-110/2000ХЛ1
ГМТБ-90-110/2000Т1
ГТДТА-60-П0/800У1
ГТТА-60-110/800У1
ГТДТА-60-П0/800Т1
ГТТА-60-110/800Т1
ГТДТБ-60-110/800У1
ГТТБ-60-110/800У1
ГТДТБ-60-110/800Т1
ГТТБ-6О-110/800Т1
ГМТА-60-110/800УХЛ1
ГМТА-60-110/800Т1
ГМТБ-60-L10/800УХЛ1
ГМТБ-60-110/800Т1
ГМТБ-45-150/630У1
ГМТА-45-150/630У1
ГМТБ-45-150/630Т1
ГМТА-45-150/630Т1
ГМТБ-45-150/2000У1
ГМТА-45-150/2000У1
ГМТБ-45-150/2000Т1
ГМТА-45-150/2000Т1
ГМТБ-90-220/1 ОООУ X Л1
БМТП -220/1600У1
0,45
^Л.220/1600Т1
0-45 '
БМТ
0-45
БМТ
0-45
БМТПУ
0-45
БМТПУ
-220/1600У1
0-45
БМТУ
220/1600Т1
-220/1600У1
-220/1600Т1
0-45
БМТУ
0-45
■220/1600Т1
•220/16О0У1
2ИЭ.800.050-01
2ИЭ.800.050-02
2ШЦ.809.024
2ШЦ.809.024-01
2ШЦ.809.024-02
2ШЦ.809.024-03
2ШЦ.809.025
2ШЦ.809.025-01
2ШЦ.809.025-02
2ШЦ.809.025-03
ИВЕЮ.686.341.004
ИВЕЮ.686.341.004-
ИВЕЮ.686.341.004-
ИВЕЮ.686.341.004-
2ШЦ.800.077-01
2ШЦ.800.077-02
2ШЦ.800.077-03
2ШЦ.800.077-04
2ШЦ.800.068-1
2ШЦ.800.068-П
2ШЦ.800.068-Ш
2ШЦ.800.068-ГУ
2ШЦ.800.115
413-0-0
413-0-ОТ
413-0-0-01
413-0-0-0 IT
^222-0-0
222-0-0
222-0-0-01
222-0-0-01
01
02
03
420
420
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
350
350
350
350
420
420
420
420
670
760
760
760
760
760
760
760
760
380
380
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
310
310
310
310
380
380
380
380
620
720
720
720
720
720
720
720
720
22
22
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
22
22
22
22
22
22
22
22
24
24
24
24
24
24
24
24
24
12
VI
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
12
12
12
12
12
12
12
12
16
16
16
16?
16
16
16
16
16
280
280
190
190
190
190
280
280
280
280
190
190
280
280
390
260
390
260
390
260
390
260
570
380
380
380
380
570
570
570
570
460
460
250
210
250
210
250
210
250
210
360
360
360
360
320
320
320
320
560
560
560
560
420
610
610
610
610
610
610
610
610
278
278
100
95
100
95
130
125
130
125
93
93
113
113
240
224
240
224
477
420,5
477
420,5
965
971
971
954
954
1173
1173
1168
1168

Продолжение табл. 5.67
Условное обозначение
ввода
ГМТА-45-220/2000У1
ГМТА-45-220/2000ХЛ1
ГМТА-45-220/2000Т1
ГМТБ-45-220/2000У1
ГМТБ-45-220/2000Х Л1
ГМТБ-45-220/2000Т1
ГМТБ-90-220/1000У1
ГМТБ-90-220/2000У1 . ,
ГМТБ-90-220/1000Т1
ГМТБ-90-220/2000Т1
ГМТПА-45-330/1000У1
ГМТПБ-45-330/1000У1
ГМТПА-45-330/2000У 1
ГМТПБ-45-330/2000У1
ГМТПА-45-330/2000Т1
ГМТПБ-45-330/2000Т1
ГМТПА-45-330/2500У1
ГМТПБ-45-3 30/2500У1
ГМРА-0-500/315У1
ГМРА-0-500/315У1
ГМРБ-0-500/315У1
ГМТА-30-500/1600У1
ГМТА-30-500/1600Т1
ГМТА-ЗО-500/1600ХЛ1
ГМТПА-30-50/1000У1
ГМТПА-30-500/1000ХЛ1
ГМТПА-30-500/1000Т1
ГМТПА-30-500/1600У1
ГМТПА-30-500/1600ХЛ1
ГМТПА-30-500/1600Т1
ГМТПА-30-500/2000У1
ГМТПБ-30-500/2000У1
ГМТПА-30-500/2000ХЛ1
ГМТПБ-30-500/2000ХЛ1
№ заводского
чертежа
2ИЭ.800.043 - 01
2ИЭ.800.043-02
2ИЭ.800.043-03
2ИЭ.800.042-01
2ИЭ.800.042-02
2ИЭ.800.042-03
2ШЦ.800.086
2ШЦ.800.086-01
2ШЦ.800.086-02
2ШЦ.800.086-03
2ШЦ.800.093
2ШЦ.800.093-01
2ШЦ.800.056-1
2ШЦ.800.056-2
2ШЦ.800.056-3
2ШЦ.800.056-4
2ШЦ.800.120
2ШЦ.800.120-01
2ИЭ.800.034
2ИЭ.800.034-01
2ИЭ.800.034-02
2ИЭ.800.011
2ИЭ.800.011-01
2ИЭ.800.011-02
2ШЦ.800.087
2ШЦ.800.087-01
2ШЦ.800.087-02
2ШЦ.800.085
2ШЦ.800.085-01
2ШЦ.800.085-02
2ШЦ.800.095
2ШЦ. 800.095-01
2ШЦ.800.095-02
2ШЦ.800.095-03
Полная
высота
ввода
4345
4345
4345
4645
4645
4645
5000
5205
5000
5205
5505
6415
4975
5885
4975
5885
5265
5265
6966
6966
6966
7300
7300
7300
7150
7150
7150
7150
7150
7150
7150
7150
7150
7150
Габари
Длина ниж-
ней части
ввода до
фланца сое-
динитель-
ной втулки
1380
1380
1380
1380
1380
1380
1530
1530
1530
1530
2160
2160
L650
1650
1650
1650
1615
1615
2204
2204
2204
2750
2750
2750
2600
2600
2600
2600
2600
2600
2600
2600
2600
2600
гы, мм
г
Диаметр
соедини-
тельной
втулки
600
600
600
600
600
600
670
670
670
670
818
818
600
600
600
600
600
600
1200
L200
1200
1200
1200
1200
1200
1200
1200
1200
1200
1200
1200
1200
1200
1200
Расстояние
между отвер-
стиями во
фланце по
диагонали
560
560
560
560
560
560
620
620
620
620
770
770
560
560
560
560
560
560
ИЗО
ИЗО
ИЗО
ИЗО
ИЗО
ИЗО
ИЗО
ИЗО
изо
изо
изо
изо
изо
изо
изо
изо
Диаметр
отвер-
стий во
фланце,
мм
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
Число
отвер-
стий
во
фланце
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
Длина
пути
утечки,
см
380
380
380
570
570
570
570
570
570
570
540
800
540
800
540
800
540
800
800
800
1180
800
800
800
800
800
800
800
800
800
800
1180
800
1180
Ем-
кость,
пФ,
±15%
545
545
545
545
545
545
430
430
430
430
630
630
530
530
530
530
510
510
640
640
640
630
630
630
670
670
670
670
670
670
670
670
670
670
Масса, кг
ввода
855
855
855
975
975
975
954
961
954
961
1775
1990
1395
1615
1395
1615
1108
1175
3215
3215
3485
3150
3050
3150
3220
3220
3220
3220
3220
3220
3230
3620
3230
3620
масла
153
153
153
153
153
153
112
140
112
140
215
247
145
169
145
169
162
162
630
530
530
595
595
595
582
582
582
582
582
582
582
582
582
582

ГМТПБ-30-500/2000Т1
ГМТА-30-500/2500У1
ГМТА-30-500/2500ХЛ1
ГМРА-0-750/315У1
ГМТПА-30-750/1000У1
ГМТк6-45-110/630У1
ГМТ.Й-45-110/630У1
ГМТк6-15-500/1000У1
ГМТк6-9-500/1000У1
ГМТК6-18-500/1000У1
ГМТ.Й-15-500/1000ХЛ1
ГМТк6-9-500/1000ХЛ1
ГМТк6-18-500/1000ХЛ1
ГМТ.Й-ЗО-50О/1О0ОУ1
ГМТк6-30-500/1000У1
ГМТке-ЗО-500/lOOOTl
ГМТк6-11-500/1000У1
ГМВБ-15-110/1000Т1
ГМВБ-15-110/2000У1
ГМВБ-15-11О/2О0ОХЛ1 .
™ -220/2000У1
БМВ -220/2000У1
0-15
БМШУ -220/1000У1
БМВУ -220/1000У1 j
0 - 15 ' &
БМЮУ -220/2000УХЛ1
БМВУ .220/2000УХЛ1
2ШЦ.800.095-04
2ШЦ.800.107
2ШЦ.800.107-01
2ИЭ.800.021
2ШЦ.800.072
2ШЦ.800.060
2ШЦ.800.060-01
ИВЕЮ.686^.344.004
ИВЕЮ.686.344.004-
ИВЕЮ.686.344.004-
ИВЕЮ.686.344.004-
ИВЕЮ.686.344.004-
ИВЕЮ.686.344.004-
ИВЕЮ.686.344.004-
ИВЕЮ.686.344.004-
ИВЕЮ.686.344.004-
ИВЕЮ.686.344.004-
2ШЦ.800.065
2ШЦ.800.066-02
2ШЦ.800.066-03
2ШЦ.800.090
2ШЦ.800.090-01
2ШЦ.800.091
2ШЦ.800.091-01
2ШЦ.800.112
2ШЦ.800.112-01
-01
-02
-03
-04
-05
-06
-07
-08
-09
Вв
7150
7150
7150
8400
8500
1610
1650
5110
5L10
5110
5110
5110
5110
5110
5110
5110
5110
оды для
3025
2900
2900
4475
4475
5240
5240
5000
5000
2600
2600
2600
2620
2710
670
670
2750
2750
2750
2750
2750
2750
2750
2750
2750
2750
1200
1200
1200
1200
1200
350
350
1200
1200
L200
1200
1200
1200
L200
1200
L200
1200
масляных выключателей
ИЗО
изо
изо
1820
1820
1820
1820
1820
1820
870
870
870
870
870
550
550
550
870
ИЗО
ИЗО
ИЗО
ИЗО
ИЗО
300
300
ИЗО
ИЗО
изо
изо
изо
изо
изо
изо
изо
изо
486
486
486
818
818
818
818
818
818
22
22
22
24
22
24
24
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
16
16
16
16
16
8
8
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
П80
800
800
1180
1180
190
190
800
800
800
800
800
800
800
800
800
800
670
670
670
700
540
200
200
520
520
520
520
520
520
520
520
520
520
3620
3210
3210
3826
3630
79
79
1795
1795
1795
1910
1910
1910
1795
1795
1795
1795
30
30
30
30
30
30
30
30
30
9
9
9
12
12
12
12
12
12
280
280
280
380
380
570
570
570
570
530
320
320
515
515
515
515
515
515
300
245
240
1040
1038
1300
1298
1170
117

Продолжение табл. 5.67
Условное обозначение
ввода
№ заводского
чертежа
Габариты, мм
Полная
высота
ввода
Длина ниж-
ней части
ввода до
фланца сое-
динитель-
ной втулки
Диаметр
соедини-
тельной
втулки
Расстояние
между отвер-
стиями
во фланце по
диагонали
Диаметр
отвер-
стий во
фланце,
мм
Число
отвер-
стий
во
фланце
Длина
пути
утечки,
см "
Ем-
кость,
пф
±15%
Масса, кг
Линейные вводы
ГМЛБ-90-66/1250Т1
ГМЛБ-90-66/1250У1
ГМЛБ-90-110/1000У1
ГМЛПБ-90- L10/1000ХЛ1
ГМЛПБ-90-110/ЮООУ1
ГМЛПБ-90-110/1000Т1
ГМЛБ-90-110/2000У1
ГМЛПБ-90-110/2000ХЛ1
ГМЛПБ-90-110/2000У1
ГМЛПБ-90-110/2000Т1
ГМЛА-90-220/1000У1
ГМЛА-90-220/1000Т1
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ
2ИЭ.
2ИЭ.
2ИЭ.
415-
415-
800.038
800.038-01
800.030
800.030-01
800.030-02
800.030-03
800.009
800.009-01
800.009-02
800.009-03
0-0
0-0-01
2530
2530
3610
3610
3610
3610
3640
3640
3640
3640
5645
5645
1296
1296
1805
1805
1805
1805
1820
1820
1820
1820
3165
3165
390
390
420
420
420
420
420
420
420
420
890
890
350
350
360
360
360
360
360
360
360
360
840
840
18
18
24
24
24
24
24
24
24
24
22
22
6
6
4
4
4
4
4
4
4
4
12
12
218
218
280
280
280
280
280
280
280
280
380
380
515
515
600
600
600
600
600
600
600
600
710
710
240
240
375
375
375
375
377
377
377
377
1615
1310
14,7
14,7
44
44
44
44
44
44
44
44
238
238
Примечания: 1. В таблице приводятся сведения о масло наполненных вводах завода «Изолятор» герметичного и негерметичного исполнений с масло-
барьерной, бумажно-масляной и твердой изоляцией.
2. Вводы изготовляются на классы напряжения: 66, 110, 150, 220, 330, 500 и 750 кВ; на номинальные токи от 315 до 3200 А, в климатическом ис-
полнении Т1, У1, ХЛ1 и УХЛ1, на угол установки к вертикали 0° — для вводов, предназначенных для реакторов броневого типа, от 0 до 15е —для вво-
дов, предназначенных для масляных выключателей, от 0 до 30° — для вводов напряжением свыше 330 кВ, предназначенных для трансформаторов, от 0 до
45° — для вводов напряжением до 330 кВ включительно, предназначенных для трансформаторов и реакторов стержневого типа, от 0 до 60° — для вводов
ПО кВ с твердой изоляцией для трансформаторов, от 0 до 90° — для вводов линейных и специального исполнений напряжением до 500 кВ.
3. В условном обозначении вводов с масло барьерной изоляцией (серия МБТОУ) и с бумажно-масляной изоляцией негерметичного исполнения (серия БМТ)
буквы и цифры означают: МБ — маслобарьерная изоляция, Т — для трансформаторов, О — ввод имеет общее масло с трансформатором, У — усиленная внешняя
изоляция, 0—45 — предельный угол установки ввода к вертикали в градусах, БМ — бумажно-масляная изоляция ввода.
4. Условное обозначение герметичного ввода: Г — герметичное исполнение, Т — твердая изоляция, М — бумажно-масляная изоляция, Д — типоисполнение
ввода с удлиненной нижней частью (нормальная длина нижней части ввода в обозначение не входит), Л — линейный, В — для масляных выключателей, Р — для
шунтирующих реакторов броневого типа, TKg — для кабельного подсоединения фансформатора, Т — для трансформаторов и автотрансформаторов, П — ввод
имеет специальный вывод для измерения tg5, А, Б и В — категория внешней изоляции ввода по ГОСТ 9920 — 75*; цифры означают: предельный угол
установки к вертикали, номинальное напряжение, номинальный ток и вид климатического исполнения.
5. Оценка состояния поверхности фарфоровых покрышек маслонаполненных вводов производится с учетом следующих факторов: отсутствие глазури,
• , dl*
бугорки, пузыри закрытые, выгорки, сколы глубиной до 2 мм, мушки, засорки и слипыши не должны превышать общую площадь, см2, 1 ч —, а пло-
dl*
гцадь, см2, отдельных дефекгов не должна быть более 0,5ч ^г-, где ^ — наибольший диаметр изолятора, см; /—длина изоляционной части, см.
10000

Продолжение гпабл. 5.67
6. При замене маслонаполненных вводов, выработавших свой ресурс, современными модификациями вводов, имеющих, как правило, укороченную
нижнюю часть и меньший диаметр, необходимо выполнить следующие условия: проверить изоляционные расстояния от нижней части ввода до заземленной
части трансформатора, изготовить переходный фланец для нового ввода или заменить крышку адаптера, изолировать оголенную часть отвода обмотки
трансформатора, напаять на отвод новый контактный наконечник, заменить изоляционный цилиндр для обеспечения расстояния по маслу. Всесоюзным
институтом трансформаторостроения разработан способ установки вводов ПО кВ с твердой изо ляцией взамен маслонаполненных вводов 110 кВ, 630 А (заводские
чертежи 121-0-0 и 195-0-0), установленных на трансформаторах серий ТДГ, ТДТГ, ТДНГ, ТДТНГ мощностью 40500 кВА, находящихся в эксплуатации.
Одновременно с заменой вводов необходимо заменить бакелитовый цилиндр и изготовить переходный фланец, резиновую прокладку и шпильки. Схема
установки вводов ПО кВ с твердой изоляцией на трансформатор приведена ка рис. 5.1, а внутренние изоляционные расстояния в баке трансформатора
при размещении ввода - в табл. 5.68. Схемы установки вводов 110 и 220 кВ модифицированных конструкций на трансформаторы любой мощности
разработаны ЦКБ Союзэнергоремонт. На рис. 5.2 и в табл. 5.69 приведены значения изоляционных расстояний, которые должны выдерживаться при
установке вводов ПО кВ. Испытательное напряжение при расчетах принято 200 кВ, исходя из требования ГОСТ 1516.1 — 76*. При установке герметичного
Рис. 5.1. Установка ввода 110 кВ с твердой
изоляцией вместо ввода с бумажно-масляной
изоляцией:
/ — ввод с твердой изоляцией; 2 — резиновая про-
кладка; 3 — изолирующий цилиндр; 4 — переход-
ный фланец; 5 — отвод обмотки трансформатора;
6, 7 — положения нижних фланцев маслонапол-
ненных вводов ПО кВ, изготовленных по завод-
ским чертежам № 121-0-0 и 195-0-0
Рис. 5.2. Схема установки ввода 110 кВ:
/ — ввод; 2 — бумажно-бакелитовый цилиндр;
3 — крышка бака трансформатора; 4 — стенка бака;
5 — консоль бака

Продолжение табл. 5.67
ввода 220 кВ -———= 220/2000УI и испытательном напряжении 360 кВ по данным ЦКБ Союзэнергоремонта должны выдерживаться изоляционные рас-
стояния, приведенные на рис. 5.3.
Рис. 5.3. Схема установки ввода 220 кВ:
/ — встроенные трансформаторы тока; 2 — резиновое уплотнение;.--fS — ввод; 4— переходный фла-
нец; 5 — бумажно-бакелитовый цилиндр; 6 — сгенка бака трансформатора; 7 —отвод обмотки
220 кВ
Таблица 5.68. Изоляционные расстояния в масле бака трансформатора при установке ввода
Тип
трансформатора
ТДТНГ-40500/110*
ТДТНГ-40500/110**
ТДТГ-40500/110**
ТДНГ-40500/110*
ТДНГ-40500/110*
ТДГ-40500/110**
Изоляционные расстояния в масле, мм (рис. 5.1)
А
350
350
350
280
280
230
"1
720
720
775
615
615
715
"2
210
210
240
120
120
270
<Ч
40
40
75
5
5
155
о4
215
215
265
275
275
250
"5
100
100
150
160
160
135
"6
180
180
200
180
180
180
*|
316
416
590
316
590
778
*а
630
530
355
630
355
172
*э
205
190
175
180
154
208
А4
55
—
100
1120
846
—
*5
100
100
416
1200
1206
490
К
45
—
—
—
13
* При установке трансформаторов тока.
** Без трансформаторов тока.
Примечание Для трансформатора ТДГ-40500/110 цилиндр 3 необходимо укоротить на 30 мм.
Буквенное
обозначение
промежутка
(рис. 5.2)
А
В
С
Таблица 5.69. Изоляцвонные расстояния
Наименование изоляционных
промежутков
Экран ввода — стенка бака
Экран ввода — консоль
Экран ввода — заземленная часть с закругленными
кромками
Толщина твердой
изоляции, мм
5 (цилиндр)
5 (цилиндр)
5 (цилиндр) + 3 (щит)
5 (цилиндр)
Минимальное
изоляционное
расстояние
с допуском, мм
125 + 20
180 + 20
125 + 20
180+20

Таблица 5.70. Изоляторы опорные на напряжение свыше 1 кВ для работы в помещении
Условное обозначение
изолятора
И4-80УХЛЗ
И8-80УХЛЗ
И16-80УХЛЗ
И25-80УХЛЗ
И4-125УХЛЗ
И8-125УХЛЗ
И16-125УХЛЗ
И25-125УХЛЗ
И4-170УХЛЗ
И8-170УХЛЗ
И4-195УХЛЗ
И8-195УХЛЗ
Номи-
нальное
напряже-
ние, кВ
10
20
* 30
35
Испыта-
тельное
напря-
жение
грозового
импуль-
са, кВ
80
125
170
195
Минимальная
разрушающая
сила на изгиб,
кН
*о
4
8
16
25
4
8
16
25
4
8
4
8
^50
2,9
5,8
11,6
18
3,2
6,45
13
20
3,4
6,85
3,5
j
7
Высота
изоля-
тора,
мм
130
210
300
355
Макси-
мальный
диаметр
изолято-
ра, мм
75
100
125
160
85
125
140
170
105
130
115
145
Установочные размеры, мм
Верхняя арматура
d
М12
М16
М12
М16
М12
М16
М12
М16
dx
Мб
М10
Мб
М10
Мб
М10
Мб
М10
*1
36
46
66
36
46
66
36
46
36
46
4s
60
70
95
115
60
70
95
115
60
70
60
70
Нижняя арматура
d>
М16
М20
М16
М20
5
М24
М16
М24
М16
М24
dt
-
ds
-
dn
70
95
115
140
80
115
130
150
100
120
100
120
Мас-
са,
кг
-
-
-
-
-
-
~-
-
-
-
-
-

Продолжение табл. 5.70
Условное обозначение
изолятора
ИО-6-3,751УЗ*1
ИО-6-3,75ПУЗ*2
ИОР-6-3,75УХЛ, Т2
ИО-10-3,751УЗ*1
ИО-10-3,7511УЗ*2
ИОР-10-3,75УХЛ, Т*2
ИО-10-7,5УЗ
ИОР-10-7,51УХЛ, Т2
ИОР-10-7,5ПУХЛ, Т2
ИОР-10-7,5П1УХЛ, Т2
ИО-10-20УЗ
ИОР-10-20УХЛ, Т2
ИОР-10-30УХЛ, Т2
ИО-20-3,75УЗ
ИОР-20-3,75УХЛ, Т2*2
Номи-
нальное
напряже-
ние, кВ
6
10
20
Испыта-
тельное
напря-
жение
грузового
импуль-
са, кВ
60
80
125
Минимальная
разрушающая
сила на изгиб,
кН
Ро
3,75
7,5
20
30
3,75
Рзо
-
—
Высота
изоля-
тора,
мм
100
120
120
124
120
134
150
210
г
Макси-
мальный
диаметр
изолято-
ра, мм
77
84
82
96
102
115
112
115
160
170
200
110
146
Установочные размеры, мм
Верхняя арматура
d
М10
-
М10
-
М16
-
-
<*1
М8
-
М8
М10
М8
ML2
М10
d2
18
-
18
23
30
25
23
*
-
—
Нижняя арматура
, %
М12
М16
-
М12
Ъ
-
-
М8
М12
-
<?5
-
-
30
40
-
d7
-
Мас-
кг
1,02
0,98
1,08
1,08
1,35
1,61
2,16
2,68
2,36
2,75
6,09
6,65
10,48
5,8

ИОР-20-7.5У, ТЗ
ИО-20-30УЗ
ИОР-20-30УХЛ, Т2
ИО-35-3,75УЗ*2
ИОР-35-3,75УХЛ, Т2*2
ИО-35-7,5УЗ
ИОР-35-7,5УХЛ, Т2
20
35
125
195
7,5
30
3,75
7,5
160
206
372
160
186
206
НО
148
140
148
М24
-
—
М12
М10
—
40
23
М24
-
М16
М1б
-
65
-
12,37
14,69
14,78
10,89
11,58
*1 Изолятор допускается армировать системой болт —болт или болт—вставка (диаметр М8, М10).
*2 Допускается вариант отверстий d\ = Мб по согласованию между изготовителем и потребителем.
Примечания: 1. Глубина нарезки резьбы должна быть не менее l,5rf для чугунной арматуры и 3d— для алюминиевой.
2. В условном обозначении изоляторов серий ИО и ИОР буквы означают: И—изолятор, О — опорный, Р — ребристый; первые цифры — номи-
нальное напряжение, кВ; вторые — минимальная разрушающая сила на изгиб (разрыв), кН; I, II, Ш — вариант исполнения; 2, 3 — категория размещения.
3. В условном обозначении вновь разрабатываемых изоляторов серии И буквы означают: И—изолятор, первые цифры — минимальная разрушающая
сила на изгиб (разрыв), кН; вторые — испытательное напряжение грозового импульса, кВ; УХЛ — климатическое исполнение; 3, 4 — категория размещения.
4. Условные обозначения, приведенные в таблице: d — диаметр центрального отверстия верхней арматуры, ^ — диаметр отверстий верхней арматуры,
dj — расстояние между отверстиями верхней арматуры, d3 — диаметр отверстия в центре нижней арматуры, d4 — диаметр отверстий нижней арматуры, rfs —
расстояние между отверстиями нижней арматуры, d6 — наибольший диаметр фланца верхней арматуры, dj — наибольший диаметр фланца арматуры.
Тип изолятора
Та
i
блица
Катего-
рия ис-
полнения
изолято-
ра по
>гРОСТ
9920-75*
5.71. Изоляторы проходные на напряжение свыше '.
^ном»
кВ
кВ
'ном,
А
рзг
и
мм
мм
А,
мм
кВ (ГОСТ 20454
А,
мм
D,
мм
d,
мм
-85Е)
7"
мм
в,
мм
S,
мм
мм
Мас-
са,
кг
ИП-6/400-3.75УХЛ2
ИП-6/400-3,75Т2
Изоляторы с токопроводом, предназначенные для работы в помещении
6
60
400
'3,75
360
187
165
140
112
11
11
40
4

Продолжение табл. 5.71
Тип изолятора
ИП-10/630-7,5УХЛ2
ИП-10/630-7,5Т2
ИП-10/1000-7,5УХЛ2
ИП-10/Ш00-7,5Т2
ИП-10/Ю00-7,5УЗ
ИП-10/1600-7,5УХЛ2
ИП-10/1600-7,5Т2
ИП-10/1600-7,5УЗ
ИП-35/400-7.5УХЛ2
ИП-35/400-7,5Т2
ИП-35/630-7,5УХЛ2
ИП-35/630-7,5Т2
ИП-35/1000-7,5УХЛ2
ИП-35/1000-7,5Т2
ИП-35/1600-7,5УХЛ2
ИП-35/1600-7,5Т2
Катего-
рия ис-
полнения
изоля-
тора по
ГОСТ
9920-75*
Изо
^НОМ'
кВ
ляторь
10
35
^ИСП'
кВ
I С ТО!
80
195
*ном>
сопроводог
630
1000
1600
400
630
1000
1600
*разр>
кН
л, предназ
7,5
L,
мм
наченн
450
520
500
520
500
910
1010
f
Li,
мм
ые ДЛ1
240
260
423
473
Л,
мм
1 pafioi
205
190
250
260
мм
D,
мм
гы в помеще!
165 146
150
200
166
140
166
140
208
234
d,
мм
1ИН
13
15
мм
14
11
14
В,
мм
50
80
40
50
60
S,
мм
6
8
4
6
8
Si,
мм
-
10
-
8
10
Мас-
са,
кг
7
8
10
7
9
13
7
38
40
38
40
46
50
47
53

Изоляторы с токопроводом
ИП-10/630-7,5УХЛ1
ИП-10/630-7.5Т1
ИПУ-10/630-7,5УХЛ1
ИПУ-10/630-7,5Т1
ИП-10/630-7,5-ГУХЛ1
ИП-10/630-7,5-1Т1
ИП-10/630-12.5УХЛ1
ИП-10/630-12.5Т1
ИПУ-10/630-12,5УХЛ1
ИПУ-10/630-12,5Т1
ИП-10/1000-7,5УХЛ1
ИП-10/1000-7.5Т1
ИПУ-Ю/1000-7,5УХЛ1
ИПУ-10/1000-7,5Т1
ИП-10/1000-12.5УХЛ1
ИП-1-/1000-12.5Т1 '
ИПУ-10/1000-12,5УХЛ1
ИПУ-10/1000-12,5Т1
ИП-10/1600-12,5УХЛ1
ИП-1-/1600-12,5Т1
А
Б
А
Б
А
Б
А
'У .К
Б
А
i наружно-внутренних установок
565
620
656
620
565
620
565
620
340
290
335
340
335
370
180
2i5
205
180
205
240
140
175
155
140
155
195
142
ПО
158
142
158
205
13
15
13
14
)
18
50
8,0
6
8
-
7
9
8
9
10
11
8
9
11
13 12
14
8
9
10
12
11
13
16
15
18

Продолжение табл. 5.71
Тип изолятора
ИПУ-10/1600-12,5УХЛ1
ИПУ-10/1600-12,5Т1
ИП-10/2000-12,5УХЛ1
ИП-10/2000-12,5Т1
ИПУ-10/2000-12,5УХЛ1
ИПУ-10/2000-12,5Т1
ИП-10/3150-12,5УХЛ1
ИП-10/3150-12,5Т1
ИПУ-10/3150-12,5УХЛ1
ИПУ-10/3150-12,5Т1
ИП-20/2000-12,5УХЛ1
ИП-20/2000-12,5Т1
ИП-20/3150-12,5УХЛ1
ИП-20/3150-12.5Т1
ИП-35/400-7,5УХЛ1
ИП-35/400-7.5Т1
ИПУ-35/400-7.5УХЛ1
ИПУ-35/400-7,5Т1
Катего-
рия ис-
полнения
изолято-
ра по
ГОСТ
9920-75*
Б
А
Б
А •
Б
А
Б
кВ
10
20
35
^исп>
80
125
195
4Г
1600
2000
3150
2000
3150
400
400
РЙР
12,5
12,5
L,
мм
665
640
685
640
685
886
915
886
915
1020
1050
1050
Г
мм
370
380
468
483
468
483
480
476
490
486
А,
мм
240
240
270
250
260
мм
195
195
220
200
210
мм
205
205
260
200
235
d,
мм
13
15
15
Ли
мм
18
18
14
В,
мм
80
100
100
80
100
40
40
S,
мм
8
10
8 .
10
4
4
•Si.
ММ
9
11
10
8
10
-
-
Мас-
са,
кг
17
20
16
19
18
21
16
20
18
23
36
45
38
49
37
38

630
1000
1600
7,5
1040
1090
1080
1090
1080
500
496
511
506
515
511
506
515
511
250
260
200
210
200
210
200
200
235
225
235
225
14
50
60
6
8
-
8
36
38
40
41
42
43
ИП-35/630-7,5УХЛ1
ИП-35/630-7,5Т1
ИПУ-35/630-7,5УХЛ1
ИПУ-35/630-7,5Т1
ИП-35/1000-7,5УХЛ1
ИП-35/1000-7,5Т1
ИПУ-35/Ю00-7,5УХЛ1
ИПУ-35/Ю00-7,5Т1
ИП-35/1600-7,5УХЛ1
ИП-35/1600-7,5Т1
А
Б
А
Б
А
Изоляторы без токопроводов, предназначенные для работы в помещении
ИП-10/1000-30УХЛ2
ИП-10/1000-30Т2
ИП-10/1600-30УХЛ2
ИП-10/1600-30Т2
ИП-10/2000-30УХЛ2
ИП-10/2000-30Т2
ИП-10/3150-30УХЛ2
ИП-10/3150-30Т2
ИП-10/3150-42,5У 2
ИП-10/4000-42.5У2
ИП-10/5000-42.5УХЛ2
£
1000
1600
2000
3150
4000
5000
30
42,5
510
550
664
227
254
334
305
390
555
260
360
495
240
330
420
18
20
101
138
153
11
25
31

Продолжение табл. 5.71
Тип изолятора
ИП-10/6300-42,5УХЛ2
ИП-10/10000-42,5УХЛ2
ИП-20/1600-20УХЛ2
ИП-20/2000-20УХЛ2
ИП-20/3150-20УХЛ2
ИП-20/6300-20УХЛ2
ИП-20/10000УХЛ2
ИП-20/10000Т2
ИП-20/10000-1УХЛ2
ИП-20/10000-1Т2
ИП-20/16000УХЛ2
ИП-20/16000Т2
ИП-24/31500-30УХЛ2
ИП-24/31500-30Т2
Катего-
рия ис-
полнения
изолято-
ра по
ГОСТ
9920-75*
—
-
кВ
10
20
24
^ИСП'
кВ
80
125
150
■•ном»
А
6300
10000
1600
2000
3150
6300
10000
1600
31500
р
*разр,
кН
42,5
20
-
30
мм
664
640
740
462
535
480
535
{
мм
334
322
329
-
315
-
215
Л,
мм
555
322
520
570
625
750
1030
мм
495
266
460
530
563
710
990
D, .
мм
420
265
440
485
666
920
d,
мм
20
16
20
12
15
dv
мм
-
Д
мм
203
228
102
203
290
300
432
670
S,
мм
-
12
-
■Si.
мм
8
-
Мас-
са,
кг
66
63
54
ПО
78
73
135
245
ИП-10/5000-42,5УХЛ1
ИП-10/5000-42,5Т1
Изоляторы без токопровода для наружно-внутренних уставовок
5000
153

ИП-10/6300-42,5УХЛ1
ИП-Ю/6300-42,5Т1
ИП-10/10000-42.5УХЛ1
ИП-Ю/10000-42,5Т1
ИП-35/3150-20УХЛ1
ИП-35/3150-20Т1
ИП-35/5000-42,5УХЛ1
ИП-35/5000-42.5Т1
ИП-35/6300-20УХЛ1
ИП-35/6300-20Т1
ИП-35/6300-42.5УХЛ1 '
ИП-35/6300-42,5Т1
ИП-35/10000-42,5УХЛ1
ИП-35/10000-42.5Т1
-
10
35
80
195
6300
10000
3150
5000
6300
10000
42,5
20
42,5
20
42,5
736
711
1092
1308
1081
1308
1283
338
326
507
588
512
588
576
555
342
650
360
650
495/-/-*'
286/-/-*
590/-/-*
360/-/-*
590/600/
/480*
485
331
545
351
545
20
16
25
16
25
-
"}
203
228
102
153
122
203
228
-
12
-
-г-
9
-
79
76
90
245
93
255
245
* Первая цифра — расстояние по диагонали между отверстиями во фланце, вторая — ширина разъемного фланца изолятора, третья — расстояние между
отверстиями в разъемных фланцах.
Примечания: 1. В условном обозначении типа изоляторов буквы означают: И — изолятор; П — проходной; У — усиленное исполнение внешней
изоляции (категория Б); первые цифры — номинальное напряжение, кВ; вторые — номинальные токи, А; третьи — минимальная разрушающая сила на изгиб, кН;
I — модификация; У, УХЛ, Т — климатическое исполнение; 1, 2, 3 — категория размещения по ГОСТ 15150 — 69*.
2. Условные обозначения, принятые в таблице: UR0M — номинальное напряжение изолятора; Рразр — минимальная разрушающая сила на изгиб; {/исп —
испытательное импульсное напряжение; L — длина изолятора с токопроводом; L, — длина наружной части изолятора; А — ширина фланца; D — наибольший
диаметр фарфоровой покрышки; d — диаметр крепежных отверстий во фланце; dt —диаметр отверстия в шине токопровода; В — ширина шины токопровода;
S —толщина шины токопровола; S^ — зазор между шинами токопровода.

Таблица 5.72. Изоляторы опорные стержневые фарфоровые на напряжение от 10 до 220 кВ для работы на открытом воздухе
(ГОСТ 25073— 81 *Е)
Тип изолятора
С4-801УХЛ, Т1
С6-801УХЛ, Т1
С8-801УХЛ, Т1
С10-801УХЛ, Т1
С12.5-801УХЛ, Т1
О6-801УХЛ, Т1
С20-801УХЛ, Т1
С4-1251УХЛ, Т1
С6-1251УХЛ, Т1
С8-1251УХЛ, Т1
С10-1251УХЛ, Т1
С12.5-1251УХЛ, Т1
С16-1251УХЛ, Т1
С20-1251УХЛ, Т1
С4-1701УХЛ. Т1
С6-1701УХЛ, Т1
С8-1701УХЛ, Т1
^ ном-
кВ
10
20 или
22
30
кВ
80
125
170
Длина пути утечки
внешней изоляции,
см, не менее для
классов
]
20
40
60
II
-
-
piw
4
6
8
10
12,5
16
20
4
6
8
10
12.5
16
20
4
6
8
Н, мм
190: 215
285
305; 315
355
445
D. мм
180
190
195
230
205
Установочные размеры, мм
»i
Верхний
фланец
76
127
76
Число отверстий
п во фланце и
диаметр (п х d)
Нижний^ ' Верхний
фланец фланец
76
127
76
4М12
4М16
4М12
Нижний
фланец
4М12
4М16
4М12
Масса
керамики
(металла)
в изоля-
торе, кг
-

С10-1701УХЛ, Tl
С12,5-1701УХЛ, Tl
С4-2001УХЛ, Tl
С6-2001УХЛ, Tl
С8-2001УХЛ, Tl
С10-2001УХЛ, Tl
С12,5-2001УХЛ, Tl
С16-2001УХЛ, Tl
С20-2001УХЛ, Tl
С6-250ГУХЛ, Tl
С4-450ГУХЛ, Tl
С4-450ИУХЛ, Tl
С6-4501УХЛ, Tl
С6-450ИУХЛ, Tl
С8-4501УХЛ, Tl
С8-450ПУХЛ, Tl
С10-4501УХЛ, Tl
С10-450ПУХЛ, Tl
С11-4501УХЛ, Tl
С11-450ИУХЛ, Tl
С12,5-4501УХЛ, Tl
С12,5-450ИУХЛ, Tl

Продолжение табл. 5.72
Тип изолятора
С16-4501УХЛ, Т1
С16-450ИУХЛ, Т1
С20-4501УХЛ, Т1
С20-450ПУХЛ, Т1
С4-5501УХЛ, Т1
С4-550ПУХЛ, Т1
С6-5501УХЛ, Т1
С6-550ПУХЛ, Т1
С8-5501УХЛГ Т1
С8-550ПУХЛ, Т1
С10-5501УХЛ, Т1
С10-550ПУХЛ, Т1
С12,5-5501УХЛ, Т1
С12,5-550ИУХЛ, Т1
С16-5501УХЛ, Т1
С16-550НУХЛ, Т1
кВ
по
по
кВ
450
550
Длина пути утечки
внешней изоляции,
см, не менее для
классов
I
190(160)
—
190(160)
190(160)
217(197)
-
217(197)
-
217(197)
—
217(197)
-
217(197)
-
217(197)
II
—
270(230)
—
270(230)
—
330(290)
-
330(290)
-
330(290)
—
330(290)
-
330(290)
-
330(290)
Ъ"
16
20
4
6
8
10
10
12,5
16
Н, мм
1020 '
1220
£>, мм
300
350
300
Установочные размеры, мм
*>1
Верхний
фланец
127(275)
127;
225(254)
(275)
350
Нижний j
фланец-;'"
254(275)
127; 178
(200)
127; 200
(225)
127; 225
127; 225
254
Число отверстий
я во фланце и
диаметр (и х d)
Верхний
фланец
4М16
4x18
4М16
(4x18)
(8x18)
Нижний
фланец
1 8x18
4М16
4x18
8x18
Масса
керамики
(металла)
в изоля-
торе, кг
V
30(7,5)
41 (7,5)
38,5(8,6)
53,5(8,6)
—

С20-5501УХЛ, Tl
С20-550ПУХЛ, Tl
С4-7501УХЛ, Tl
С4-750ПУХЛ, Tl
С6-7501УХЛ, Tl
С6-750ИУХЛ, Tl
С8-7501УХЛ, Tl
С8-750ПУХЛ, Tl
С12,5-75МУХЛ, Tl
С12,5-75011УХЛ, Tl
С4-9501УХЛ, Tl
С4-95011УХЛ, Tl
С6-9501УХЛ, Tl
С6-950ПУХЛ, Tl
С8-9501УХЛ, Tl
С8-950ИУХЛ, Tl
С12,5-9501УХЛ, Tl
С12,5-950ЦУХЛ, Tl
С4-10501УХЛ, Tl
С4-1050ПУХЛ, Tl
С6-10501УХЛ, Tl
С6-1050ИУХЛ, Tl
150
220
4^ *
220
750
950
1050
217(197)
-
350(270)
-
350(270)
-
350(270)
-
350(270)
—
357(340)
-
357(340)
—
357(340)
-
357(340)
-
400
—
400
-
—
290
—
420(390)
—
420(390)
—
420(390)
—
420(390)
—
520(490)
—
520(490)
—
520(490)
—
520(490)
-
570(565)
570(565)
20
4
6
8
\ 12,5
4
6
8
12,5
4
6
1300
2100
2300'
400
450
450
127
127; 225
127
127; 225
127; 225;
254
127
127; 225
275
127; 200
127; 225
(254)
254(275)
200
215
254
275
200
225
4M16
4M16
4x18
4x18
4M18
4M16
4x18
4M16
4x18
8x18
4M16
4M16;
4x18
4M16
4x18
4M16;
4x18
(8 x 18)
8x18
4x18
8x18
4x18
—
122(28,6)
69(19,2)
91(19,2)
86,1(20,4)
113,1
(20,4)

Продолжение табл. 5.72
Тип изолятора
С8-10501УХЛ, Т1
С8-1050ПУХЛ, Т1
С12,5-10501УХЛ, Т1
С12,5-1050ПУХЛ, Т1
ИОС-Ш-300-01 Т1
ИОС-10-500УХЛ, Т1
ИОС-10-2000УХЛ, Т1
ИОС-20-300УХЛ1
ИОС-20-500-01УХЛ, Т1
ИОС-20-500-02УХЛ, Т1
ИОС-20-2000УХЛ, Т1
ИОС-35-500-01УХЛ, Т1
ИОС-35-500-02УХЛ, Т1
ИОС-35-500-ОЗУХЛ, Т1
кВ
i 220
10
20
35
кВ
1050
80
125
195
Длина пути утечки
внешней изоляции,
см, не менее для
классов
I
400
-
400
-
-
20
-
40
40
70
-
U
-
570(565)
-
570(565)
40
-
40
"
-
-
105
Рк1Г
8
12,5
300
500
200
300
500
2000
500
Н, мм
2300
302
190
284
295
315
355
440
570
£>, мм
450
150
140
185
150
200
140
210
Установочные размеры, мм
Di
Верхний
фланец
127; 225
127; 225;
254
-
140
Нижний л
флаяёц-f"
254
275
-
140
-
140
Число отверстий
п во фланце и
диаметр (и х d)
. Верхний
фланец
4М16;
4x18
4М16;
4x18
8x18
2М8
4x8
2М10
4М8
2М6
4М12
2М6
4М12
Нижний
фланец
8x18
2М10
4x18
2М10
4М12
4x18
4М12
Масса
керамики
(металла)
в изоля-
торе, кг
5,2(1,8)
2,2(1,8)
П,4(13)
5,2(2,2)
5,6(3,4)
12,4(8,9)
11(5,4)
27,5(6)

ИОС-35-1000УХЛ,' Tl
ИОС-35-2000УХЛ, Tl
ИОС-110-300УХЛ, Tl
ИОС-110-400УХЛ, Tl
ИОС-110-600УХЛ, Tl
ИОС-110-ЮООУХЛ, Tl
ИОС-110-1250УХЛ, Tl
ИОС-110-1500УХЛ, Tl
ИОС-110-1600УХЛ, Tl
ИОС-110-2000УХЛ, Tl
ИОС-П0-2000-01УХЛ, Tl
110
480
90
70
200
190
223
190
200
-
-
-
-
-
-
1000
2000
300
400
600
1000
1250
1500
1600
2000
500
1020
1050
1100
230
235
200
220
225
230
245
230
245
-
178 .
-
-
178
-
4x18
4M12
4x18
4x20
4x18
4x20
4x18
4x20
27(13)
26(16,7)
43(12)
48(10,5)
55(14,6)
59(17)
64(17)
82(20)
73(19,2)
73(19)
82(20)
)
Примечания: 1. В условном обозначении вновь разрабатываемых типов изоляторов буквы означают: С — изолятор опорный стержневой;
первые цифры — минимальная механическая разрушающая сила на изгиб; вторые — испытательное напряжение грозовых импульсов (полный импульс);
I, II — классы по длине утеч**Г вйешней изоляции; УХЛ, Т — климатическое исполнение по ГОСТ 15150 — 69*; 1 — категория размещения по ГОСТ
15150-69*.
2. В условном обозначении типов изоляторов, выпускаемых в настоящее время, буквы означают: И — изолятор; О — опорный; С — стержневой;
первые цифры — номинальное напряжение; вторые — минимальная механическая разрушающая сила на изгиб; третьи — конструктивное исполнение; УХЛ,
Т — климатическое исполнение по ГОСТ 15150—69*; 1 —категория размещения по ГОСТ 15150-69*.
3. Условные обозначения, принятые в таблице: fHOM — номинальное напряжение изолятора; 1/исп — испытательное напряжение грозовых импульсов
(полный импульс); Н — высота изолятора; Рразр — минимальная механическая разрушающая сила на изгиб; D — номинальный диаметр изоляционной
части изолятора; Ь\ — расстояние по диагонали между отверстиями во фланце.

Таблица 5.73. Армированные опорные изоляторы из органических материалов
для внутренних установок
Тип
изолятора
ИО2-60
ИО4-60
ИО6-60
ИО8-60
ИО10-60
ИО 16-60
ИО25-60
И02-75
И04-75
ИОб-75
И08-75
ИО10-75
И016-75
И026-75
И02-125
И04-125
ИОб-125
И08-125
ИО10-125
И016-125
И025-125
ИО2-170
ИО4-170
ИО6-170
ИО8-170
ИО10-170
ИО16-170
ИО25-170
И04-195
И08-195
И016-195
Номи-
нальное
напряже-
ние изо-
лятора,
кВ
10
20
30
35
Одноминут-
ное испыта-
тельное на-
пряжение
промышлен-
ной частоты,
кВ
20
38
50
70
80
Минимальная из-
гибающая разру-
ка, кН
Л>
2
4
6
8
10
16
25
2
4
6
8
10
16
25
2
4
6
8
10
16
25
2
4
6
8
10
16
25
4
8
16
^50
1,3
2,6
3,9
5,2
6,5
10,5
16,4
1,45
2,9
4*35
5,8
7,2
11,6
18
1,6
3,2
4,8
6.45
8,1
13
20
1,7
3,4
5,1
6,85
8,6
13,7
21,5
3,5
7
14
Габариты, мм
Высота
изоля-
тора
95 + 1
130 + 1
210 + 1
300 ±1
350 ±1
Диаметр
изоля-
тора
60
75
80
85
95
125
145
60
75
90
100
105
125
145
75
85
105
125
130
140
160
75
105
115
130
140
160
180
115
140
170
Размер резьбы
арматуры изолятора
Верхняя
арматура
М12
М16
М12
М16
М12
М16
М12
М16
М12
М12
Нижняя
арматура
М12
М16
М20
М12
М16
М20
М12
М16
М20
М24
М12
М16
М24
мзо
М16
М24
МЗО
Примечания: 1. Изоляторы серии ИО изготовлены из органических материалов (эпок-
сидных смол) и предназначены для установки в закрытых распределительных устройствах выше 1 кВ
климатических исполнений У, ХЛ, категории размещения 2 или 3 и 4.
2. Изоляторы имеют в верхней и нижней частях металлическую арматуру для крепления к ме-
таллоконструкции и ошиновке.
3. Минимальная изгибающая разрушающая нагрузка P^o = Pq =—> где 50 — расстояние, мм,
от верхней плоскости изолятора до места приложения механической нагрузки.

5.15. ШИНЫ И АРМАТУРА
Таблица 5.74. Шины медные (ГОСТ 434-78*)
Размеры,
мм
20x3
25x3
30x4
40x4
40x5
50x5
50x6
60x6
80x6
100x6
60x8
80x8
100x8
120x8
60x10
80x10
100x10
120x10
Площадь
сечения
см2-
0,6
0,75
1,2
1,6
2,0
2,5
3,0
3,6
4,8 -
6,0
4,8
6,4
8,0
9,6
6,0
8,0
10,0
12,0
Масса,
кг/м
0,53
0,67
1,07
1,42
1,78
2,22
2,67
3,20
4,27
5,34
4,27
5,70
7,12
8,54
5,37
7,12
8,90
10,70
Допустимый ток на фазу или полюс, А
одной полосы
275
340
475
625
700(705)
860(870)
955(960)
1125(1145)
1480(1510)
1810(1875)
1320(1345)
1690(1755)
2080(2180)
2400(2600)
1475(1525)
1900(1990)
2310(2470)
2650(2950)
двух полос
—
—
(1090)
(1250)
(1525)
— (1700)
1740(1990)
2110(2630)
2470(3245)
2160(2485)
2620(3095)
3060(3810)
3400(4400)
2560(2725)
3100(3510)
3610(4325)
4100(5000)
трех полос
—
—
—
—
(1895)
(2145)
2240(2495)
2720(3220)
3170(3940)
2790(3020)
3370(3850)
3930(4690)
4340(5600)
3300(3530)
3990(4450)
4650(5385)
5200(6250)
Примечания: 1. Допустимый ток для шин из четырех полос размером 100x10 мм равен
5300(6060) А, а размером 120x10 мм - 5900 (6800) А.
2. В скобках дана допустимая нагрузка при постоянном токе.
Таблица 5.75. Шины алюминиевые (ГОСТ 15176—84)
Размеры, мм
15x3
20x3
25x3
30x4
40x4
40x5
50x5
50x6
60x6
80x6
100x6
60x8
80x8
100 х 8
120x8
60x10
80x10
100x10
120 х 10
Площадь
сечения
м2
0,44
0,6
0,74
1,19
1,59
1,99
2,49
2,97
3,57
4,77
5,97
4,77
6,37
7,97
9,57
5,97
7,97
9,97
11,97 -
Масса,
кг/м
0,12
0,16
0,20
0,32
0,43
0,54
0,67
0,80
0,96
1,29
1,61
1,29
1,72
2,15
2,58
1,61
2,15
2,69
3,23
Допустимый ток на фазу или полюс, А
одной полосы
165
215
265
365 (370)
480
540(545)
665 (670)
740(745)
870(880)
1150(1170)
1425(1455)
1025(1040)
1320(1355)
1625(1690)
1900(2040)
1155(1180)
1480(1.540)
1820(1910)
2070(2300)
двух полос
—
—
—
(855)
(965)
(1180)
(1315)
1350(1555)
1630(2055)
1935(2515)
1680(1840)
2040(2400>.
2390(2945}
2650 (335&3»
2010(2110)
2410(2735)
2860(3350)
3200(3900)
трех полос
—
' —
—
—
—
(1470)
(1655)
1720(1940)
2100(2460)
2500(3040)
2180(2330)
2620(2975)
3050(3620)
3380(4250) •
2650 (2720)
3100(3440)
3650(4160)
4100(4860)
Примечания: 1. Расчетные сечения указаны с учетом закругления углов, предусмотренного
стандартом.
2. Допустимый ток для шин из четырех полос размером 100x10 мм равен 4150(4440) А,
размером 120 х 10мм - 4650(5200) А.
3. В скобках дана допустимая нагрузка при постоянном токе.

Таблица 5.76. Шины стальные одяополосные
Размеры,
мм
16x2
20x2,5
25x2,5
20x3
25x3
30x3
40x3
50x3
60x3
70x3
75x3
80x3
90x3
Площадь
см2
0,40
0,50
0,625
0,60
0,75
0,90
1,20
1,50
1,80
2,10
2,25
2,40
2,70
Масса.
кг/м
0,32
0,39
0,49
0,47
0,59
0,71
0,94
1,18
1,41
1,65
- 1,80
1,88
2,15
Допустимый
ток, А
55(70)
60(90)
75(110)
65(100)
80(120)
95(140)
125(190)
155(230)
185(280)
215(320)
230(345)
245 (365)
275(410)
Размеры.
мм
100x3
20x4
22x4
25x4
30x4
40x4
50x4
60x4
70x4
80x4
90x4
100x4
Площадь
см2
3,00
0,80
0,88
1,00
1,20
1,60
2,00
2,40
2,80
3,20
3,60
4,00
Масса,
кг/м
2,35
0,63
0,70
0,79
0,95
1,26
1,57
1,88
2,20
2,51
2,85
3,14
Допустимый
гок, А
305(460)
70(115)
75(125)
85 (140)
100(165)
130(220)
165(270)
195(326)
225(375)
260(430)
290(480)
325 (535)
Примечания: 1. Приведенные в таблице допустимые токи соответствуют вертикальному
расположению большой грани полосы (на ребро); если шины расположены плашмя, то допустимый
ток следует уменьшить на 5 % для шин с шириной полосы 60 мм и менее и на 8 % для шин
с шириной полосы более 60 мм.
2. В скобках дана допустимая нагрузка при постоянном токе.
Таблица 5.77. Медные и алюминиевые четырехполосные шины с расположением полос
по сторонам квадрата («полный пакет») (рис. 5.4)
Рашперы полос и пакета шин, мм
h
80
80
100
100
120
Ъ
8
10
8
10
10
*i
140
144
160
164
184
h2
157
160
185
188
216
Поперечное
сечение
пакета, см2
25,6
32,0
32,0
40,0
48,0
Масса, кг/м
(медь/алюминий)
23/6,9
28,5/8,6
28,5/8,6
35,5/10,8
42,6/13,0
Допустимый ток на
пакет, А, при материале
полос
медь
5750
6400
7000
7700
9050
алюминий
4550
5100
5550
6200
7300
F3!^
Рис. 5.4. Четырехполосная шина Рис. 5.5. Шина коробчатого сечения
Таблица 5.78. Шины медные и алюминиевые коробчатого сечения (рис. 5.5)
Размеры шин, мм
75
75
100
ъ
35
35
45
г
4
5,5
4,5
У
6
6
8
Сечение
пакета, см2
5,2
6,92
7,75
Масса, кг/м
(медь/алюминий)
4,6/1,4
6,2/1,9
6,9/2,1
Допустимый ток, А,
при материале
пакета
медь
2730
3250
3620
алюминий
2670
2820 .

Продолжение табл. 5.78
а
100
125
150
175
200
200
225
250
Размеры
Ъ
45
55
65
80
90
90
105
115
шин, мм
с
6
6,5
7
8
10
12
12,5
12,5
г
8
10
10
12
14
16
16
16
Сечение
10,1
13,7
17,8
24,4
34,4 '
40,5
48,9
54,9
Масса, кг/м
(медь/алюминий)
9,0/2,7
12,2/3,7
15,9/4,8
21,7/6,6
30,6/9,3
35,9/11,0
43,5/13,^
48,5/14,8
Допустимый ток, А,
при материале
медь
4300
5500
7000
8550
9900
10 500
12500
—
алюминий
3500
4640
5650
6430
7550
8830
10300
10800
Т
Диаметр, мм
6
7
8
10
12
14
15
16
18
19
20
21
22
25
27
28
30
35
38
40
42
45
а б лица 5.79. Шины медные и алюминиевые круглого сечения
Площадь
сечения, см2
28,5
38,5
50,3
78,5
113,1
153,9
176,5
201,1
254,5
283,5
314,2
346,1
380,1
490,9
572,6
615,8
706,9
962,1
1134,1
1256,6
1385,4
1590,4
Масса, кг/м
(медь/алюминий)
0,25/0,08
0,34/0,10
0,45/0,14
0,70/0,21
1,01/0,31
1,37/0,42
1,57/0,48
1,79/0,54
2,27/0,69
2,52/0,77
2,82/0,85
3,08/0,95
3,38/1,04
4,37/1,34
5,10/1,56
5,48/1,68
6,29/1,91
8,56/2,60
10,10/3,10
11,18/3,43
12,33/3,78
14,16/4,34
Допустимый ток, А,
при материале шин
медь
155
195
235 .
320
415
505
565
610(615)
720(725)
780(785)
835 (840)
900(905)
955 (965)
1140(1165)
1270(1290)
132541360)
1450(1490)
1770(1865)
1960(2100)
2080(2260)
2200(2430)
2380(2670)
алюминий
120
150
180
245
320
390
435
475
560
605(610)
650(655)
695(700)
740(745)
885(900)
980(1000)
1025(1050)
1120(1155)
1370(1450)
1510(1620)
1610(1750)
1700(1870)
1850(2060)
Примечание. В скобках дана допустимая нагрузка при постоянном токе.
Диаметр, мм
руж-
ный
15
18
20
22
24
26
30
34
40
внут-
ренний
12
14
16
18
20
22
25
29
35
Таблица 5.80. Шины трубчатые медные
Площадь
сечения,
см2
0,71
0,94
1,10
1,26
1,34
1.57
1,73
2,43
2,98
кг/м
0,57
0,90
1,01
1,12
1,23
1,34
1,12
2,20
2,62
| Диаметр, мм
мый ток, У на
д I ружный
340 1 45
460 50
505 f 55
555 | 60
600 | 70
650 J 80
830 | 85
925 | 95
1100 1 100
внут-
ренний
40
45
49
53
62
72
75
90
93
Площадь:
сечения,
см2
3,30
3,77
4,86
6,30
8,40
9,65
12,6
7,07
11,0
кг/м
3,01
3,32
4,37
5,53
7,38
8,50
11,20
6,47
9,43
Допусти-
мый ток,
А
1200
1330
1580
1860
2295
2610
3070
2460
3060

Таблица 5.81. Шины трубчатые стальные (ГОСТ 3262 — 75*)
Наружный
диаметр, мм
13,5
17,0
21,3
26,8
33,5
42,3
48,0
60,0
75,5
88,5
114
140
165
Толщина
стенки, мм
2,8
2,8
3,2
3,2
4,0
4,0
4,0
4 5
\. 4,5
■!■ 4,5
5,0
5,5
5,5
Условный
проход, мм
8
10
15
20
25
32
40
50
65
80
100
125
150
Площадь
сечения, см2
0,83
1,30
1,69
2,59
3,69
4,89
5,50
7,90
10,2
11,8
16,5
24,3
27,5
Масса,
км/м
0,74
0,98
1,43
1,86
2,91
3,78
4,34
6,16
7,88
9,32
13,44
18,24
21,63
Допустимый
ток, А
75
90
118
145
180
220
255
320
390
455
670
800
900
Примечания: 1. Допустимый ток указан для труб без разреза; при наличии продольного,
разреза .допустимый ток для труб с условным проходом 100, 125 и 150 мм составляет соответственно
770, 890 и 1000 А.
2. Размеры соответствуют усиленным трубам.
Таблица 5.82. Шины трубчатые алюминиевые (ГОСТ 15176 — 84)
Диаметр, мм
наруж-
ный
16
20
22
30
30
30
40
40
45
■ внутрен-
ний
13
17
18
27
26
25
36
35
40
Площадь
сечения,
см2
0,68
0,87
1,26
1,34
1,73
2,12
2,42
2,98
3,30
Масса,
кг/м
0,18
0,24
0,34
0,36
0,48
0,59
0,65
0,80
0,91
Допусти-
мый ток,
А
295
345
425
500
575
640
765
850
935
Диаметр, мм
наруж-
ный
50
55
60
70
80
80
85
95
100
внутрен-
ний
45
50
54
64
74
72
75
90
90
Площадь
сечения,
см2
3,77
4,10
5,50
6,35
7,45
9,65
11,8
7,1
14,9
Масса,
кг/м
1,01
1,12
1,46
1,71
1,96
2,59
3,40
1,97
4,04
Допусти-
мый ток,
А
1040
1150
1340
1545
1770
2035
2400
1925
2840
Примечания к табл. 5.74—5.82: 1. Допустимые длительные токи для шин приведены по
данным ПУЭ для окрашенных шин из расчета допустимой температуры их нагрева 70 °С при темпе-
ратуре воздуха 25 °С. Для неокрашенных шин допустимые нагрузки снижаются на 4—5 %, так как ухудшается
теплоотдача.
При температуре воздуха, отличающейся от 25 °С, приведенные в таблице токи ум-
ножаются на следующие поправочные коэффициенты:
Температура окружа-
ющего воздуха, °С -5 и-. 0 +5 +10 +15 +20 +30 +35 +40 +45 +50
ниже
Поправочный коэффи-
циент 1,29 1,24 1,2 1,15 1,11 1,05 0,94 0,88 0,81 0,74 0,67
2. В скобках приведены допустимые токи при постоянном токе (если они отличаются от до-
пустимых при переменном токе).
3. При повторно-кратковременном и кратковременном режимах работы (с общей длительностью
цикла до 10 мин и длительностью рабочего периода не более 4 мин): а) для медных проводников
сечением до 6 и для алюминиевых до 10 мм2 допустимый ток принимается как для длительного
режима работы; б) для медных проводников сечением более 6 и для алюминиевых сечением
более 10 мм2 ток, приведенный в таблице, умножается на коэффициент 0,875/j/UB, где ПВ — вы-
раженная в относительных единицах продолжительность рабочего периода (продолжительность вклю-
чения).

Продолжение табл. 5.82
4. Соединения шин из однородных металлов рекомендуется производить при помощи сварки
во всех случаях, когда это возможно по условиям монтажа.
5. При болтовых соединениях шии рекомендуется применять пружины тарельчатые электро-
технические.
6. Контактные соединения шин должны выполняться в соответствии с требованиями ГОСТ
10434-82*.
7. Для присоединения алюминиевых шин к медным выводам электрооборудования, а также
к медным шинам применяются переходные медно-алюминиевые пластины по ГОСТ 19357—81*.
Таблица 5.83. Пластины для разборного присоединении 'шин* (материал — профиль из
алюминии марки АДО и медная шина марки ШММ по ГОСТ 434—78*; для пластины
МАР-120 х 10/6 - медный лист или меднаи полоса марки Ml ГК пв ГОСТ 495-77*)
Тип пластины
МАР-50 х 6/4
МАР-60 х 8/5
МАР-80 х 8/5
МАР-100 х 10/6
МАР-120 х 10/6
L
160
240
250
290
320
Размеры, мм
/
60
80
90
ПО
140
В
50
60
80
100
120
s
6
8
8
10
10
*i
4
5
5
6
6
Масса, кг,
не более
0,18
0,42
0,59
1,07
■ 1,48
* Изготовляются в исполнений УХЛ1 и Т1.
Рис. 5.6. Переходные пластины:
а — для разборного присоединения шин; б —для
сварного соединения плакированные; в — то же мед-
но-алюминиевые
N
и
В)
Таблица 5.84. Пластины дли сварного присоединении шин* (материЗш — листы и плиты
алюминиеиые, плакированные медной полосой с двух сторон)
Тип пластины
МАП-60 х 10
МАП-80 х 10
МАП-100 х 10
МАП-120 х 10
Размер В, мм
60
80
100
120
Масса, кг, не более
0,60
0,79
0,99
1,19
* Изготовляются в исполнении У1.

Таблица 5.85. Пластины дли сварного присоединении шин* (материал — шина из алюминии
марки АД О и меднаи шина марки ШММ по ГОСТ 434-78*)
Тип пластины
МА-40х4
МА-50 х 6
МА-60 х 8
МА-80 х 8
М А-100x10
Размеры, мм
L
160
160
240
250
290
/
60
60
80
90
ПО
В
40
50
60
80
100
5
4
6
8
8
10
Масса, кг,
не более
0,13
0,24
0,56
0,79
1,47
■■— «|?_
* Изготовляются в исполнении УХЛ1 и Т1.
Таблица 5.86. Зажвмы опорные дли открытых распределительных устройств
(ГОСТ 19254-81*)
Тип
зажима
АА-4, ,.
2АА-4
АА-5,
2АА-5
АА-6,
2АА-6
АА-8,
2АА-8,-
ЗАА-8
Диапазон
диаметров
проводов,
мм
17,5-22,1
24,0-29,4
30,0-36,2
45,0
Номинальные сечения проводов, мм
по ГОСТ 839-ВОЕ
алюми-
ниевых
185, 240,
300
350, 400,
450
550, 600,
650, 700,
750
сталёалю-
миниевых
185/24, 185/29,
205/27, 240/32,
240/39
300/39, 300/48,
330/30, 330/43,
400/51, 400/64,
450/56, 500/27
500/26, 500/64,
550/71, 600/72,
650/79, 700/86
полых
ПА
500
ПМ
240
300
Масса,
кг, при
материале зажима
сплав
1,0/1,3
1,1/1,4
1,1/1,3
1,4/2,2
чугун
2,0/2,4
2,2/2,6
2,2/2,6
2,5/2,7
Примечания: 1. Зажимы предназначаются для крепления на колонках изоляторов алюминиевых
и сталеалюминиевых проводов и алюминиевых труб, используемых в качестве токоведущих устройств.
2. Отсутствие цифры перед буквенной частью зажима означает, что зажим предназначен для
одного, наличие цифры 2 - для двух, 3 — для трех проводов.
3. В зажимах АА-8, 2АА-8 и ЗАА-8 допускается крепление алюминиевых труб диаметром 45 мм.
4. Зажимы изготовляются из алюминиевого сплава или чугуна. В числителе приведена масса
зажима для одного провода, в знаменателе — для двух. Масса зажима для трех проводов составляет
при алюминиевом сплаве 3,6- и при чугуне 5,4 кг.
Таблица 5.87. Зажимы прессуемые аппаратные дли присоединеяии одиночных алюминиевых,
алюминиевых полых и сталеалюминиевых проводов
Тип зажима
А1А-10-7
А2А-10-7
А1А-16-7
А2А-16-7
Диаметр
присоединяемого
провода, мм
4,5
5,1-5,6
Размеры зажима, мм
d
5,0
6,0
D
10
12
L
140
160
140
160
/
60
60 '
Масса
зажима,
кг
0,053
0,074
0,055
0,076
Матрица
пресса
МШ-2А-7,8
МШ-2А-9,5

Продолжение табл. 5.87
Тип зажима
А1А-25-7
А2А-25-7
А1А-35-7
А2А-35-7
А1А-50-7
А2А-50-7
А1А-70-7
А2А-70-7
А4А-70-5
А1А-95-7
А2А-95-7
А4А-95-5
А1А-120-7
А2А-120-7
А4А-120-7
А2А-150-7
А4А-150-5
А2А-185-7
А4А-185-5
А2А-240-7
А4А-240-5
А2А-300-7
А4А-300-5
А2А-400-7
А4А-400-5
А2А-500-2
А4А-500-1А
А2А-600-5
А4А-600-5
А2АП-640-1
А4А-640-1
А6АП-640-1
А6АП-640-2
А6АП-640-3
А4А-700-2
Диаметр
присоединяемого
провода, мм
6,4-6,9
7,5-8,4
9,0-9,6
10,7-12,3
13,5-14,0
15,4-15,8
16,8-17,5
18,8-20
21,6-22,4
24,0-25,6
27,3-30,6
45,0
31,5 - 33,2
65,4
37,1
Размеры зажима, мм
d
8,0
9,0
11,0
13,0
15,0
16,5
18,0
20,5
23,5
27,0
31,5
47,0
34,5
55,0
36,0
D
14
16
18
20
22
25
28
32
36
47
52
65
58
80
60
L
140
160
140
160
140
160
150
170
170
155
175
175
165
185
185
200
200
200
200
240
240
220
220
240
240
275
275
260
260
300
270
/
60
60
60
70
70
80
80
90
100
100
120
140
140
160
150
Масса
зажима,
кг
0,068
0,089
0,072
0,093
0,083
0,104
0,093
0,114
0,218
0,118
0,139
0,228
0,137
0,158
0,258
0,190
0,288
0,228
0,338
0,335
0,378
0,550
0,640
0,690
0,780
2,40 .
2,50
0,960
1,050
4,24
4,97
9,02
9,02
5,17
1,66 "'
Матрица
пресса
МШ-2А-11,3
МШ-2А-13
МШ-2А-14,3
МШ-2А-16,5
СМ9
МШ-2А-18.2
С-21
МШ-2А-20,8
С-23
МШ-24,2
С-26
МШ-26
А-28
МШ-31,5
А-31,5
А-40,5
А-40,5
А-45
А-45
А-59
А-59
А-51
А-51
МИ-315
МШ-70
А-74
А-74
1 МИ-315, МШ-70
?А-57
Примечания: 1. В обозначении типа зажима: А —назначение зажима — аппаратный, цифры 1,
2, 4, 6 — количество отверстий в контактной пластине (под болты для присоединения к аппарату);
вторая группа букв — тип присоединяемого провода: А —алюминиевый или сталеалюминиевый, АП —
алюминиевый полый; цифра после дефиса — номинальное сечение присоединяемого провода, мм2;
последняя, цифра — модификация.
2. Данные таблицы соответствуют ГОСТ 23065—78* и номенклатуре завода-изготовителя.
3. Для размера L (полная длина зажима) в таблице приведено максимальное значение (не менее).
4. Диаметр отверстий в контактной пластине 14 мм, расстояние между центрами отверстий
(для зажимов с двумя и четырьмя отверстиями) 45 мм, длина контактной пластины зажима с двумя
и четырьмя отверстиями 80 мм, с одним отверстием — от 40 до 60 мм.

Продолжение табл. 5.87
5. Изготовляются также аппаратные зажимы с компенсатором температурных расширений для
крепления к выводам аппаратов шины в виде трубы; типы зажимов АА-209Б (применяются с ком-
пенсатором КШАСБ-80, диаметр трубы 120 мм, масса зажима 24,05 кг) и АА-213 (компенсатор
КШАСБ-100, диаметр трубы 140 мм, масса зажима 19,0 кг).
6. Корпус зажима изготовляется из алюминия марки АДО или АД-1, пластина контактная —
из меди Ml или М2; соединение пластины с корпусом осуществляется точечной холодной сваркой
или плакированием.
7. Опрессование зажимов прессами производится от контактной пластины в сторону провода,
каждый последующий вжим должен перекрывать предыдущий на 2—3 мм. Перед опрессовкои полого
провода внутрь его вводится специальный вкладыш.
8. В обозначении типа матрицы пресса: А — для опрессовки медных или алюминиевых за-
жимов, С — стальных зажимов, МШ — матрица шестигранная; цифры — диаметр после опрессовки, мм
(для матриц МШ — расстояние между противоположными гранями); обозначение 2А соответствует
прессу типа МИ-2Д (отсутствие этого обозначения указывает на пресс МИ-1Б).
Рис. 5.7. Зажимы аппаратные для одиноч-
ных проводов
Таблица 5.88. Зажимы прессуемые аппаратные дли присоединения двух и более алюминиевых,
алюминиевых полых и сталеалюминневых проводов
Тип зажима
2А2А-300-1
2А2А-300-4
2А2А-500-1
2А4А-300-3
2А4А-300-4
2А4А-500-3
2А4А-500-4
2А4АП-500-1
2А6А-300-3
2А6А-300-4
2А6А-50О-3
2А6А-500-4
2А6АП-500-3
2А6АП-500-4
2А6А-600-3
2А6А-600-4
2А6АП-640-1
2А6АП-640^2
2А6А-700-3
2А6А-700-4
Диаметр
присоединяемого
провода, мм
24,0-26,6
27,3-30,6
24,0-26,6
27,3-30,6
45,0
24,0-26,6
273-30,6
45,0
32,4-33,2
65,4
37,1 •
Размер
L, мм
400
400
400
400
-
400
400
470
440
-
440
Масса
зажима, кг
2,35
2,5
3,0
2,9
3,13
3,4
4,26
8,45
4,28
3,88
4,72
7,01
7,00
6,25
5,72
13,3
16,5
7,75
7,75
Матрица
пресса
А-40,5
А-45
А-40,5
А-45
А-59
А-40,5
А-45
А-59
А-51
МИ-315,
МШ-70
А-57

Продолжение табл. 5.88
Тип зажима
ЗА2А-500-3
ЗА2А-5О0-ЗА
ЗА2А-500-4
ЗА2А-500-4А
ЗА АП- 500-1
ЗА2АП-5О0-3
ЗА2АП-500-4
ЗА2А-6О0-3
ЗА4А-300-2
ЗА4А-300-3
ЗА4А-400-2
ЗА4А-400-3
ЗА4А-600-2
ЗА4А-600-3
4А6АП-640-1
5А2АП-500-1
Диаметр
присоединяемого
провода, мм
27,3-30,6
27,3 - 30,6
45
32,4-33,2
24,0-26,6
27,3-30,6
32,4-33,2
65,4
45,0
Размер
L, мм
400
300
400
300
400
400
245
170
270
195
290
212
-
-
Масса
зажима, кг
5,75
4,75
6,0
5,34
10,1
8,85
9,33
6,85
9,08
8,08
9,59
8,80
8,99
9,79
35,3
39,0
Матрица
пресса
А-45
А-45
А-59
А-51
А-40,5
А-45
А-51
МИ-315, МШ-70
А-59
<Рф
ФФ
340
ФФ
.Ф--Ф
ф-ф
Рис. 5.8. Зажимы аццаратные для двух и более проводов

Продолжение табл. 5.88
Примечания: 1. В обозначении типа зажима: первая цифра -количество присоединяемых про-
водов (2, 3, 4 или 5); остальная часть обозначения — в соответствии с примечанием 1 к табл. 5.87.
2. Размеры прессуемой части отдельных зажимов, входящих в комплект многопроводного зажима,
соответствуют данным табл. 5.87 для соответствующих одиночных зажимов.
3. Исполнение зажимов соответствует ГОСТ 13276 — 79*, характеристики — данным завода-изго-
товителя.
4. 5. См. примечания 7 и 8 к табл. 5.87.
6. Характеристический размер L указан на рис. 5.8, дающем примеры общего вида прессуемых
аппаратных зажимов для двух (рис. 5.8, о), грех (рис. 5.8, 6, в) и пяти (рис. 5.8, г) проводов.
Щ.
Таблица 5.89. Зажимы аппаратные прессуемые дли присоединении одного медного
провода
Тип зажима
А1М-35-2
А2М-35-2
АШ-50-2
А2М-50-2
АШ-70-2
А2М-70-2
А4М-70-2
АШ-95-2
А2М-95-2
А4М-95-2
АШ-120-2
А2М-120-2
А4М-120-2
А1М-150-2
А2М-150-2
А4М-150-2
АШ-185-2
А2М-185-2
А4М-185-2
АШ-240-2
А2М-240-2
А4М-240-2
А1М-300-2
А2М-300-2
А4М-300-2
А1М-400-2
А2М-400-2
4АМ-400-2
Размеры зажима, мм (см. рис. 5.7)
й
10
11
12
14
16
18
20
22
24
28
D
16
18
20
23
26
28
30
34
36
42
L
60
60
70
70
80
80
90
100
100
120
/
4
4
5
6
6
7
7
8
9
12
Масса
зажима, кг
0,15
0,17
0,19
0,23
0,24
0,36
0,52
0,32
0,39
0,57
0,40
0,49
0,67
0,45
0,55
0,71
0,53
0,68
0,77
0,85
0,88
0,96
1,08
0,97
1,10
1,50
1,48
1,92
Матрица
пресса
А-13
А-15
С-17
С-19
С-21
С-23
А-26
А-29
С-31,5
А-36
Примечания: 1. В обозначении типа зажима: А — аппаратный, цифра — количество отверстий
под болты в контактной пластине, М — для медного провода; цифры — номинальное сечение провода,
мм2, и номер модификации зажима.
2—5. См. примечания 3, 4, 7, .8 к табл. 5.87.

Таблица 5.90. Зажимы аппаратные штыреные для присоединения одиночных медных
проводов к резьбовым и цилиндрическим медным штырям
АШМ-1-1
АШМ-2-1
АШМ-3-1
АШМ-4-1
АШМ-5-1
АШМ-5-2
АШМ-12-1
АШМ-16-1
АШМ-20-1
АШМ-27-1
АШМ-30-1
Тип присоединяемого
провода
М16, М25, М35
М50, М70
М95, М120
М150, М185
М150, М185
—
—
—
—
—
—
Резьба или диаметр
штыря, мм
10,5
10,5
10,5
15,5
31
30
М12
М16~
М20
М27
мзо
Масса зажима, кг
1,33
1,29
1,33
1,68
2,12
4,5
1,15
1,23
1,31
2,0
2,12
Примечания: 1. В обозначении типа зажима: А — аппаратный, Ш — штыревой, М — для
медных проводов.
2. Зажим (рис. 5.9) состоит из корпуса, имеющего цилиндрическое отверстие для присоеди-
нения к медному штырю (отверстие стягивается болтами при гладком штыре или имеет соответствую-
щую резьбу при нарезном штыре), и болтовой части с плашками для обжимания провода.
3. Количество и диаметр болтов 6 х М10 (да т АШМ-5 — 6 х М12),
Рис. 5.9. Зажим аппаратный штыревой
Таблица 5.91. Зажимы прессуемые ответвительные для алюминиевых, алюминиевых
полых и сталеалюминиевых проводов
Тип
зажима
ОА-10
ОА-16
ОА-25
ОА-35
ОА-50
ОА-70
ОА-95
ОА-120
ОА-150
ОА-185
ОА-240
ОА-300
ОА-400
ОА-600
ОАП-500-1
ОАП- 500-2
АОА-3/2
АОА-3/3
АОА-4/3
ЗОАП-500-1
ОАП-640-1
ОАП-640-2
Диаметр
присоединяемого
провода, мм
4,5
5,1-5,6
6,4-6,9
7,5-8,4
9,0-9,6
10,7-12,3
13,5-14,0
15,4-15,8
16,8-17,5
18,8-20,0
21,6-22,4
24,0-25,6
27,3-30,0
31,5-33,2
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
45,0
65,4
65,4
Размеры зажима, мм
d
5,0
6,0
8,0
9,0
11.0
13,0
15,0
16,5
18,0
20,5
23,5
27,0
31,5
34,5
47,0
47,0
47,0
47,0
47,0
47,0
55,0
55,0
/
60
60
60
60
60
70
70
80
80
90
100
100
120.
140
350
350
350
315
315
315
450
410
D
т
12
14
16
18
20
22
25
28
32
36
47
52
58
65
65
65
65
65
65
80
80
Масса
зажима,
кг
0,022
0,036
0,046
0,060
0,075
0,097
0,11
0,17
0,23
0,32 :
0,435
1,00
1,30
1,89
5,31
4,91
21,3
19,7
26,7
10,4
13,3
10,36
Матрица
пресса
МШ-2А-7,8
МШ-2А-9,5
МШ-2А-11,3
МШ-2А-13,0
МШ-2А-14.3
МШ-2А-16,5
МШ-2А-18,2
МШ-2А-20.8
•зМШ-23,4
МШ-26,0
*МШ-30,3
А-40,5
А-45
А-51
А-59
А-59
А-59
А-59
А-59
А-59
МШ-70
МШ-70

Продолжение табл. 5.91
Примечания: 1. В обозначении типа зажима: О — ответвительньтй, остальная часть обозна-
чения — см. примечание 1 к табл. 5.87.
2. В цифровой части обозначения зажима типа АОА: числитель — число составляющих фазы,
от которой делается ответвление, знаменатель — число составляющих ответвления. Зажим типа ЗОАП
предназначен для присоединения трех полых проводов к трубе диаметром 140/120 мм.
3. Зажим ОАП-500-2 (рис. 5.10,6) имеет болтовой хвостовик, т. е. позволяет осуществлять
разборное ответвление.
4. 5. См. примечания 7, 8 к табл. 5.87.
6. Зажимы изготовляются из алюминия марки АДО или АД1 по ГОСТ 4784—74*.
7. Характеристики зажимов соответствуют ГОСТ 4262—84 и данным завода-изготовителя.
Рис. 5.10. Зажим ответвительный:
а — прессуемый; 6 — разборный
Рис. 5.11. Зажим ответвительный разъемный:
1 — корпус; 2 — вкладыш
Таблица 5.92. Зажимы прессуемые ответвительные разъемные дли одиночных
алюминиевых и сталеалюминиевых проводов
Тип
зажима
РОА-185
РОА-240
РОА-300
РОА-400
Диаметр
присоединяемого
провода, мм
18,8-20,0
21,6-22,4
24,0-25,6
27,3-30,6
Размеры зажима, мм
d
20,5
23,5
27,0
31,5
D
34
34
47
42
/
180
200
280
280
h
90
100
100
120
Масса
зажима,
кг
0,80
0,90
1,72
2,32
Матрица
пресса
А-28
МШ-29,4
А-39,5
А-44
Примечания: 1. Расшифровка обозначения зажима: Р —разъемный, О — ответвительный, А —
для алюминиевых проводов; цифровая часть — расчетное сечение алюминиевого провода, мм2.
2. Характеристики зажимов соответствуют ГОСТ 4262—84 и номенклатуре завода-изготовителя.
3. Применяются в отличие от зажимов по табл. 5.91 в случаях, когда необходимо выполнить
ответвление при уже смонтированной ошиновке без разрезания провода.
4. Зажим (корпус и вкладыш) изготовляется из алюминия марки АДО или АД1 по ГОСТ
4784-74*.
4, 5 — См. примечания 7 и 8 к табл. 5.87.
Таблица 5.93. Зажимы прессуемые ответвительные дли медных проводов
ОМ-35-1
ОМ-35-2
Размеры зажима, мм
й
10
D
16
/
60
Масса
зажима, кг
0,163
0,363
Матрица
пресса
А-13

Продолжение табл. 5.93
ОМ-50-1
ОМ-50-2
ОМ-70-1
ОМ-70-2
ОМ-95-1
ОМ-95-2
OM-120-I
ОМ-120-2
ОМ-150-1
ОМ-185-2
ОМ-240-1
ОМ-240-2
ОМ-300-1
ОМ-300-2
ОМ-400-2
Размеры зажима, мм
d
11
12
14
16
18
20
22
24
28
D
18
20
23
26
28
30
34
36
42
/
60
70
70
80
80
90
100
100
120
Масса
зажима, кг
0,225
0,430
0,321
0,501
0,420
0,560
0,573
0,673
0,638
0,860
1,184
1,057
1,275
1,205
1,766
Матрица
пресса
А-15
С-17
С-19
С-21
С-23
С-26
А-29
С-31,5
А-36
Примечания: 1. В буквенной части обозначения зажима: О — зажим ответвительный, М —
для медных проводов; в цифровой части: первая группа цифр — номинальное сечение провода, мм2,
вторая группа — модификация зажима (1 — неразъемный, 2 — разъемный с болтовым хвостовиком: два
болта Ml2, расстояние между осями 45 мм).
2. Обозначения размеров — см. рис. 5.10.
3. Характеристики зажимов соответствуют ГОСТ 4262 — 84 и номенклатуре завода-изготовителя.
4. 5. См. примечания 7, 8 к табл. 5.87.
Раздел шестой
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
А. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ С. Н.
6.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
В целях повышения надежности работы
электростанций и обеспечения устойчивости
технологического режима работы энергообо-
рудования при церерывах электропитания
собственных нужд (с. н.) необходимо на. ста-
дии проектирования и эксплуатации элект-
ростанций выполнить ряд мероприятий:
а) проанализировать действия устройств за-
щиты и автоматики электроэнергетического
оборудования и определить возможные пере-
рывы в электроснабжении; б) выполнить
расчеты режимов перерыва питания и разво-
рота группы электродвигателей (ЭД| ответ-
ственных механизмов и до результатам рас-
чета дать предварительную оценку успеш-
ности этих режимов; в) на основании анали-
за результатов эксперимента и расчета ре-
жимов группы ЭД разработать и внедрить
мероприятия, которые позволят быстро вы-
полнить режим разворота ЭД так, чтобы
не нарушить технологического режима элект-
ростанции.
Ниже изложены основы упрощенных ме-
тодов расчета режимов: установившегося,
перерыва цитания и разворота группы ЭД
после повторной подачи напряжения.

6.2. ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ К МЕХАНИЗМАМ С. Н. И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Для привода механизмов с. н. электро- и напряжений. Типы некоторых асинхронных
станций в основном применяются асинхрон- ЭД 6 кВ и их технические данные представ-
ные ЭД разных номинальных мощностей лены в табл. 6.1.
Таблица 6.1. Технические данные электродвигателей на наприжение 6 кВ
Тип
электродвигателя
При номинальной нагрузке
* ном,
кВт
JHOM'
А
Пном,
°/
/о
НОМ'
об/мин
м
max*
ОТН.
ед.
отн.
ед.
отн.
ед.
J,
кг • м2
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А(АЗ,^АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
А (A3, АП)
12-32-4
12-41-4
12-52-4
13-46-4
13-59-4
12-35-6
12-39-6
12-49-6
13-37-6
13-46-6
13-59-6
12-35-8
12-42-8
12-52-8
13-42-8
13-52-8
13-62-8
12-42-10
12-52-10
Серии А
400
500
630
800
1000
250
320
400
500
630
800
200
250
320
400
500
630
200
250
46,5
57,5
71,5
90,0
112
29,5
37,5
46,5
58,5
72,5
91,0
25,5
31,0
39
48
59,5
74,5
27
32
исполнений А
92,5
93,0
93,5
94,0
94,0
91,5
92,0
92,5
93,0
93,5
93,5
90,5
91,5
92,0
92,5
93,0
93,5
90,5
91,0
0,895
0,895
0,905
0,91
0,91
0,89
0,89
0,89
0,88
0,89
0,9
0,84
0,85
0,86
0,86
0,865
0,87
0,79
0,82
ц A3,
1480
1480
1480
1485
1485
985
985
985
985
985
985
735
740
740
735
735
735
590
590
АП*1
2,1
2,2
2,2
2,1
2,5
2,2
2,2
2,4
1,9
2,0
2,2
2,1
2,1
2,2
2,1
2,0
2,1
2,4
2,5
1.0
1,1
1,1
1,0
1,2
1,1
1,2
1,2
1,0
1,0
1.0
1.2
1,1
1,1
1,2
1,2
1,3
1,3
1,3
5,1
5,7
5,7
5,4
6,2
5,7
6,0
5,7
4,5
4,6
5,3
5,0
5,1
5,2
5,1
5,0
5,3
6,0
5,9
22,5
25
30
50
62,5
35
37,5
45
60
70
85
35
40
47,5
75
87,5
102,5
52,5
62,5

Продолжение табл. 6.1
Тип
электродвигателя
А (A3, АП) 13-42-10
А(АЗ, АП) 13-52-10
А (A3, АП) 13-62-10
А (A3, АП) 13-42-12
А (A3, АП) 13-52-12
А(АЗ, АП) 13-62-12
При номинальной нагрузке
р
L ном,
кВт
320
400
500
200
250
320
'ном»
А
40
49
61
27
33
41,5
Лном»
%
91,5
92,0 "
92,5
90,0
91,0
91,5
J
<Л
8
0,84
0,85
0,85
0,79
0,8
0,81
ИИОМ1
об/мин
590
590
590
490
490
490
отн.
ед.
2,1
2,0
2,1
2,3
2,3
2,1
отн.
■ ед.
1Д
1,1
1,1
1,2
1,3
1,3
Km
отн.
ед.
4,8
4,7
4,8
5,8
5,1
4,9
J,
кг-м2
85
100
117,5
85
100
117,5
Масса,
кг
3480
'3520
3890
3930
4340
4370
3460
3500
3850
3890
4310
4350
Серия А2*2
400
500
630
800
1000
1250
315
400
500
630
800
1000
250
315
400
46,0
57,0
71,0
90,0
113,0
140,0
38,0
47,5
58
73,0
93,0
115,0
31,0
39,5
49,0
94,0
94,4
94,6
95,0
95,0
95,3
93,5
93,9
94,2
94,5
94,5
95,0
92,8
93,4
93,8
0,89
0,895
0,9
0,9
0,9
0,905
0,86
0,87
0,88
0,88
0,88
0,88
0,83
0,83
0,84
1480
1480
1485
1485
1485
1485
985
985
985
985
985
985
740
740
740
2,0
2,0
2,1
2,2
2,1
2,2
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,0
2,0
2,0
1,0
1,1
1,0
1,2
1,0
1,1
1,3
1,3
1,1
1,2
1,1
1,3
1,3
1,3
1,2
5,6
5,7
6,2
6,7
6,0
6,6
6,2
6,2
6,0
5,7
6,5
5,5
5,8
5,8
11,25
12,5
21,25
26,25
42,5
51,25
17,5
20
32,5
38,75
67,5
83,75
21,25
26,25
41,25
1950
2140
2150
2370
2530
2780
2860
3140
3310
3670
3700
4100
2000
2190
2220
2440
2570
2830
2900
3170
3320
3700
3860
4250
2100
2290
2360
2570
2710
2970

Продолжение таОл. 6.1
Тип
электродвигателя
А2-500М-8
A2-560S-8
А2-560М-8 '"
A2-450S-10
А2-450М-10
A2-500S-10
А2-500М-10
A2-560S-10
А2-560М-10
A2-500SK-12
A2-500S-12
А2-500М-12
A2-560S-12
А2-560М-12
При номинальной нагрузке
р
1 НОМ'
кВт
500
630
800
200
250
315
400
500
630
200
250
315
400
500
'НоМ'
А
60,5
76,0
96,0
26,5
32,5
40,0
50,0
61,0
76,5
28,0
34,0
42,5
52,5
65,0
%
94,1
94,1
94,5
91,6
92,4
93,1
93,5
93,7
94,2
91,9
92,3
92,7
93,4
93,9
s
о
i
о
о
0,85
0,85
0,85
0,79
0,80
0,82
0,83
0,84
0,84
0,755
0,765
0,775
0,790
0,790
Яном*
об/мин
740
740
740
590
590
590
590
590
590
490
490
490
490
490
М-тах->
отн.
ед.
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1,9
2,0
2,0
2,0
2,0
1,9
1,9
отн.
ед.
1,2
1,3
1,3
1,2
1,2
1,1
1,1
1,1
1,2
1,0
1,0
1,0
1,1
1,1
отн.
ед.
6,0
5,7
6,0
5,1
5,3
5,3
5,3
5,2
5,4
5,0
4,8
4,8
4,8
5,0
J,
кг-м2
47,5
91,25
110
22,5
27,5
46,25
53,75
97,5
117,5
43,75
50
56,25
101,25
121,25
Масса,
кг
3020
3300
3540
3900
4060
4450
2080
2270
2360
2580
2740
3000
3070
3350
3580
3950
4100
4500
2640
2890
2856
3100
3140
3410
3640
4000
4170
4560
Серии А4*2
А4-400ХК-4УЗ
А4-400Х-4УЗ
А4400У-4УЗ
А4-450Х-4УЗ
А4-450У-4УЗ
А4-400ХК-6УЗ
А4-400Х-6УЗ
А4-400У-6УЗ
А4-450Х-6УЗ
А4-450У-6УЗ
А4-400Х-8УЗ
А4-400У-8УЗ
А4-450Х-8УЗ
А4-450УК-8УЗ
А4-450У-8УЗ
А4-400Х-10УЗ
400
500
630"
800
1000
315
400
500
630
800
250
315
400
500
630
200
47,0
58,0
72,5
92,0
113,5
38
47,5
59,5
74,5
94,5
32,0
39,5
50,0
61,5
77,5
27,5
94,3
94,7
95,1
95,2
95,5
93,6
94,0
94,4
94,7
95
93,2
93,6
93,9
94,2
94,5
92,0
0,87
0,88
0,88
0,88
0,89
0,85
0,86
0,86
0,86
0,86
0,81
0,82
0,82
0,83
0,83
0,77
1470
1470
1470
1482
1482
985
985
985
986
986
739
739
740
740
740
583
2,3
2,3
2,3
2,1
2,1
2,1
2,1
2,1
2,0
2,0
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,2
1,2
1,2
1,1
1,1
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,1
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,4
5,4
5,4
5,4
5,4
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
4,8
10
11
13
21
25
15
18
21
32
38
19
22
36
42
49
19

>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>
I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I
i i i i i i i i i i i i i i i i i i ■ i i I i i i i i i
■ i i i i i i i i i i ■ i i ■ i i t i i i 1 i i i i i i
и-t—it—it—it—it—it—it—it—it—it—it—it—i t—i и- t—ii-n-it—iCCOO0CCC0CCT\CT\CT\(T\
t-it-i t-ii-i t-it-ii-i юмми Юммм
оооооооооооооооооооооооооооо
t—i _. t—i C\ U> t—it—i t—it—it—i vlMMMi-i tOt—it—it—i
СТМ>ЛОСХЗРО(-П^ОО^(-ПЮ^ОСХЗСХЗСХЗ^Ю \D^P U)CX3^-t-i^oU)CX3-^.t-»
Юи*СХЗСЛ(-ЛСЛСЛ(-ЛЮ^--^^00'-ПСХЗ^Ои-СХЗ(-Л0 1-A-J^DCT\0-J-KCT\
Тл о "ос To "oo "u> "wi "to о To To о t-л T>j Xn о *trt "t«n % To "со V- "w To To "со "Ьо "*ь
о о о о о мо о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о р
^-j V] <i "^j V] V] "-<i Ъ\ "а\ Ъс "со Ъо Ъо "оо Ьо "со Ъо Ъс "со "со "оо Ъс Ъс "ос "ос Ъс "ос "оо
чо-ослслсл1-ли)^о-ои)и)и)Ю -jCT\t»n.Fb-iooocc--JCT\(-noc-^cccc
000'-л1-Л(-п(-п(-пО'-лОООООООООООООООООО
lOjosjtototo^t-ii—isjsjsjjoto^tojojotojotototototototojoto
bbobob"«VobMob«OMMMo"Mbo"iob "j^ V "*», "^
o"o о »-»»-»"o"o"o i—о о о о о о "о о о "о "о о о о о "о о »—о
Vi "о \d "-о t«n "w T-n Xd "о ^-о о Vj "&ts* ^1лооХо1лТоТоТоТо"!^ооо
f
,^DC0'-rt^U)U)t—»»—»CX3(-rt^UJt—' 00 ** U> Ю t—it-rt^WtOi—iUJtOt—it—i
J-^J Wi О О OS) Ui Ui kJOSJJO UjJO iyiUi|OOOOS)|OOvJ nJJO nJ
t—iOOO^CXS^O^t—»(-rtUJ'-ntO!J\Ot-'itOt-'i^tOC0tOCX3-^^--J00tO
000'-лООО^лОООО'-лОоООО'-ло001^|!млО(-лО(-л
оооооооооооооооооооооооооооо
>
fa
о
u>
Ln
о
!_J
о
о
о
<
>
fa
о
(О
Ln
о
о
|_4
о
о
о
<
>
fa
о
1-4
ON
о
о
~J
Ln
о
<
>
fa
о
^»
. м
1У1
о
ON
о
о
у
W
(О ■>
«PS
ооо
о о
о о
■Son
OnO
О О
о о
fa
4*
u>
1У1
о
u>
**
00
NO
On
О
О
00
NO
NO
NO
ON
W
Ln
_
О
ON
Ln
IO
1У1
О
О
(О
00
Ln
~J
NO
Ln
~J
о
00
00
NO
NO
Ln
IO
u>
о
oo
~J
и-
ON
О
О
_
NO
4*
~J
NO
Lrt
u>
о
oo
LO
~J
4*
Ln
IO
l—i
о
00
Lft
Uft
,_»
IO
1У1
о
_
ON
00
"■*
NO
Lrt
**
О
~J
Lrt
NO
~J
IO
t .
u>
ON
О
00 OO
oo
oo
oo
00 00
о
■S
►
fa
О On ™
1
ЯР S
NO NO >
IO M
NO NO
On ON
i—O
уз to
о"ип
ъ-S
T-n%
~J
970
" E
U> NO
~J IO
о о
** **
w **
о о
из £ь
~J NO
** О
О О
207,5
207,5
21200
17400
>>>>>
** ** ^ ** ^
**.£**»***»
Uft Lrt Lrt Lrt О
О О О О О
<<;><:<<><:<<
t—i t—i t—i p—- i—i
to to о о о
<««
w w w w w
u> to ** u> to
"-л О О t-n О
** W t-rt ^. LO
to ^ о о w
О О О О <-л
^о ^о ^о ^о ^о
to to w u> to
vJIO^OVt
о о о о о
-J -^ 00 00-J
oo -^ to to oo
00 OO СО СО OO
£ь £ь U> Ю Ю
yD^D \£>\D\D
£ъ £ъ £ъ ^.^
1-Л (-Л СО 00 ОО
^ ^ ^ w to
"-ло to -*j to
to to to м to
•-JUiO\^(0
^D -J ^D (-Л LA
о о о о о
элек
н
ч
ь О
вигателя
СО о
н ?
^«",
>°
-3
N° Й
£
cos фном
I г
я
по^
S 3 1
■ b
?рв*=
р 1 ^
я
S
Ц о
-
."Я
о
мин
г:
sJ
я
й,
агрузк
о
га
с
га
2
с
?

OOOOOOOOOOOOOOOOOOOQOOOQOOQQOOOOQOOOOOQOOOOOOOOQOOQOOO
ССГОО^'-^ЧО«^ООЧО^,<Л)(ЛС^-ГЧ^ГЧ^»ПГЧСЧ'^Г^^ГОСЧ'-- m^D-— 00*^00^О-т00Ч0^00»П00С^-Ч0ч000<Л)^Ч0'— -— <NC^-^O0O
ОО^ООЬМ00^ОО1»М00д^/1ММ001ЛООМОО\0ОО№ОО^^|'1М|'1'-ГПГПГП1ЛОО№ОО00ОО00п(ПО
6,3
cs
cm"
066
0,86
95,0
118
0001
6,3
<N
2,7
о
Os
Os
0,87
95,2
145
1250
6,3
о
cn"
о
о
Os
0,87
95,4
185
1600
6,3
cs
.2,4
990
0,87
95,7
230
2000
5,5
о
2,2
740
0,84
94,7
Os
008
5,5
о
2,2
740
0,84
95,0
CM
1000
<4
m"
о
°V
740
0,86
95,2
147
1250
5,2
о
°\
740
0,86
95,5
187
1600
<4
in"
о
2,0
740
0,86
95,8
234
2000
Ъ
in
о
о
сч"
590
0,8
94,5
о
00
630
о,
in"
о
2,0
590
00
о"
94,6
100
800
in"
о
сч"
Y4
a*
"П
0,82
94,7
сч
1000
5,5
о
сч"
595
0,83
94,9
152
1250
6,0
-
2,3
595
0,86
95,2
00
00
1600
6,0
-,
со
cn"
595
0,87
95,5
232
2000
S'S
о
2,3
493
0,8
93,8
3
500
5,5
о
2,3
493
0,8
Os
О
00
630
in"
о
2,4
493
0,8
94,5
о
800
t'j-^t^t'j-'j-'j-'j-'j-
5*~5^ S^ 5^ S^ 5^ 5^ 5^ 5co^x2^xS^x2^x2^x2^x2^xS^x2^x2
\Q \Q \ ^^i^vOJ^^^MMfi^W^MOOiOOlM'OOQOiHHjHHirHHjHHirtHi ,— ,_,i,—,,— 1,—,,—ii,—,,-hi
C^C^Uni^O>V£)C^C^Wn(^(^V£)C^C^tn(^(^V£)C^C^l^(^(^V£)rOrOO^
1л^1ЮЮ'»л<л'ю\од^^11ЮЮ'^1Л'юю.амм'>л^1ю\о11^^11Ю'о ^^^r-L^^r-Lf^^iA'^t^'vA1^1^^
^W^^in(^ — \£)vOrHyovDr-( t^in»H^iDriyOv£)'-VO^'-,^VD'-i^inr4irn^^^,0'-\OlO'-,t^ C"- *-<С"-С"-'-ччОЧО'-чЧО*0 —ч ЧО ЧО i-ч
<NC^lT>C4(NCO(N(NCOc4<NCO(NC4CO<NC4ir>C4(NCOc4C4Mc4C4ltt
^1н^|^Ч^^^^^^^^^^НЧМНМН^1н1^1>^1>^1^^
<<<<<«<<«<<<«<<<<<<«<<<<<<«<<<<<<<<<<<<<«<<«<<<

Продолжение табл. 6.1
Тип
электродвигателя
АН2-17-48-12У4
АН2-17-48-12УХЛ4
АН32-17-48-12УЗ
АН2-17-57-12У4
АН2-17-57-12УХЛ4
АН32-17-57-12УЗ
АН2-17-31-16У4
АН2-17-31-16УХЛ4
АН32-17-31-16УЗ
АН2-17-39-16У4
АН2-17-39-16УХЛ4
АН32-17-39-16УЗ
При номинальной нагрузке
^иом»
кВт
1000
1250
500
630
'ном,
А
125
156
68
85
^Ieom»
%
94,7
95
93,3
93,7
х
о
#
COS
0,81
0,81
0,76
0,76
ЛНОМ»
об/мин
493
493
370
370
Мтах,
ОТН.
ед.
2,3
2,3
""
2,0
2,0
мп,
ОТН.
ед.
1,1
1,2
1,1
1,1
кт
ОТН.
ед.
5,5
5,5
5,0
5,0
J,
кг-м2
450
450
433
520
520
503
340
340
320
400
400
380
Масса,
кг
8750
8030
8900
9600
8850
9700
5950
5840
6100
6550
6500
6700
АОПЗ-4М
АОП4-4М
АОПЗ-6М
АОП4-6М
Серии АО*6
200
250
160
200
23,7
29,4
19,3
24,2
92,0
93,0
92,0
92,5
0,88
0,88
0,865
0,86
1485
1485
990
990
2,8
2,8
2,8
2,8
1,2
1,3
1,3
1,3
6,6
7,0
7,0
7,3
10,8
13,5
17,8
22,5
Серия АТД, ясполиения A3, АЗП, АЗС, АР, АРП, АС, АСП*1
АР-500/6000,
АРП-500/6000
АР-630/6000,
АРП-630/6000
АР-800/6000,
АРП-800/6000
АЗ-500/6000,
АЗП-500/6000
АЗ-630/6000
АЗ-800/6000
АР-1000/6000,
АРП-1000/6000
АР-1250/6000,
АРП-1250/6000
АР-1600/6000,
АРП-1600/6000
АЗ-1000/6000,
АЗП-1000/6000
АЗ-1250/6000,
АЗП-1250/6000
АЗ-1600/6000,
АЗП-1600/6000
АРП-2000/6000
АРП-2500/6000
АЗ-2000/6000,
АЗП-2000/6000
АЗ-2500/6000
АС-3200/6000,
АСП-3200/6000
АСП-4000/6000,
АСП-4000/6000
АС-5000/6000,
АСП-5000/6000
АЗС-3200/6000,
500
630
800
500
630
800
1000
1250
1600
1000
1250
1600
2000
2500
2000
2500
3200
4000
5000
3200
57
71
89
57
71
89
112,5
139
177
112,5
139
177
223
276
223
276
357
440
545
357
94,8
95,2
95,2
94,8
95,2
95,5
94,6
95,1
95,6
94,6
95,1
95,6
95,8
96,4
95,8
96,4
95,8
96,2
96,5
95,8
0,89
0,895
0,905
0,89
0,895
0,905
0,905
0,91
0,91
0,905
0,91
0,91
0,9
0,905
0,9
0,905
0,9
0,91
0,915
0,9
2970
2970
2975
2970
2970
2975
2970
2975
2975
2970
2975
2975
2975
2980
2975
2980
2985
2985
2985
2985
2,3
2,4
2,5
2,3
2,4
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,3
2,5
2,5
2,3
2,5
2,7
2,6
2,4
2,7
1,1
1,15
1,2
1,1
1,15
1,2
1,05
1,05
1,1
1,05
1,05
1,1
1,0
1,1
1,0
1,1
0,75
0,75
0,75
0,75 '
6,0
6,2
6,4
6,0
6,2
6,4
5,7
5,7
5,7
5,7
5.V
5,lte
5,5
6,0
5,5
6,0
5,5
5,5
5,5
5,5
11
12,3
1.4,3
И
12,3
14,3
30,5
35
40,5
30,5
35
40,5
75
87,5
75
87,5
158,3
168,5
181,8
158,3

Продолжение табл. 6.1
Тип
электродвигателя
АЗСП-3200/6000
АЗС-4000/6000,
АЗСП-4000/6000
АЗС-5000/6000,
АЗСП-5000/6000 «>
При номинальной нагрузке
р
1 НОМ,
кВт
4000
5000
*ном>
А
440
545
Тном>
/о
.96,2
96,5
s
о
е-
и
О
О
0,91
0,915
**ном>
об/мин
2985
2985
Мтах,
ОТН.
ед.
2,6
2,4
ОТН.
ед.
0,75
0,75
ОТН.
ед.
5,5
5,5
J,
кг-м2
168,5
181,8
Масса,
кг
19645
20865
Серии АТД2, исполнении 2АЗМ, 2АЗМ1, 2АЗМВ, 2АЗМВ1, 2АЗМП, 2АЗЛ,
2АЗЛП, 2АРМ, 2АРМ1, 2АРМП*»
2АЗМ-315/6000У4,
2АРМ-315/6000УЗ
2АЗМ-400/6000У4,
2АРМ-400/6000УЗ
2АЗМ-500/6000У4,
2АЗМП-500/6000У4,
2АРМ-500/6000УЗ,
2АРМП-500/6000УЗ
2АЗЛ-'630/6000У4,
2АЗЛП-630/6000У4,
2АРЛ-630/6000УЗ,
2АРЛП-630/6000УЗ
2АЗМ-630/6000У4,
2АЗМП-630/6000У4,
2АРМ-630/6000УЗ,
2АРМП-630/6000УЗ
2АЗЛ-800/6000У4,
2АЗЛП-800/6000У4,
2АРЛ-800/6000УЗ,
2АРЛП-800/6000УЗ
2АЗМ-800/6000У4,
2АЗМП-800/6000У4,
2АРМ-800/6000УЗ,
2АРМП-800/6000УЗ
2АЗМ1-500/6000У4,
2АРМ1-500/6000У4
2АЗМ1-630/6000У4,
2АРМ1-630/6000У4
2АЗМ1-800/6000У4,
2АРМ1-800/6000У4
2АЗЛ-1000/6000У4,
2АЗЛП-1000/6000У4,
2АРЛ-1000/6000У4,
2АРЛП-Ш00/6000У4
2АЗМ-1000/6000У4,
2 АЗМП-1000/6000У 4,
2АРМ-1000/6000У4,
2АРМП-1000/6000У4
315
400
500
630
630
800
800
500
636
800
1000
1000
35,5
44,2
54,8
69,7
70,5
89,5
54,8
70,5
89,5
111
ИЗ
94,6
95,2
95,5
95,5
95,4
95,8
95,7
95,5
95,4
95,7
96,0
95,7
0,905
0,915
0,92
0,91
0,9
0,91
0,9
0,92
0,9
0,9
0,91
0,89
2980
2980
2980
2975
2970
2975
2970
2980
2970
2970
2975
2970
2,4
2,4
2,1
2,4
1,9
2,5
1,9
2,1
1,9
1,9
2,5
1,9
1,3
1,3
1,2
0,9 6,0
1,1
0,9
1,1
1,2
1Д
1,1
0,7
1,1
7,0
7,0
6,0
5,2
6,0
5,2
6,0
5,2
5,2
5,6
5,0
4,0
4,5
5,0
8,75
8,75
11,25
11,25
5,0
8,75
11,25
18,25
18,25

Продолжение табл. 6.1
Тнп
электродвигателя
2АЗЛ-1250/6000У4,
2АЗЛП-1250/6000У4,
2АРЛ-1250/6000У4,
2АРЛП-1250/6000У4
2АЗМ-1250/6000У4,
2АЗМП-1250/6000У4,
2АРМ-1250/6000У4,
2АРМП-1250/6000У4.
2АЗЛ-1600/6000У4,
2АЗЛП-1600/6000У4,
2АРЛ-1600/6000У4,
2АР ЛП-1600/6000У4
2АЗМ-1600/6000У4,
2АЗМП-1600/6000У4,
2АРМ-1600/6000У4,
2АРМП-1600/6000У4
2АЗЛ-2000/6000У4,
2АЗЛП-2000/6000У4,
2АРЛП-2000/6000У4
2АЗМ-2000/6000У4,
2АЗМП-2000/6000У4,
2АРМП-2000/6000У4
2АЗЛ-2500/6000У4,
2АЗЛП-2500/6000У4,
2АРЛП-2500/6000У4,
2АЗМ-2500/6000У4,
2АЗМП-2500/6000У4,
2АРМП-2500/6000У4
2АЗМ-3200/6000У4,
2АЗМП-3200/6000У4
2АЗМ-4000/6000У4,
2АЗМП-4000/6000У4
2АЗМ-5000/6000У4,
2АЗМП-5000/6000У4
2АЗМВ-500/6000У2,
2АЗМВ-50О/6000У5
2АЗМВ-630/6000У2,
2АЗМВ-630/6000У5
2АЗМВ-800/6000У2,
2АЗМВ-800/6000У5
2АЗМВ-1000/6000У2,
2АЗМВ-1000/6000У5
2АЗМВ-1250/6000У2,
2АЗМВ-1250/6000У5
2АЗМВ1-500/6000У5
2АЗМВ1-630/6000У5
2АЗМВ1-800/6000У5
2АЗМВ1-1000/6000У5
2АЗМВ1-1250/6000У5
2АЗМВ1-1600/6000У5
2АЗМВ1-2000/6000У5
При номинальной нагрузке
р
L ном,
кВт
1250
1250
1600
1600
2000
2000
2500
2500
3200
4000
5000
500
630
800
1000
1250
500
630
800
1000
1250
1600
2000
'ном»
А
137
140,5
173
177
216,3
219,2
266,7
270
350,5
431
538
56,3
70,6
90,5
112,5
140
57
71,5
90,5
111,5
139
178
222
"Ином»
%
96,5
96,3
96,8
96,5
96,7
96,5
97,0
96,8
96,7
96,9
97,3
95,0
95,4
95,7
96,2
96,4
94,8
95,3
95,4
95,9
96,2
96,1
96,4
%
о
#
ел
О
и
0,91
0,89
0,92
0,9
0,92
0,91
0,93
0,92
0,91
0,92
0,92
0,90
0,9
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,9
0,9
W
0,9
ином>
об/мин
2980
2975
2980
2975
2980
2975
2980
2975
2985
2985
2985
2975
2975
2975
2980
2980
2979
2979
2979
2982
2982
2979
2982
Мтахз
отн.
ед.
2,7
2,1
2,7
2,1
2,6
2,1
2,8
2,3
2,6
2,6
2,7
2,5
2,5
2,5
2,7
2,8
2,4
2,4
2,5
2,8
2,7
2,6
2,8
мш,
отн.
ед.
0,8
~-
0,7
0,9
1,3
0,7
0,8
0,7
0,9
1,3
1,3
1,3
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
0,85
0,85
0,9
1,0
1,Т)
0,9
0,9
■*№
ОТН.
ед.
6,5
5,5
6,0
5,5
5,5
4,8
6,0
.5,3
6,3
6,3
6,5
5,8
5,8,*
7i
6,0
6,5
6,5 .
5,7
5,7
6,0
6,5
6,5
6,0
6,5
J,
кг-м2
22,5
22,5
25,5
25,5
37,5
37,5
40,0
40,0
100
117,5
135
8,8
11,3
18,3
22,5
25,5
10
11,25
18,25
22,5
25,5
38,0
44,25
Масса,
кг
5540
4930
5540
4930
6000
5450 •
6000
5450
8070
6970
8070"
6970
8030
7930
9030
7930
12150
13200
14,700
3930
4250
5140
5700
6200
3850
4170
6110
6845
7475
7820
9208

Продолжение табл. 6.1
Тип
электродвигателя
При номинальной нагрузке
1 ном*
кВт
'НОМ'
А
°/о
ном-
об/мин
Mr
тах->
отн.
ед.
Мп,
отн.
ед.
отн.
ед.
кг-м2
Серии АТД4, исполнении 4АЗМ, 4АЗМП, 4АРМ, 4АРМП*»
4АЗМ-500/6000УХЛ4
4АРМ-500/6000УХЛ4
4АРМГТ-500/60ОДУХЛ4
4АЗМП-500/6000УХЛ4
4АЗМ-630/6000УХЛ4
4АРМ-630/6000УХЛ4
4АЗМП-630/6000УХЛ4
4АРМП-630/6000УХЛ4
4АЗМ-800/6000УХЛ4
4АРМ-800/6000УХЛ4
4АЗМП-800/6000УХЛ4
4АРМП-800/6000УХЛ4
4 АЗМ-1000/6000У X Л 4
4АРМ-1000/6000УХЛ4
4АЗМП-1000/6000У ХЛ4
4АРМП-1000/6000УХ Л4
4АЗМ-1250/6000УХЛ
4АРМ-1250/6000УХЛ4
4 АЗМП-1250/6000У ХЛ4
4 АРМП-1250/6000УХ Л 4
4АЗМ-1600/6000УХ Л 4
4АРМ-1600/6000УХЛ4
4АЗМП-1600/6000У ХЛ4
4АРМП-1600/6000УХЛ4
4АЗМ-2000/6000УХЛ4
4АЗМП-2000/6000УХЛ4
4АРМП-2000/6000УХЛ4
4АЗМ-2500/6000УХЛ4
4АЗМП-2500/6000УХЛ4
4АРМП-2500/6000УХЛ4
4АЗМ-3150/6000УХЛ4
4АЗМП-3150/6000УХЛ4
4АРМП-3150/6000УХЛ4
4АЗМ-4000/6000УХЛ4
4АЗМ-5000/6000УХЛ4
4АЗМ-6300/6000УХЛ4
4АЗМ-8000/6000УХЛ4
500
630
800
1000
1250
1600
2000
2500
3150
4000
5000
6300
8000
56,5
72
90
112,5
140
179
226
279
346
444
548
690
876
95,7
95,7
96,0
96,1
96,3
96,3
96,4
96,4
96,5
96,5
96,6
96,6
96,7
97,0
97,2
97,3
97,5
97,6
97,6
0,89
0,88
0,89
0,89
0,89
0,89
0,88
0,89
0,9
0,89
0,9
0,9
0,9
2970
2979
2979
2976
2973
2973
2973
2973
2976
2982
2982
2982
2985
2,1
2,0
2,0
2,0
2,1
2,0
1,9
2,0
2Д
2,2
2,2
2,2
2,3
0,9
1,0
1,0
1,0
0,95
0,9
0,77
0,85
0,9
0,9
0,9
0,95
0,95
5,1
5,3
5,3
5,3
5,5
5,2
4,7
5,0
5,3
5,7
5,7
5,9
6,0
3,1
5,2
5,8
6,5
13
14
21
24
29
49
56
64
148
Серии ВАН, исполнение АВ*9
ВАН(АВ)-14-39-6
ВАН(АВ)-14-49-6
ВАН(АВ)-14-59-6
ВАН(АВ)-14-26-8
АВ-14-26-8
ВАН(АВ)-14-31-8
ВАН(АВ)-14-39-8
ВАН(АВ)-15-31-8
ВАН(АВ)-15-36-8
ВАН(АВ)-16-31-8
ВАН(АВ)-16-31-8К
ВАН(АВ)-16-36-8
ВАН(АВ)-16-36-8К
АВ-14-26-10
800
iCoo
1250
400
500
630
800
1000
1250
1600
315
96
122
152
50
51
61
76
95
116
143
145
186
44
93,5
94,0
94,4
92,3
91,8
92,9
93,2
93,7
94,3
93,7
93,4
94,2
93,8
91,2
0,86
0,84
0,80
0,83
0,85
0,86
0,86
0,88
0,89
0,88
0,89
0,76
990
992
992
738
738
738
740
740
740
741
740
741
590
2,1
2,5
2,5
2,1
2,0
2,06
2,05
2,2
2,1
2,0
2,1
2,0
2,2
2,2
0,9
1,2
1,2
0,82
0,8
0,84
0,86
0,72
0,72
0,65
0,7
0,68
0,9
5,5
6,5
6,5
4,2
5,0
4,3
4,3
4,6
4,4
4,6
4,8
4,5
5,0
5,0
175
225
275
137,5
125
150
162,5
250
275
525
650
575
700
137,5

Продолжение табл. 6.1
Тип
электродвигателя
ВАН(АВ)-14-26-10
ВАН(АВ)-14-31-Ю
ВАН(АВ)-14-39-Ю
ВАН(АВ)-15-31-10
АВ-15-31-10
АВ-15-31-ЮК
ВАН(АВ)-15-39-10
ВАН(АВ)-16-31-10
ВАН(АВ>16-31-10К
ВАН(АВ>16-36-10
ВАН(АВ)-16-36-10К '
ВАН(АВ)-16-49-10
ВАН(АВ)-16-49-10К
ВАН(АВ)-14-31-12
ВАН(АВ)-14-39-12
ВАН(АВ)-15-34-12
ВАН(АВ>15-39-12
ВАН(АВ>16-31-12,
ВАН(АВ)-16-31-12К
АВ-16-31-12
АВ-16-31-12К
ВАН(АВ)-16-41-12
ВАН(АВ)-16-41-12К
AB-16-41-I2
АВ-16-41-12К
ВАН(АВ> 16-49-12,
ВАН(АВ)-16-49-12К
ВАН(АВ)-17-31-12
BAH(AB)-15-44-J6
АВ-15-44-16
АВ-15-44-16К
ВАН(АВ)-16-36-16
ВАН(АВ)-16-36-16К
ВАН(АВ)-16-41-16
ВАН(АВ)-16-41-16К
ВАН(АВ)-17-31-16
ВАН(АВ)-17-39-16
ВАН(АВ)-17-49-16
ВАН(АВ)-17-69-16
При номинальной нагрузке
*иом,
кВт
320
400
500
630
800
1000
1250
1600
320
400
500
630
800
1
,1000
S
1250
1600
500
630
800
1000
1250
1600
2500
'пом*
А
44,7
52
63
79
79,5
79,5
99,5
122
149
152
186
46
55
66
84
102,5
104
120
122
150
186
74
84,5
86
111
ПО
126
159,5
204
322
%
91,8
92,4
93,1
93,3
92,6
92,6
93,8
94,1
93,3
94,4
93,8
94,8
94,5
91,8
92,1
92,9
93,5
93,5
92,6
94,1
93,0
94,4
94,1
92,1
91,8
93,1
92,6
93,5
92,9
93,3
94,1
94,6
94,3
%
о
i
о
о
0,75
0,8
0,82
0,82
0,82
0,84
0,85
0,87
0,72
0,75
0,7
0,77
0,8
0,85
0,85
0,88
0,69
0,705
0,71
0,75
0,77
0,74
0,75
0,82
0,8
0,7
0,79
ином>
об/мин
590
590
590
590
592
592
593
593
593
593
490
490
492
492
495
495
495
495
370
368
370
370
370
370
372
372
Мтах>
отн.
ед.
2,2
2,15
2,1
2,4 _
2,5
2,2
2,3
2,2
2,3
2,1
2,2
1,8
1,84
2,2
2,3
2,5
2,6
2,2
2,1
2,0
2,2
2,3
1,9
2,0
2,1
1,7
2,4
2,5
1,9
отн.
ед.
0,94
0,92
0,85
1,0
1,3
0,9
0,8
0,7
0,7
0,8
0,92
0,82
1,0
0,9
0,8
0,85
0,8
0,85
0,7
0,5
1',1
0,7
0,74
0,8
0,6
0,8
0,9
,0,7
отн.
ед.
4,2
4,2
4,1
4,6
5,0
5,0
5,2
4,5
5,2
4,8
5,4
4,5
5,1
3,9
3,9
4,4
4,6
5,2
5,7
4,6
5,3
4,5
4,2
3,8
4,3
3,7
4,2
4,2
4,3
3,8
5,2
5,2
4,5
J,
К1 М2
150
162,5
175
275
225
225
325
600
650
650
700
775
875
162,5
175
300
325
675
725
800
800
900
1500
400
775
875
800
900
2000
2150
2375
3250
Масса,
К1
4090
5200
5600
6800
7080
7200
7400
9800
10740
10450
11530
11900
13700
5200
5600
7000
7400
9100
10100
10300
9900
11200
11200
11320
11050
15200
7200
7540
7680
9550
9700
10000
11200
14800
15600
16700
21300
ВАН118/23-
ВАН118/23-
ВАН118/41-
ВАН118/41-
ВАН118/51-
ВАН118/51-
ВАН118/23-
ВАН118/23-
ВАН118/41-
BAH118/4I-
ВАН118/51-
ВАН118/51-
В АН 143/41-
ВАН143/41-
8УЗ
8КУЗ
8УЗ
8КУЗ
8УЗ
8КУЗ
10УЗ
10КУЗ
ЮУЗ
10УЗ
ЮУЗ
10КУЗ
ЮУЗ
ЮКУЗ
400
800
1000
315
. 630
800
1000
49,5
98,0
119
43
82
99
121
^ерии
92,3
93,8
94,3
91,6
93,5
93,7
94,0
ПАП
0,84
0,84
0,86
0,77
0,79
0,82
0,84
736
740
' 739
588
591
592
592
1,9
2,1
2,1
2,0
2,1
1,9
1,9
0,6
0,8
0,86
0,7
0,9
0,7
0,6
4,1»
5,0
5,0
4,0
5,0
4,2
4,5
80
125
150
100
160
190
350

Ui
ГО
<n
д ион
миналь
о
м
При
о г
2
,Ъ
^ t,
м
*£Р
йеяёЭ
S ^ .
i в
о S
с В-
о
W0H6 S03
£
О \о
р-
0<
О Q3
ч
к)
с 5
f=g
a
5
OOOOOOOOOOQOltn.<n,nw"'OOQOOOOOOOOV")V")V")OOQOOO
V1hOOOinoviOOVlON*l0^'OO^ni-i^rJoOO^'HOC^^fnOOO^T(N4-(N^'(N
(^(^V£)C^c4roV£)C^OlOlO>(^^C^<N^tnC^<N^olrOin4DC^OOC^(^
KJ!»rtr-il/1V1^^0000CJOOO'-Hl^^(Njf<ltrif4f4t4r4(X)OOoO'-'-N№\C^^lf,»0 0
оооооооооооооооооо
<Л)«Л)1-н0>«Л)1-н1Г1Г0<Л)<Л)О0>^ОГ0<Л)<Л)<Л)
^j-t/-)-, —<ri-)t/-)t/-)4DC"-QOr*"ir,~>V")C'"-QOQO'— ^
,-. _ ГЧ <N
csooo^tnoootnooooooc^ooroocs
^t^t^,^t^tv")^,^,^,u")^tn"if"i^t^t^t^t^'
«П 1/-) 1Л) 1/-) 1/-)
г-г-оооочочоо С"-о,чооооос--^с--чо»пчо
оооооооооооооооооо
ooo-— о a> -— о о oi о -— ooooo>o>i>o>
rocSO<Nro^mrt-)fni/-)ooo>ooo>o>o>ciOO
o\a\a>Q^a\a\a\a\a\a\\o\o\o\o\D\D^oi>-
«niri^'^'^'^^^^^romri-irriri-iror'im
m\om^,0'-4ro^^,<no<N4DC^-c^-fnr,~iro
оо оо с— с--оооооооооооос--г-С--С--с--оооооо
оооооооооооооооооо
Tj-\Ol/-iOOO<N4'~lQOt>'—< О4* VI 00 QO in ^ C"-
^t ^f r-T m" ггГ -^ ^-" -*t" т^ ^ of of с"Г с-Г т^ -et" -et" ^f"
О кО> 0>0>0>0>0>0>0>0>t^O>0>0> <^ Q> ^ Q>
"T. R, см "1 R.
тГ(^^1>01ЧОтГтГ.5+1Пт1Го'аОг1-)ЧС>^О^Р^О
moo^'ooooitnc^cdC^ с-*о>От*оо>^то
1-Hi-H ,_ ,_ ,_ ,_ rs — ,_ —< —< oi m
OQmOOOOOOOQOOOOQOQ
ino^rooomoooomoQtnoo©
01ЧОГПЧ000001ЧОО,П»П*»000©01ЧОО»П
— — _н__н<-ч1о] --н^^гЧГЧ
^Л^Л^Л^Л^Л^Л^Л^Л^Л^Л^Л^Й^Ж^Л^^^Й^Л
OOOON(Srv)CN«(N(NfSO)CNCNrgol(NN(NVO^^^D^VO^\O^^D^v£>^^'OVO
1 1 1 1 !, 1 1 1 1 1 1 I 1 1 1 i 1 I 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
mmmmcocooooommmmm roV-i гптт1Л1Лгптттттт№ cn*m *n in <n in in in
^J-^l-C^-C^-^-4'—i"—i —'^■^J*'=J-'=J-C— C—C— C^-C--C^'—i —''=d-j4"'=J-^l-C^-C—C— C^-C^-C^-'—^«—^^-н^-i,—, —■
Рчмннчми№нннн№ннРннчнчнч№ннмннн№нннн
вэвэвэсавэвзщвзоавзщрэваоавзвзщвзращваоарзааоавзоавэщрэрэрэоаоаоавз
о
<N
1Л
<N
О
CS
cs
го
о
vo
о
CN
C-
CT\
ГО
о
00
■*
CM
о
tn
о
о
00
r-i
Ю
tn
о
tn
a\
•&
о
vo
8
ГО
<N
CN
■*
00
о
tn
vo
<N
■*
О
r-i
о
о
о
го
о
00
CM
6,5
-
2,9
2976
0,89
94,1
22,9
200
6,5
1-4
2,9
2973
0,9
94,3
28,3
250
vo"
-
2,9
2970
0,91
94,4
35,2
ГО
6,5
1-4
2,9
2967
о"
94,5
44,7
400
5,5
см
см"
1481
0,88
93,6
23,3
200
5,5
см
2,5
1481
0.88
94.2
29,0
250
S'S
см
2,5
2958
0,89
94,8
36,0
ГО
5,5
см
2,5
1485
0,89
95,0
45,5
400
6,5
го
2,5
1487
0,9
95,0
56,2
500
СМ V)
CN CN
■ i
(/}(/}
О О
1.0 ID
CN CN
<<
CM ?•>
I*
щ о
■*t in
CM CM
oo
<<
mm
CN jncN
CN CN CN
о о о
in 1/1 ID
■* ^t ■*
CN CN CM
ooo
<:<:<:
пи т
>>cs"in
ra "T f
Jc/} c/}
ooo
tn *r) fn
CN CN CN
OOO
<<■&
m m m
CN tn ^
-^!
аз
ooo
^l-^f ■*
I I I
CN CN CN
OOO
<«
— к —
^ см m m
<mm^m
о о о о о
1.П ID *Г) ЧО Ш
■*■*■* in ■*
CN CN CM CN CN
ooooo
m ет РЭ аз pa

Продолжение табл. 6.1
Тип
электродвигателя
ВАО2-560М-4У2,
ВАО2-560М-4У5
ВАО2-560ЬА-4У2,
ВАО2-560ЬА-4У5
ВАО2-560ЬВ-4У2,
ВАО2-560ЬВ-4У5
ВАО2-450М-6У2,
ВАО2-450М-6У5
ВАО2-450ЬА-6У2,
ВАО2-450ЬА-6У5
ВАО2-450ЬВ-6У2,
ВАО2-450ЬВ-6У5
ВАО2-5608-6У2,
BAO2-560S-6y5
ВАО2-560М-6У2,
ВАО2-560М-6У5
ВАО2-560ЬА-6У2,
ВАО2-560ЬА-6У5
ВАО2-560ЬВ-6У2,
ВАО2-560ЬВ-6У5
ВАО2-450ЬА-8У2,
ВАО2-450ЬА-8У5
ВАО2-450ЬВ-8У2,
ВАО2-450ЬВ-8У5
BAO2-560S-8y2,
BAO2-560S-8y5
ВАО2-560М-8У2,
ВАО2-560М-8У5
ВАО2-560ЬА-8У2,
ВАО2-560ЬА-8У5
ВАО2-560ЬВ-8У2,
ВАО2-560ЬВ-8У5
При номинальной нагрузке
р
Л ном,
кВт
630
800
1000
200
250
315
400
500
630
800
200
250
315
400
500
630
'ном»
А
71,0
90,0
112
24,3
29,4
37,0
46,8
60,1
75,6
94,7
26,0
32,5
41,0
51,9
63,9
80,2
%
95,3
95,6
95,9
93,7
94,2
94,7
94,8
95,2
95,2
95,5
93,4
94,0
94,7
95,0
95,2
95,5
%
о
#
ел
О
и
0,9
0,9
0,9
0,84
0,87
0,87
0,83
0,84
0,84
0,85
0,79
0,79
0,78
0,78
0,79
0,79
ином>
об/мин
1487
1487
1487
990
990
991
992
992
993
994
744
744
745
745
746
746
Mmaxi
ОТН.
ед.
, 2,5
2,5
2,5-
2,2
2,2
2,2
2,2
2,2
2,2
2,2
2,0
2,0
2,2
2,2
2,2
2,2
м„,
отн.
ед.
1,3
1,3
1,3
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
к„,
отн.
ед.
6,5
6,5
6,5
5,5
5,5
5,5
5,5
5,5
5,5
5,5
5,5
5,5
5,5
5,5
5,5
5,5
■Л
кг-м2
32,0
34,0
39,0
10,8
14,2
16,9
36,0
42,0
51,0
62,0
13,9
16,7
43,0
52,0
63,0
77,0
Масса,
кг
3350
4000
4900
2050
2500
2750
3400
3800
4500
5600
2600
2800
3500
3900
4600
5700
ВДН-170/49-10
ВДН-170/34-12
ВДН170/39-12
ВДН 170/34-16
ВДН213/44-16
ВДН213/54-16
1600'
800
1000
500
1250
1600
188
99
123
70
156
206
Серия ВДН
93,2
91,3
92,5
91,4
93,0
94,7
0,83
0,84
0,84
0,75
0,83
0,79
»12
588
492
493
370
371
372
2,0
2,2
2,2
2,1
2,3
2,?
0,8
1,0
0,95
1,1
1,0
1,15
-
4,8
5,0
5,3
• 4,7
5,4
5,9
Ч-
950
700
800
700
2375
2750
Серия ДА4'
*13
X
4»
ДА4-560Х-4УЗ
ДА4-560УК-4УЗ
ДА4-560У-4УЗ
ДА4-560Х-6УЗ
ДА4-560УК-6УЗ
ДА4-560У-6УЗ
ДА4-560Х-8УЗ
ДА4-560УК-8УЗ
ДА4-560У-8УЗ
ДА4-560ХК-ЮУЗ
ДА4-560Х-10УЗ
1600
2000
2500
1250
1600
2000
800
1000
1250
500
630
182,5
228
281
146,5
185
231
101
125
153,5
64,5
80
95,8
96,0
96,2
95,7
95,9
96,1
95,1
95,4
95,6
94,3
94,6
0,88
0,88
0,89
0,86
0,87
0,87
0,8
0,81
0,82
0,79
0,8
1485
1485
1482
989
989
989
743
743
742
593
593
2,0
2,0
2,0
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
0,9
0,9
0,9
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
5,7
5,7
5,7
5,3
5,3
5,3
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
45
55
65
70
80
90
87
107
120
75
87

Масса,
кг
/а
s ■
*b|s
*aN
ft .
IS «
зке
нальной нагру
и номи
о.
С
-
i s
о 2
И0Н6 SO0
О \Р
Д ON
1<
1 н
9 ffl
Тип
эл ектро д ви гате л я
о о о о о о
l><N ^t 40 Ш О
in О4! 40 0> 1П О4!
in о in о in о
О <N Г- ОО О <N
Г—< I—< f—I W-«
о о in in <n in
in" in" ■^ ^ ^f ^
0\ G\ 0\ Q\ 0\ Q>
m m ^t ^t ^t en
0\ G\ £~~ G\ 0\ G\
^ 40 l> C- l>
оо оо о о с— t>
o" o" o" o" o" o"
0\ i—< 40 <N 1П t>
^ m" m" ^ ^ ^
0\ G\-O^ G\ Q> G\
in wt,^
-— in ^t *sOcn\r\
О CS in 40 ОО О
о о о о о о
оооОто
оо о ^ in чо оо
I—<
1Г г
г* ^ ^ ^ г* ^
Д О i-1 CN i-! <N
I I—< | I—( | »-4
И 1 И 1 US I
о о о о о о
40 40 40 40 40 40
V*l *S^ V~t lTt in V~l
ЩЩ
*
ДАЗО
Серия
3000
CH^
I—(
r-i
S'S
I—<
I—<
2,4
3150
3700
4900
23,8
30
52,5
Г-в (N^ 1П 1П
in" t>" \d so
^(sqinMq
in oo^o
cn" cN"ofm"
in m in m i> in о
оо оо оо оо оо оо о>
"tf "* "* "* "* ^ ^
5500
in
6,5
о.
2,9
1490
1П О 1П О 40 О 0\
ооооооооооо01ООла> а^
о" о" о" о" о" о" о" о" о"
3600
46,3
6.8
*t
3800
4300
4900
3600
3900
66,3
82,5
103,8
46,3
73,8
4600
5300
3700
92,5
85
"1 O.vo.f~«™.,4 '*.oi.0<lrS.00«vo«4.
in" \oin\oso\G in'^m^vTin'in'in'
^ o^ o^ ^ o^ cn^ o^ inr —^ ^ o>n o| a^ счл o^ ^
4400
о
in"
OS CS
5000
4400
5000
136,3
no
136,3
in" *t in"
Op CH^ O^ CN Or СП Op
a^o^cN^ *t in^vqc^oo^o^cN^cN^cn^^in^rn^rn^^t in^vqcn v\
ЫспЫ" cn г^"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см"см" r-i"
t> on о m ~н m — in о (NOmomoo
OOOOONOOONOOONOO^ *fr *fr *fr ^" *fr ^t ON
чо c-~ oo oo os ^нтт^'Ч'^^'Л^
000000 00 00 0000000000 00^00 00 00
o"o"o" о' о" о" о" о" о" о" о" о" о" о"
mn о^ о^ о^ о^ m^ o^ тл о^ Ор оор о_ ^ m^ т^ о^ о_ in^ т^ о^ ол
—" '-Г cs" сп сп сп т" т" т" ^t" ^-Г cvf oi of <n" m" en en" cs" cn" <n"
39,0
320
0 o_ o__ or or
a.-oo"o"oCrn
°J ■* \o m i>
о о о
О О СП
^ ui vo
о ^in
—Г —Г оо
as Oscn
800
320
or mr o. o_ o_ o_ in_ 0
o>"c-^o>" ^■"rWol^X'
^f ^ m t~ t~ cn сп Щ
400
500-
630
250
320
590
00
о"
—' OCN CM СП
Os Os Os Os Os
in in *t ^ ^
--i <N ЧО t> V£) I>
00 00 C^ t>^ t> C~
o"o"o"o"o"o"
in ^ о оо о oo cn in mr Or mr in
<N СП сп о" •-<" —" <N <N CvT o" •-1" •—<Г «-Г
50,0
49,0
61,0
33,0
о о о
о о ш
^ in CN
1Л О in Ог О, in Ог О,
-—Г —Г —" --Г оо" t> in" *t"
^■^■»n.incNCNcncn
320
о о о
о о in
"t М «
*
0
en
в
i,
10250
7300
7300
150
112,5
112,5
—«^ 00^ [ 00^ ^ <N
c-~" in" ^o" ^o" J i>"
2 f-lqoo «з
_j o" 1 —" о" -н"
^- mp J in oo^ I о
<n" <n" 1 cn <n" in"
S os t~ t~ (m
in *t \os c-^
00 00^ КО t>
o" o" o" o"
94,0
90,5
in o^
oo" o"
00 OS
0,53
86,4
''l о m m | о
22 о" \so ■*" ^o"
Д 1П | <N СП ! CN
Soloolm
Xj О t~ m cs
Д ^f 1 -H CN 1 —i
7600
137,5
00
0,75
2,0
740
0,85
93,5
75,5
630
>> >.
>.>.>.
1
^ ^» ^ ^» ^ ^
s s s "
^ ?^ ^» >1
OOOOOOfS<N<N<N
^■'^■^■^■^■^■^■^■^■^■ЧО4О4О'чО4О4О4О4О000О000О0О0О0О0О
\Д\£)Л — lAinOO<N(Ninin<N(Ninini>l>iAin<Nr^ininOO
rnrn^^inininin4D40inin^^inin4040inin^^inini>l>^'^'inini>l>inini>|>
<N<Nr^<N<N<Nrnrnrncnr^<Nrnrnrnrnrnrn<N<^
I—(I—(I—(I—(I—(>—<•—ll-(—-f—(I—(l^Hf—(I—(•—4»-4f—(I—( ^-( •—(I—( t—!•—Il-(f-Ht«M^-,l—I f—I ••-« »-4 »-4 f-H ^-( f—< _«
■oooooooooooooooooooooooooooooooooooo
>.
■vf
59-
vi
CN
О
m
<
4
i—(
40
^
sO
CN
О
in
<
n
>
о
t^
00
44-
ЧО
CN
О
in
<
CL
>.
00
54-
sO
i—(
CN
О
m
<
n

fa
>
из
о
to
ОС
00
NO-
I
.О
>—•
to
no
LO
о
^
-~!
no
to
"oo
о
00
H-
СЛ
о
о
no
"to
no
со
1-Л
pi
"оо
U)
£* | Ln
no no
Ln I Ln
Ml to
*- | LO
pip
"со |"oo
^ \y
Ъо |1л
Ln
LA
to
о
ел
о
с
:>
fa
>
W
о
to
00
■ij
СЛ
1
м
)—•
СЛ
**
8
о
о
о
СЛ *-
LO LO
1л | О
no
р
1л
р
"-J
no
LO
о
р
"<]
чо
LO 1 4Й.
~J NO
н- | СЛ
tol to
►— ] u>
-°l<=
SI"*»
">_- |1л
lo
LA
о
00
£
с
э
fa fa
> >
со со
о о
to to
00 00
■ij -ij
On СЛ
1 1
н- 0О
о -^
"^ о
to у
~J
to
Ln
no
JO
1л'
s
"*.
о
"оо
^
IS
1
1
no no
J*) J—
О 1л
p p
"oo"oo
lo to
no
to
о
о
00
00
£ь 1 Ln Ln | О.
no no no ■£>
Lrt | Ln Ln 1 -Р*
tol to tol to
to lo ~J | 4^
p 1 о Я 1 о
"no
"oo £["oo
la a\ 1 a\
% j 1л 1л | О
LO LO
Ln Ln
о о
00 00
fi fi
с
Z> С
э
fa
>
w
о
to
00
in
no
1
о
>—•
to
4
Ln
00
о
~J
Ln
о
no
00
p
"oo
4*
no
Ln
о
о
о
to
no
JO
"lo
о
00
»-*
Ln
no
Ln
to 1 to
to | Ln
p
00
Ln
p
00
Ln
Ln | Ln
"-I-N*
о
о
о
СЛ
LO
Ln
<:
Э
fa fa
> >
8 8
to to
00 00
Ln Ln
NO NO
1 1
*- СЛ
°_ 'oo
к s
4
о1"
м NO
Ln to
no no
LO О
Ln to
pp
"oo"-j
■t* 00
СЛ
о
о
no
1л
no
to
о
р
"оо
Ln
Ln ~0 1 NO
Щ* в
Ln СЛ | *b
to to
00 СЛ
м о
w'S
to
LO
р
"~J
j>4 ~J jp
t-5brw
о о
О Ln
о о
СЛ 00
ш со
Ln О
о с
3
fa fa
> >
8 8
to to
T° T1
-J СЛ
NO NO
I I
СЛ 00
ч ^
>— о
2
Eg
51
<D ^D
w to
"oo
op
"*o"oo
H- H-
4D Ln
\D <&
Ln ^
to to
00 Ln
о
о
о
—
_00
1л
*о
LO
о
р
"оо
ел
~J
^
to
to
w
Polo
5 VI»
o> p 1 p
"oo "О \ "о
ОЛ 1Л
to о
Ln О
— о
*o ст\
О Ln
о «
э
fa fa
> >
ш и
о о
to to
■н -н
СТ\ СТ\
£ £
о о
— to
00 U> | СТ\
о о 1 о
*- Ln | ^0
w 1л [ 1л
*о *о
^н-
"о о
ар
-j"~j
V0 Ln
*о
J°
"о
р
"оо
1—
Ln £ь 1 Ln
vo vo vo
ОЛ Ln 1 ^
u> to | to
О Ln I LO
~P\o
wSf»
J-J J»rt 1 LA
Ъ Ъо "*j
& &
J° J0
1л Ln
О О
о to
О Ln
О С
э
fa fa fa fa to fa I
>>>>>>>
w со w из со со со
О О О О О О О
to to to to to to to
~J ~J ~J ~J ~J ~J ~J
0"\ Ln Ln Ln Ln ^ ^
f- f" f f f f ?
00 >-* »—. 00 0\ H- —
0/12У
0У1
/8У1
У1
0/12У
0У1
/10У1
*b|00CT\U>|CT\ CC*b|CCLAlO|LA
OOW-JLOOOO О ^O О
olo oolo oolo oolo
t-n
о
^D
LA
О
"-0
^D
^D 00 LA
а\ ** i^
о о о
\Q \Щ£>
JO LO иь-
"la "la о
р р р
Ъо V] а-о
а\ чо lo
00 4D LA
Р У*~
4D ^D \D
J° У1 P
"la Чл to
p p p
Ъо'ооЪо
О *-J Ю
*o ст\ ^
£b tOJ>J
1л 1л
^D \D <0
н WO
to о о
СТ\
Ln
о
*о
Ln
о о о | о
00 00 ~0 00
оо to (о
LAl-vJ („Л^!!^ -J-^JI^DLA^lLA
LA ! LO £bLA|U> 4^LAJO tOLA|U>
hJltO LON)|tO (Ои>|ЮЮЮ!ю
oo(la ola|u>CT\lo|la u> on 1 ю
p
LA
Р н- °
оо -w Хо
LA '-w („Л
РГм|оЯо|о
asb|^s«|-vi
рч I рч -J yi 1 JLA p -*J 1 LA J-Л ^LA j y*
"-0 |% "ь-1о "юи1Э0Иь- \"<\ "ooVj |"m
*>. U> W W LO LO LO
OS) CC ОС 00 00 ь- и-
J41 ^ -Г*1 «"^ Г° J° i°
JLA \л Ху1 "LA "LA LA LA
I
О »0 ^D ^O ^D 00 00
[О LO LO LO 0\ LA 0\
LA LA LA LA О LA LA
о о о о о о о
fa fa fa
> > >
со со со
О О О
to to to
-jj -j T1
ii -k. lo
0C 0C I—
< > -5
H- о .i—
2 <
00 Ul | CT\ tOI J^
О to LO LO Q
ooloolo
ЧО -P.
о
*o *o
LOO
Ln Ln
pp
"oc"-j
Ln ~0
~0 LO
р чо
1л О
ЧО 00
Z~ S°
1л "о
Ln
to
О
NO
о
ар \р
"оо "о> "оо
Ln СО | О
^0 Ln | O. 4^ | Ln
К *» 1 >— S\\ to
fowl to oil to
~j~J | i— to| i—
^o
s^
О _ 1 О
Ln ^^ | Ln
ОЛ ОЛ 1 Ln p 1 ^
"ов"1-'Гм"м|1о
LO LO [o
*~ *Tt 00
JO JO Cj
1л 1л In
00 00 00
Ln ON to
Ln Ln О
О О О
fa fa
> >
со со
О О
to to
-|J СТ\
LO CT\
^ ^
00 н-
■^ о
о "S
1<! Ю
2 2
tO 1 LA ь- 1 LO
fa
>
со
о
to
CT\
CT\
^
00
о
s
tol 4i-
й!8§!ё8!8
LO
Ln
О
00
NO
Ln
О
^!
CT\
0"\ LO
1л 1л
NO 00
j— уз
"о 1л
° p
00 bl
СП 00
^
1л
VD
о
p
"-J
CT\
Ln ] --J. ^ 1 Ln
vo 4b vo vo
^ 1 ^- Ln | LO
tol to tol to
0\| H- CT\ |i—
p
"oo
Ln
Я о
s;"^
p
Ln
p 1 Ln J-n 1 ^
"*-]"to-"to|"~j
00 CT\
a~J J°
1л 1л
00 OO
to £
О Q
О С
to
NO
о
00
NO
~J
p
"-J
L0
Ln
О
1л
чо
Ln
О
"oo
to
Ln 1 ~J
NO ^
Ln | tO
tol to
o. j >—
pip
"nD|CTV
CT\ 1 Ln
ъ\ъ
CT\
JO
1л
00
ё
о
fa
>
со
о
to
CT\
0"\
*»
СЛ
■<
00
8
NO
JO
о
s
"o
p
"oo
00
NO
00
00
to
LO
p
"-J
Ln
Ln
Ъ\
CT\
JO
1л
00
LO
8
fa
>
со
О
to
CT\
Ln
4*
О
)_i
to
>— | to
** Ln
Ln 1 О
LO
У
1л
00
p
"oo
О
V
00
Ul
p
"en
NO
p
"o
p
"~J
LO
£ь | Ln
NO NO
-J 1 ^
.■^lj°
spl ^
r* L°
V l oo
У1 \У*
"oo |1л
LO
J-J
1л
~J
<1
О
о
fa
>
со
О
to
CTN
Ln
4*
00
о
s
И- | LO
ON tO
Olo
to
aLn
О
00
__NO
"o
p
"CTN
00
4*
1л
NO
О
О
"оо
Ln 1 ^0
NO ^
Ln | LO
У\ J°
to|1»
.
"^
р
Ln
p^ \y
1л |1л
LO
<]
1л
~J
~J
О
О
и;
1 н
я S
S ^
S
»f
>г
J
^g
I
COS фном
ff
filf
• -я1
ер,85
sir
7.
1,
4
»
При номина.
а
V
ной нагрузке

Продолжение табл. 6.1
Тип
электродвигателя
При номинальной нагрузке
кВт
'НОМ'
А
/о
НОМ:
об/мин
м,
max*
отн.
ед.
отн.
ед.
отн.
ед.
J,
КГ-М2
Масса,
ДАЗО4-400ХК-4У1
ДАЗО4-400Х-4У1
ДАЗО4-400У-4У1™.
ДАЗО4-450Х-4У1 г:
ДАЗО4-450У-4У1 ...
ДАЗО4-400ХК-6У1
ДАЗО4-400Х-6У1
ДАЗО4-400У-6У1
ДАЗО4-450Х-6У1
ДАЗО4-450У-6У1
ДАЗО4-400Х-8У1
ДА304-13-44-8У1
ДАЗО4-400У-8У1
ДА304-13-52-8У1
ДАЗО4-450Х-8У1
ДА304-14-42-8У1
ДАЗО4-450УК-8У1
ДА304-14-49-8У1
ДАЗО4-450У-8У1
ДАЗОИ4-59-8У1
ДАЗО4-400У-10У1
ДАЗО4-450Х-10У1
ДАЗО4-450У-10У1
ДАЗО4-450Х-12У1
ДАЗО4-450У-12У1
Серия ДА304*»4''
315
400
500
630
800
250
315
400
500
630
200
250
315
400
500
200
250
315
200
250
38,0
47,0
58,5
73,5
92,0
31,0
38,0
48,0
60,0
75,5
27,0
32,5
40,5
50,5
62,0
28,1
33,0
40,5
28,0
34,0
93,7
94,3
94,7
94,7
95,0
93,5
93,8
94,2
94,4
94,7
93,0
93,5
93,7
94,0
94,3
92,5
92,9
93,3
92,2
92,7
0,86
0,87
0,87
0,87
0,88
0,83
0,85
0,85
0,85
0,85
0,77
0,79
0,8
0,81
0,82
0,75
0,79
0,8
0,75
0,76
1484
1484
1484
1485
1485
987
987
987
988
988
740
740
741
741
741
589
589
589
491
491
2,8
2,8
2,8
2,6
2,6
2,6
2,6
2,6
2,5
2,5
2,4
2,4
2,4
2,4
2,4
2,3
2,3
2,3
2,3
2,3
1,5
1,5
1,5
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
7,0
7,0
7,0
7,0
7,0
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,0
6,0
6,0
6,0
6,0
6,0
6,0
6,0
5,5
5,5
10
12
14
22
26
16
19
22
33
39
20
21
23
37
39,5
43
45
50
52,5
23
38
43
41
46
2190
2330
2630
2900
3300
2220
2380
2650
2950
3350
2340
2460
2610
2525
2870
3100
3200
3350
3470
3700
2590
2770
3100
2890
3200
*' А - асинхронный, A3 — то же в закрытом исполнении, АП — то же в продуваемом; первые
две цифры означают габарит, вторые — длину сердечника, см; последние — число полюсов.
*2 А — асинхронный; 2, 4 — номер серии; 400 и др. — высота оси вращения, мм; S и др. — услов-
ное обозначение длины; 4—12— число полюсов; УЗ — климатическое исполнение.
*? 2 — номер серии; А—асинхронный; В —водяное охлаждение; 8000 — номинальная мощность на
валу, кВт; 6000 — номинальное напряжение, В.
*4 АДО — асинхронный двигатель обдуваемый; первая группа цифр — номинальное значение ак-
тивной мощности на валу, кВт; вторая группа цифр — синхронная частота вращения, об/мин;
климатическое исполнение и категория размещения.
*5 АНЗ — асинхронный, нормальное исполнение, закрытый; 2 —номер серии; 14—17 —поряд-
ковый номер габарита; 31,...,83—полная длина сердечника статора, см: 6,...,16— число полюсов;
У1, УЗ, УХЛ4 —климатическое исполнение.
*<> АО — асинхронный обдуваемый; 11 — порядковый номер габарита; 3 или 4-условная длина
сердечника; число полюсов; М — модернизированная серия.
*7 АР, АПР, A3, АЗП — асинхронный, разомкнутый (Р) или замкнутый (3) цикл вентиляции,
продуваемый (П) под избыточным давлением; АС, АСП — асинхронный с расположением охлади-
телей в яме под машиной, исполнение на стояковых подшипниках (С), продуваемый; АЗС, АЗСП—
асинхронный с замкнутым циклом вентиляции с расположением охладителя над машиной, на
стояковых подшипниках, продуваемый; первая группа цифр — номинальная активная мощность на валу,
кВт; вторая — номинальное напряжение, В.
*8 2, 4 — порядковый номер серии; А — асинхронный, 3 — замкнутая, Р — разомкнутая система вен-.
тиляции; М —нормальный пусковой момент для привода механизмов с нормальными условиями
пуска, в том числе с повышенным значением момента инерции (Л — с пониженным пусковым мо-
ментом для привода механизмов с легкими условиями пуска); В — взрывонепроницаемая оболочка;
П — продуваемый под избыточным давлением; 1 —с подшипниками скольжения; первая группа цифр —
номинальная мощность на валу, кВт; вторая — номинальное напряжение. В; УЗ, У4, УХЛ4 —кли-
матическое исполнение и категория размещения.
*д ВАН — вертикальный, асинхронный, нормальное исполнение; (АВ) — асинхронный вертикаль-
ный—заводское обозначение серии; 14—17 — порядковый номер габарита; 26,...,69 — условная длина
сердечника статора, см; 8,...,16 — число полюсов; К —исполнение с дополнительными контактными
кольцами для привода насосов с электромеханическим устройством поворота лопастей.

Продолжение табл. 6.1
*10 ВАН —вертикальный, асинхронный, нормальное исполнение; 118,...,215 —наружный диаметр
сердечника статора, см; 23,...,59 — длина сердечника статора, см; 8,...,16 — число полюсов; К — см.*9; УЗ —
климатическое исполнение и категория размещения.
*п ВАО — взрывобезопасный асинхронный, обдуваемый; 2 —номер серии; 450, 560 —высота оси
вращения, мм; S, M, L —условная длина станины; А, В —условная длина статора; 2,...,8 — число
полюсов; У2, У5 — климатическое исполнение и категория размещения.
*12 ВДН — вертикальный закрытый асинхронный двигатель наружной установки; 170 и 213 — на-
ружный диаметр сердечника, см; 34,...,54 — длина сердечника статора, см; 10,...,16 — число полюсов.
*13 ДА — двигатель асинхронный; 4 — номер серии; 560 — высота оси вращения, мм; X, Хк, У, Ук —
условное обозначение длины электродвигателя; 4—12 — число полюсов; УЗ — климатическое исполнение
и категория размещения.
*14 ДАЗО — двигатель асинхронный закрытый обдуваемый; 2, 4 — номер серии; 12—14, 16—18 —
порядковый номер габарита; 36,...,89 — полная длина сердечника ^статора, см; 400, 450 — высота
оси вращения, мм; X, ХК, У, УК — условное обозначение длины электродвигателя; 4,...,12 —
число полюсов (для двухскоростных двигателей сначала указывается число полюсов для большей,
затем за косой — для меньшей частоты вращения); М — модернизированная серия; У1 — климати-
ческое исполнение и категория размещения.
Примечания: 1. Для электродвигателей серии А в числителе дана масса электродвигателей
исполнения А, в знаменателе — исполнений A3, АП; серии А2 в числителе — масса для случая, когда
станина статора выполнена в сварном варианте, в знаменателе — когда она выполнена литой чугунной;
серии АДО в числителе — масса без плиты, в знаменателе — с плитой.
2. Климатическое исполнение и категория размещения даны в соответствии с ГОСТ 15150 — 69"
и 15543-70".
Установившийся режим работы асинхрон-
ного ЭД при номинальных значениях напря-
жения и нагрузки иа налу. Потребляемая из
сети активная мощность, кВт,
"л. homj — "uomj ' Ю /Ином ~р (°-1)
где j — порядковый номер ЭД; PKOMj — но-
минальная активная мощность на валу ЭД,
кВт; Лном; — номинальный КПД ЭД, %.
Ток намагничивания. А,
- COS фномДМшк/ + ]/MLxj Г *)1 (&2)
где ImMj— номинальный ток ЭД, А;
cos Фном/ — номинальный коэффициент мощ-
ности ЭД, отн. ед,; MmaxJ — кратность макси-
мального момента ЭД, отн. ед.
Мощность намагничивания, потребляе-
мая из сети, квар,
Ум. ном; ~ у * ^homj'm. homj" Ю » \р.э)
где UKOMj — номинальное напряжение ЭД, В.
Мощность рассеяния, потребляемая из
сети, квар,
бр.ном/ ~ У "iiomj'homj у 1 — C°S фному х
X Ю"3 - 6m.Homj- (6.4)
Номинальное скольжение, отн. ед.,
shomj = 1 - «ном;7«синх; = 1 — "ном;Р//3000, (6.5)
где «ном; — номинальная частота вращения
ЭД, об/мин; nCKKXj — синхронная частота вра-
щения магнитного поля статора ЭД, об/мин;
Pj — число пар полюсов ЭД.
Установившийся режим работы асинхрон-
ного ЭД при неноминальных значениях напри-
жения и нагрузки на валу. Потребляемая из
сети активная мощность, кВ,
Рщ == ^з/^д. homjK у, (6.6)
где
Ки = U,/Umfi (6.7)
U,-— напряжение на зажимах ЭД, В; Ки —
относительное значение напряжения на за-
жимах ЭД, отн. ед.; К3; — коэффициент за-
грузки ЭД по активной мощности, отн. ед.
Потребляемая из сети реактивная мощ-
ность, квар,
Qpj = 6м. ном j^ и + 6р. homjK т}/К- U- (6-8)
Потребляемый ток, А,
1щ = ]/РдгН21/ ■ Ю3/(1/з KvUKmj). (6.9)
Коэффициент мощности, отн. ед.,
cos фд, = Рщ/]/Р%ТЩ. (6.10)
Скольжение и частота вращения вала
ЭД, отн. ед.,
- ]/(Мт,,,К!АрА/ - slPp ■ (6-11)
и.ю-= 1 - sw-; (6.12)
где sKpj — критическое скольжение ЭД, отн. ед.;
ntyj — частота вращения ЭД, отн. ед.
Частота вращения ЭД, об/мин,
"w = "*w"™hxj. (6.Н)
Режим разворота асинхронного ЭД при
пуске и самозапуске. Ток, потребляемый из
сети, А,

: КщКуКиино^/]/Ъ;
^ = l/l+St.p//l/(l+SKpj/S,;)2
(6.15)
(6.16)
Ц1 кратность пускового тока ЭД при
где К
номинальном напряжении и скольжении, рав-
ном единице, отн. ед.; s„ — текущее скольже-
ние ЭД, отн. ед.
Ток, потребляемый из сети, отнесенный
к номинальному току ЭД, отн. ед.,
h
■ КуКщКц.
(6.17)
Вращающий^момент, развиваемый ЭД
при скольжении g]j, отн. ед.:
с параметрами обмотки ротора, незави-
сящими от скольжения (высота стержней
обмотки ротора менее 10 мм), рис. 6.1,
кривая 1:
MBJ = 2MmaxJKll(s(jlsKpi + Stpjlsi,); (6.18)
с параметрами обмотки ротора, завися-
щими от скольжения из-за проявления дей-
ствия эффекта вытеснения тока (высота
стержней обмотки ротора более 10 мм),
рис. 6.1, кривая 2:
щ =
2М
*-iV±imtx
Jii_
хкр/
2М
. sv
k Skp./
+
rta\
+
fib
?SL
sij
fib
S4V
Si)
M„
при s;,- «S ^;
(6.19)
+ Мдоп/ при l^Sij^sKpj;
[Mnj - 2М,ШЛ./кр//(1 +
+ 4РД Kb l/Csy - Skp,)/(1 - sKp/), (6.20)
где МГ|/ — кратность пускового момента ЭД,
отн. ед.
Частота вращения ротора ЭД определя-
ется из решения уравнения движения ро-
тора:
-г, dn,-i
dT,
■ М
v
Мф
(6.21)
%j,Wcj,0TH
2,f
2,0
V
1,2
Of
f
эд-
■7-
Л
Ъ
2-
5У>
I
Г-Ц.
Tjj = 47,^^,(364 000 ■ Рном/), (6.22)
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 Hmi„j
/7ц,отн.ед.
Рис. 6.1. Расчетные зависимости момента вра-
щения ЭД Мщ и момента сопротивления
механизма М . от частоты вращения п..:
/—5 — выполненные соответственно по формулам
(6.18), (6.19), (6.25), (6.26), (6.29)
где Tjj — механическая постоянная времени
агрегата, с; J( — момент инерции агрегата
(электродвигателя и механизма), кг ■ м2
(табл. 6.2 — 6.16); dn^/dTi — производная час-
тоты вращения Пц ЭД по времени Ть
отн. ед./с; Mcj — момент сопротивления ме-
ханизма, отн. ед.
Уравнение (6.21) ввиду нелинейной зави-
симости Мд/ и Мщ от частоты вращения
не имеет решения в общем виде. Поэтому
для получения решения используется один
из приближенных численных методов, на-
пример метод Эйлера, который позволяет
определить изменение частоты вращения ЭД
за промежуток времени AT:
Диэ = (M,v - М,,) AT'/Tjj (6.23)
и частоту вращения ротора ЭД в конце
интервала времени AT:
"у = "<.--Ш + Диг/. (6-24)
где Пц и и(1-_ 1) j — частота вращения ЭД в
конпе и начале расчетного интервала вре-
мени AT
Таблица 6.2. Вентиляторы дутьевые котельные
Тип механизма
ВД-6
ВД-8
Номинальные параметры при
Подача,
тыс. м5/ч
6,5
10
Полное давле-
ние, кПа
2,14
1,68
Чтах
Частота враще-
ния, об/мин
1500
1000
1000
750
инерции,
кг-м2
2,25
7

Продолжение табл. 6.2
Тип механизма
ВД-10
ВД-12
ВД-13,5*1
ВДН-14-П
ВДН-14-Пу*2
ВДН-15
ВД-15,5*1
ВД-18
ВД-20
ВДН-16-П
ВДН-16-IIy*2
ВДН-17
ВДН-18-П
ВДН-18
ВДН-18-11у*2
ВДН-19у
ВДН-20
ВДН-20-П
ВДН-20-IIy*2
ВДН-20,5у
Номинальные параметры при Ц,шх
Подача,
тыс. м3/ч
20
35
87,5-35
65,5-26
44-16,5
80
59
78
129,5-50
100-38
80-30,5
80
100
112
84,95
84,95
67,7
82,5
62,3
113
180
135
156
120
152
115
85
117
88
100
215
240
180
222
173
165
125
170
127
155
Полное давле-
ние, кПа
2,64
3,8
4,96-4,48 "
2,82-2,57
1,24-1,12
2,38
2,05
8,38
6,54-5,92
3,7-3,33
2,38-2,14
2,45-3,43
2,45-3,43
2,77
1,57
1,57
1,0
2,39
1,36
ИЛ
3,53
2,06
3,74
2,19
3,79
3,58
2,06
3,51
1,98
2,45
4,62
4,31
2,45
4,51
2,68
4,41
2,45
4,27
2,44
4,86
Частота враще-
ния, об/мин
1000
750
■ 1000
750
1000
750
500
1000
1000
1500
1000
750
600
750
600
1000
750
750
600
1000
750
1500
1000
750
1000
750
1000
1000
750
1000
750
10%
1000
1000
750
1000
750
1000
750
1000
750
1000
инерции,
кг-м2
14,5
33,8
56
137,5
120
88,3
115
265,5
433,8
220
18,7,5
145,3
4О0
332,5
350
350
500
575
500
475

Продолжение табл. 6.2
Тип механизма
ВДН-22-Пу
ВДН-24у
ВДН-24-Пу
«р..
ВДН-24 х 2-Цу '*
ВДН-25у
ВДН-25 х 2
ВДН-25 х 2-1
ВДН-26у
ВДН-26-IIy
ВДН-28-IIy
ВДН-28,6-Пу
В ДН-30,5 х 2-1
ВДН-31,5
ВДОД-31.5*з
ВДН-32Б
ВДН-36х2
ВО-1-16/11
Номинальные параметры при г\тах
Подача,
тыс. м3/ч
210
167
200
275
220
500
400
600
480
220
500
380
520
580
240
350
280
420
338
430
345
500
400
900
367
783
855
800
850
475
384
1450
1555
215
Полное давле-
ние, кПа
3,23
2,06
3,82
3,87
2,45
3,62
2,55
3,62
2,35
4,18
8,09
4,7
7,84
8,53
4,62
4,56
2,89
4,85
3,11
4,61.
2,94
5,37
3,38
14,1
9,42
5,9
7,02
5,5
6,24
6,08
3,97
14,31
13,23
4,41
Частота враще-
ния, об/мин
750
600
750
750
600
750
600
750
600
750
1000
750
1000
1000
750
750
600
750
600
750
600
750
600
1000
750
600
600
750
600
1000
1500
инерции,
кг ■ м2
825
1200
1200
2150
1425
2250
2325
1625
1575
2725
3250
7750
4250
5875
5750
4400
17500
128,3
*1 Значения подачи и полного давления приведены для границ зоны rj = 0,9г\тах.
*2 С узким колесом.
*5 Над чертой указаны подача и полное давление при г\тах, под чертой — при режиме максималь-
ного регулирования «Вверх» по квадратичной параболе, проходящей через точку т\тах и начало координат-
ной системы Q — Н.

Продолжение табл. 6.2
Примечание. Обозначения типов вентиляторов в порядке следования букв и цифр: ВДН (кроме
ВДН-36х2 и ВДН-25 х 2) — вентилятор дутьевой центробежного типа с назад загнутыми лопатками;
диаметр рабочего колеса, дм; двустороннее всасывание (х2); индекс аэродинамической схемы (II);
унифицированный (у); у— с узким рабочим колесом; ВДН-36х2 и ВДН-25 х 2 — воздуходувки (обозна-
чения те же); ВДОД — вентилятор дутьевой осевой двухступенчатый; ВО-1-16/11 — то же одноступенчатый,
11—диаметр втулки рабочего колеса, дм; ВД — вентилятор дутьевой одностороннего всасывания.
Таблица 6.3. Вентиляторы горячего дутья
Тип механизма
ВГДН-21
ВГД-20у
ВГДН-19
ВГДН-19Б
ВГДН-17
ВГДН-15
ВГДН-15,5у
ВГДН-13,5у
ВГДН-12,5
ВГДН-11,2
Номинальные параметры при г^,,-
Подача,
тыс. м3/ч
143
138
146
102
108
113
77,4
85
60
27
19
Полное давле-
ние, кПа
3,75
3,04
2,7
2,48
2,46
4,9
. 3,79
2,81
2,15
1,07
0,86
Частота враще-
ния, об/мин
1000
750
1000
150а
1000
инерции,
кг-м2
550
433,8
950
167,5
102,5
118,8
56,3
-
Примечание. В обозначении типа механизма в порядке следования букв и цифр: ВГД и
ВГДН — вентилятор горячего дутья соответственно с вперед и назад загнутыми лопатками; диаметр
рабочего колеса, дм; унифицированный (у); Б — Барнаульский котельный завод.
л
Таблица 6.4. Вентиляторы мельничные
Тип механизма
ВМ-15*1
ВМ-17
ВМ-18А
ВМ-20А
ВМ-40/750-1Б*2
BM-40/750-IIy
ВМ-50/1000-Пу
ВМ-50/Ю00-1Б
ВМ-75/1200у
ВМ-100/1000у
ВМ-100/1200у
ВМ-180/1100
ВМ-180/1100-1
ВМ-75/1200-Пу
ВМ-160/850у
ВМ-160/850-1
ВВСМ-1у*з
BBCM-1-I
Номинальные параметры при f\mca
Подача,
тыс. м3/ч
38
58
108
150
40
40
54
50
75
90
90
180
180
75
160
160
14
14
Полное давле-
ние, кПа
7,15
9,02
10,44
12,64
7,5
3,74
5,34
10,3
12,3
9,85
П.5
12,54
14,5
■2,81
8,82
8,58
5,2
5,2
Частота враще-
ния, об/мин
1500
ч.
%
i%
•
1000
1500
кг-м2
83,75
190
238,8
382,5
80
80
155 ■
155
225
192,5
217,5
437,5
437,5
225
625 •
625
31,25
31,25

Продолжение табл. 6.4
Тип механизма
ВВСМ-2у
BBCM-2-I
ВВСМ-Зу
BBCM-3-I
Номинальные параметры при
Подача,
тыс. м5/ч
33
33
60
60
Полное давле-
ние, кПа
5,02
5,02
4,66
4,66.
"*\тах
Частота враще-
ния, об/мин
1000
инерции,
кг- м2
67,5
67,5
75
75
*' Вентилятор*яельничный с назад загнутыми лопатками одностороннего всасывания (ВМ); цифры
означают диаметр рабочего колеса, дм; А—индекс аэродинамической схемы.
*2 Вентилятор «мельничный одностороннего всасывания; первая группа цифр — подача, тыс. м5/ч,
вторая — полное давление, кгс/м2; у — унифицированный, I и II — индекс аэродинамической схемы;
Б — Барнаульский котельный завод.
*3 Вентилятор валковый среднеходной мельницы; 1, 2, 3 — типоразмер вентилятора; у — унифици-
рованный; 1 - индекс аэродинамической схемы.
Таблица 6.5. Дымососы котельные
Тип механизма
Д-8
Д-Ю
Д-12
Д-13,5*1
Д-13,5х2у
ДН-15
Д-15,5*1
Д-15,5х2у
ДН-17
Д-18*1
Д-18х2
ДН-18х2у
ДН-19
Номинальные параметры при х\тах
Подача,
тыс. м5/ч
10
8
20
15
35
27,5
87,5-35
65,5-26
44-16,5
101
75
50
75
129,5-52
100-38
80-30,5
105
~ 80
109,5
170-50
140-20
180
143
240
102
77
Полное давле-
ние, кПа
1,06
0,59
1,65
0,94
2,33
1,34
3,09-2,8
1,75-1,9
0,77-0,7
3,1
1,7
0,76
6,31
4,07-3,67
2,33-2,07
1,48-1,33
2,35
1,5
8,07
3,09-2,65
2,01-1,76
3,23
2,04
1,47
4,48
2,35
Частота враще-
ния, об/мин
1000
750
1000
750
1000
750
1000
750
600
1000
750
600
1500
1000
750
600
750
600
1500
750
600
750
600
750
1000
750
инерции,
кг-м2
8,5
25,5
64
95
212,5
102,5
156,5
335
167,5
328,8
725
575
397,5

Продолжение табл. 6.5
Тип механизма
Д-20*1
Д-20 х 2
ДН-21
ДН-21ГМ
ДН-21 х 2у
Д-21,5х2у
ДН-22; ДН-22ГМ
ДН-22 х 2*2
ДН-22 х 2-0,62;
ДН-22 х 2-0,62ГМ
ДН-24; ДН-24ГМ
ДН-24 х 2*2
ДН-24 х 2-0,62
ДН-24 х.2-0,62ГМ
Д-25х2ШБ;
Д-25 х 2ШБГМ
ДН-26;
ДН-26ГМ
ДН-26 х 2у
ДН-26 х 2*2
ДН-26 х 2-0,62;
ДН-26 х 2-0,62ГМ .-
ДОД-28,5;
ДОД-28,5ГМ;
ДОД-28,5-1;
ДОД-28.5-1ГМ
ДОД-ЗЦ5Ф
ДОД-ЗЦ5ФГМ
Номинальные параметры при г\тах
Подача,
тыс. м3/ч
200-70
180-50
245
195
138
105
143
390
305
242
142
112
285
289
176
145
370
375
650
242
190
500
. 475
477
585
680*2
850
930*2
850
985*2
Полное давле-
ние, кПа
3,82-3,23
2,55-2,11
4,0
2,53
5,48 "~
2,87
5,73
1,96
4,61
2,94
3,19
2,06
3,31
3,23
3,82
2,45
3,9
3,85
4,9
4,49
2,86
3,43
4,59
4,51
' 3,76
5,12*2
3,64
4,69*2
3,64
4,9*2
Частота враще-
ния, об/мин
750
600
750
600
1000
750
1000
750
750
600
' 750
600
750
600
750
750
600
750
600
750
600
750
600 .
750
750
ih
600
500
инерции,
кгм2
535
1125
562,5
550
985
1300
800
1325
1575
1125
1925
1925
2812,5
1875
2375
3500
3500 .
5000
5375

Продолжение табл. 6.5
Тип механизма
ДО-31,5-Ш;
ДО-31,5ГМ-Ш
ДОД-31,5;
ДОД-31,5ГМ
ДОД-41-1; щ'--
ДОД-41-1ГМ ,.
ДОД-41;
ДОД-41ГМ
ДОД-43;
ДОД-43ГМ
Номинальные параметры при
Подача,
тыс. м'/ч
800
725 ■
850*2
1140
1300*2
1080
1200*2
1335
1520*2
Полное давле-
ние, кПа
3,38
3,19
4,35*2
2,63
3,33*2
3,14
4,12*2
3,49
4,53*2
^Ъпах
Частота враще-
ния, об/мин
500
500
375
375
375
инерции,
кг- м2
5000
5000
24275
23175
22 500
23 475
28 875
24700
*' Значения подачи, полного давления для границ зоны с Т| = 0,9Т|,„ад-.
*2 При режиме максимального регулирования «Вверх» по квадратичной параболе, проходящей через
точку T|mav и начало координат системы Q — H.
Примечание. Обозначение типа механизмов в порядке следования букв и цифр: Д и ДН, ДО
и ДОД — соответственно дымосос с вперед и назад загнутыми лопатками, дымосос осевой и осевой
двухступенчатый; диаметр рабочего колеса, дм; двустороннее всасывание (х2), без этого обозначения —
всасывание одностороннее; у — унифицированный; Ф, ГМ — форсированный, для газомазутного топлива;
Ш — широкое рабочее колесо; Б — Барнаульский котельный завод, I - III — индекс аэродинамической
схемы.4"
Таблица 6.6. Дымососы для агрессивных газов
Тип механизма
ДН-11,2НЖ
ДН-12,5НЖ
ДН-15НЖ
ДН-17НЖ
ДНЖ^19НЖ
Номинальные параметры при т\тах
Подача,
тыс. м'/ч
19,3
26,7
50,3
75
73,3
109,5
90,0
102
Полное давле-
ние, кПа
0,86
1,07
1,56
3,49
1,99
4,48
2,82
2,48
Частота враще-
ния, об/мин
1000
1000
1000
1500
1000
1500
1000
инерции,
кг-м2
-
-
102,5
167,5
397,5
Примечание. Обозначение типа механизма в порядке следования цифр н букв: дымосос с назад
загнутыми лопатками; диаметр рабочего колеса, дм; нержавеющий.
Таблица 6.7. Дымососы рециркуляции дымовых газов
Тип механизма
ГД-20-500у
ГД-26 х 2
ГД-26 х 2-1
Номинальные параметры при Т|ПШЛ-
Подача,
гыс. м'/ч
200
520
600
Полное давле-
ние, кПа
4,8
5,34
5,49
Частота враще-
ния, об/мин
1000
1000
инерции,
КГ' М2
600
4000
3750

Продолжение табл. 6.7
Тип механизма
ГД-31
Номинальные параметры при Чиах
Подача,
тыс. м3/ч
345
330
Полное давле-
ние, кПа
4,02
4,2
Частота враще-
ния, об/мин
750
инерции,
кг-м2
4735
4375
Примечание. Обозначение типа механизма в порядке следования букв и цифр: дымосос ре-
циркуляции дымовых газов; диаметр рабочего колеса, дм; одностороннего (без специального обозначения)
или двустороннего (х 2) всасывания. ^
Таблица 6.8. Циркуляционные насосы
Тип механизма
ЦН 900/310
(14М12х4)
ОПВЗ-87
600В-1.6/100А
(28В-12)
ОПВ5-87
ОПВ2-87
ОПВ6-87
ОПВЗ-110
800В-2.5/100А
(32В-12)
800В-2.5/40
(36В-22)
ОПВ6-87
ОПВ2-110
ОПВ5-П0
ОПВ6-110
1000В-4/63
(40В-16)
1000В-4/40
(44В-22)
Д1200/24
(48Д-22)
ОПВ6-110
ОПВ2-145
ОПВ5-145
ОПВ6-145
ОПВ10-145
ОПВЗ-185
ОПВЮ-185
ОПВ11-185
1200В-6,3/100А
(52В-11)
1200В-6.3/63
(52В-17)
Номинальные параметрь
Подача,
тыс. м3/ч
1,01
11,7
5,47
11,5
10,8
10,6
18,7
8,6
9,4
8,82
18
19,3
18
12,3
13,5
12,6
13,3
30,6
33,5
30,6
33,5
50,4
64,1
67,7
21,9
21,2
Полное
давление, м
294
21
90
9,7
13,6
6,8
22
90
40
4,8
15
10,5
7,5
60
40
23,5
4,2
• 14,7
10,5
■ 7,4
17
19,2
23
18
88
59
Частота враще-
ния, об/мин
1500
750
600
-
500
500
Ч-
3.
375
Момент
инерции,
кг-м2
65
142,5
25
25
>25
150
207
71,2
25
150
150
150
308
203
• 108
150
300
300
300
300
1000
1000
1000
2130
1375

Продолжение табл. 6.8
Тип механизма
ОПВ2-185
1200В-6,3/40
(58В-22)
ОПВ6-145
ОПВ6-185
ОПВ10-260Г «£.
ОПВ11-260Г
1600В-10/40
(72В-22)
Номинальные параметры
Подача,
тыс. м'/ч
50,4
19,2
24,5
44
13,3
145,8
31,4
Полное
давление, м
16,5
25,6
4,6
5,5
26
19,3
27,8
Частота враще-
ния, об/мин
300
250
инерции,
кг- м2
1000
889
300
1000
.7500
7500
2092
Примечания: 1. Обозначения типа механизма в порядке следования букв и цифр: ЦН900/310 —
центробежный, высоконапорный, четырехступенчатый с горизонтальным разъемом насос, 900 — подача,
м'/ч, 310 —напор, м; ОПВП-260Г — осевой поворотно-лопастной вертикальный насос, 11(2, .... 10) —
номер модели рабочего колеса, 260(87, ПО, 145, 185) — диаметр рабочего колеса, см, Г — гидравлический
привод разворота лопастей; 600В-1,6/100А — диаметр напорного патрубка, мм, вертикальный (В), подача
перекачиваемой жидкости, м'/с, рабочее колесо, отличное от основного (А); Д1200-24 — насос двусторон-
него всасывания, 1200 — подача, м'/ч, 24 — напор, м.
2. В скобках указаны применявшиеся ранее обозначения насосов.
Таблица 6.У. Питательные насосы
Тип механизма
ПЭ 65-42-2
ПЭ 65-56-2
ПЭ 100-56-2
ПЭ 150-56
ПЭ 150-67
ПЭ 150-145
ПЭ 250-180-2
ПЭ 270-150-2
ПЭ 380-185-2
ПЭ 380-200-2
ПЭ 500-180-2
ПЭ 500-180-4
ПЭ 580-185-2
ПЭ 580-200-2
ПЭ 600-300
ПЭ 600-300-2
ПЭ 720-185-2
СВПЭ 320-550
5Ц10
ПД 650-160*2
(12ПД-8)
Номинальные параметры
Подача,
м'/ч
65
65
100
150
150
150
250
270
380
380
500
500
580
600
" 720
550
270
650
Напор,
м
440
580
580
580
580
1580
1975
1580
2030
2190
1975
2030
2190
3290
2030
3200
1500
158
Частота
вращения.
об/мин
3000
Момент
инерции.
кг- м2
1,3
1,4
1,6
1,8
2,05
11,3
4,8
3,7
6
6
6,3
6
5
6
8,4
5
137*1
3,5
0,6
*' Суммарный (насос и идромуфта + редуктор), приведенный к ведомому валу гидромуфты,
момент инерции.
*2 Предвключенный питательный насос с рабочим колесом двустороннею всасывания.
Примечание. Обозначение типа механизмов в порядке следования букв и цифр: ПЭ - питательный
злектронасос; поминальное значение подачи, м'/ч; напор, развиваемый насосом при номинальных
подаче, частоте вращения и рабочей температуре жидкости, м; номер модификации; СВПЭ — питатель-
ный электронасос для энергоблоков на сверхвысокие параметры.
\

Таблица 6.10. Насосы общего назначения
1.
Тип механизма
ЦН400-105
(ЗВ-200 х 2)
ЦН400-210
(ЗВ-200 х 4)
ЦН1000-180
(10НМК х 2)
Д2000-21 (16НДн)
Д2000-100(20Д-6)
Д2500-62(18НДс)
Д3200-33(20НДс)
Д3200-75 (20НДс)
Д4000-95 (22НДс)
Д2500-17(20НДн)
Д2500-45 (20НДс)
Д3200-55(22НДс)
Д5000-32(24НДн)
Д6300-27(32Д-19)
Д6300-80(24НДс)
Д3200-20(24НДн)
Д5000-50(24НДс)
Номинальные параметры
Подача,
м'
400
400
1000
2000
2000
2500
3200
3200
4000
2500
2500
3200
5000
6300
6300
3200
5000
Напор,
м
105
210
180
21
100
62
33
75
95
17
45
55
32
27
80
20
50
Частота
об/мин
1500
1000
750
600
инерции,
кг-м2
7,5
9,5
7,5
8,8
12,8
12,5
12,5
17,5
47,5
12,5
17,5
47,5
21,3
21,3
55
21,3
55
Примечания: 1. Обозначение типов насосов в порядке следования букв и цифр: ЦН —
центробежный насос, Д — то же двустороннего входа; подача, м3/ч; напор, м.
2. В скобках указаны применявшиеся ранее обозначения центробежных насосов, в которых- по
порядку первая группа цифр (10,...,32) — диаметр напорного патрубка, мм, уменьшенный в 25 раз; буквы
НМК — насос многоступенчатый с горизонтальным разъемом корпуса, К — завод-изготовитель; НДн,
НДс — насос одноступенчатый двусторонний низконапорный (н) и средненапорный (с); Д— насос
одноступенчатый с осевым разъемом корпуса и рабочим колесом двустороннего входа; вторая^ группа
цифр — число рабочих колес (х 2) и коэффициент быстроходности насоса, уменьшенный в 10 раз и
округленный (6 и 19).
Таблица 6.11. Сетевые насосы
Тип механизма
СЭ 2500-180
(18СД-13)
СЭ 5000-160
СЭ 1250-70
(14СД-9)
СЭ 1250-45
СЭ 2500-60
(24СД-15)
СЭ 5000-70
СЭ 800-100
(12СД 10x2)
СЭ 1250-140
(14СД 10x2)
Номинальные параметры
Подача,
м^/ч
2500
5000
1250
1250
2500
5000
800
1250
Напор,
м
180
160
70
45
60
70
100
140
Частота
вращения,
об/мин
3000
1500 "'
%
инерции.
кг- м2
1,98
3,88
2,25
1,98
3,45
4,95
2,25
3,63
Примечание. Обозначение типа насосного агрегата в порядке следования букв и цифр: СЭ —
сетевой центробежный, горизонтальный для подачи воды в теплофикационную сеть; номинальное значение
подачи, м3/ч; напор, м, развиваемый насосом при номинальных подаче, частоте вращения и рабочей
температуре жидкости.

Таблица 6.12. Конденсатные насосы
Тип механизма
ЦН 1600-220
ЦН 1500-240
ЦН 1000-220
КсВ 200-220
КсД 230-115/3
(10 КсД 5x3)* w.
КсД 320-160 х-
(12 КсД 9x4) «'
КсВ 360-160
КсВ 320-210
КсВ 500-150
(16 КсВ 11x4)
КсВ 500-220
(16 КсВ 10x5)
КсВ 500-85
КсВ 1000-95
КсВ 1500-120
Номинальные параметры
Подача,
м3/ч
1600
1500
1000
200
260
320
360
320
500
500
500
1000
1500
Напор,
м
220
245
210
220
170
160
160
210
150
220
85
95
120
Частота
вращения,
об/мин
3000
1500
1000
750
инерции,
кг-м2
3
3
0,9
3
5,1
2,13
2,15
2,13
3,75
3,75
3,8
6,6
33,8
Примечания: 1. Обозначение типов насосов в порядке следования букв и цифр: ЦН — центробеж-
ный насес; КсВ — кондеисатный вертикальный с односторонним расположением колес, КсД — кондеисат-
ный горизонтальный двойного всасывания; первая группа цифр — номинальная подача, м5/ч; вторая —
напор, м; 3 — число ступеней для насосов спирального типа.
2. В скобках указаны применявшиеся ранее обозначения насосов.
Таблица 6,13. Молотковые тангенциальные мельницы
Тип механизма
ММТ-1000/470/980М
ММТ-1000/710/980М
ММТ- 1000/950/980М
ММТ-1300/1310/740М
ММТ-1300/2030/735М
ММТ-1500/1910/740М
ММТ-1500/2510/740М
ММТ-2000/2200/735
ММТ-2000/2590/730
ММТ-2600/2550/590К
ММТ-2000/2600/590К
ММТ-2600/3350/590
Номинальные параметры
Производитель-
ность *, т/ч
3,3/1,9
5/2,9
6,5/3,9
10,8/8
16/9,4
23,4/13,4
30,6/17,6
22
60
50
24
70
Частота вращения,
об/мин
1000
750
600
инерции,
кг-м2
29,7
44,4
59,3
199,5
314
612,8
842,5
1440
1775
4734
1718,8
4381,5
* В числителе — производительность на буром, в знаменателе — на каменном угле.
Примечание. Обозначение типов механизмов в порядке следования букв и групп цифр: ММТ —
молотковая мельница тангенциального типа; диаметр ротора, мм; длина ротора, мм; номинальная
частота вращения, об/мин; М — модернизированные; К — для каменных углей.

Таблица 6.14. Молотковые аксиальные мельницы
Тип механизма
ММА 1000/350/98ОМШ
ММА 1000/470/980М
ММА 1000/710/980М
ММА 1300/950/740М
ММА 1500/1190/735М
ММА 1500/1670/735М
ММА 1660/2030/740М
Номинальные параметры
Производитель-
ность *, т/ч
-/2,7
3,5/1,9
5,2/3
8,1/4,6
14,5/8,3
20,4/11,7
24/14,4
Частота вращения,
об/мин
1000
750
инерции,
кгм2
27,7
29,7
44,5
148,3
396,3
554,8
853,8
* В числителе — производительность на буром, в знаменателе — на каменном угле.
Примечание. Обозначение типов механизмов в порядке следования букв и групп цифр:
ММА — молотковые мельницы аксиального типа; диаметр ротора, мм; длина ротора, мм; номинальная
частота вращения, об/мин; М — модернизированные; Ш —с шахтным сепаратором.;
Таблица 6.15. Мельиицы-вентиляторы
Тип механизма ^
MB 900/250/I470
MB 1050/270/1470
MB 1050/400/1470
MB 1600/400/980
MB 1600/520/980
MB 1600/600/980
MB 2100/800/735
MB 2700/850/590
MB 3300/800/490
Номинальные параметры
Производитель-
ность, т/ч
3,6
5,5
7,2
11,8
15,1
17,2
40
45
60
Частота враще-
ния, об/мин
1500
1000
750
600
500
инерции,
кгм2
66
113,5
126,8
8Ю_
890
925
4199
11175
" 21400
Примечание. Обозначение типов механизмов в порядке следования букв и группа цифр:
MB — мельницы-вентиляторы; диаметр ротора, мм; длина ротора, мм; номинальная частота вращения,
об/мин.
Таблица 6.16. Агрегаты резервного возбуждении
•4
Тип механизма
ВТ-99/47-7К
ВТ-174-7К
ГПС 900-1000
ГПС 2000-1000
Номинальные параметры
Мощность,
кВт
840
990
590
1010
900
Частота вращения,
об/мин
1000
инерции,
КГ - М2
400
2175*
187,5
750
1800*

Продолжение табл. 6.16
Тип механизма
ВТ-18-19/8К
ГПС 3000-750
ВТ-21/22-6К .,.''
ГПС 5200-375
Номинальные параметры
Мощность,
кВт
1490
1600
1800
2770
4200
Частота вращения,
об/мин
750
500
375
инерции,
кг-м2
875
2750*
1900
3330*
6600
10000
* Момент инерции маховика.
Примечания. Обозначение типов механизмов: ГПС — генератор постоянного тока специаль-
ного назначения, первая группа цифр — модельная мощность, кВт, вторая — частота вращения, об/мин;
ВТ — возбудитель турбогенераторный, 18, 2} — условное обозначение габарита, 174 — условное обозначе-
ние габарита (17) и условная длина пакета якоря, см (4); 6К, 7К, 8К — количество щеток по длине
коллектора и наличие компенсационной обмотки (К); 99/47 — диаметр якоря, см, (99) и длина пакета
якоря, см. (47).
6.3. МЕХАНИЗМЫ С. Н.
И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав механизмов с. н. электростанции
и мощность ЭД к ним зависят от основ-
ного энергооборудования (типа ядерного ре-
актора, котла, турбины, генератора) и сжи-
гаемого топлива.
Механизмы с. н. при вращении развива-
ют тормозящие моменты сопротивления,
зависящие в общем случае от частоты вра-
щения. Каждый механизм с. н. имеет свой
момент сопротивления; если он неизвестен,
то при расчетах могут быть использованы
обобщенные характеристики момента сопро-
тивлений (см. рис. 6.1).
Обобщенная характеристика момента
сопротивления дымососа, дутьевого вентиля-
тора, насосов центробежного типа, работаю-
щих на сеть без противодавления или на
закрытую задвижку, описывается формулой
(кривые 3 и 3' на рис. 6.1):
MCj = Mc.m4j + (K.sj - Маначу) п\ (6.25)
где Мс „а,,у — начальный момент сопротив-
ления механизма, принимаемый равным
0,15 отн. ед.
При работе насосов центробежного типа
на сеть с противодавлением при наличии
обратного клапана обобщенная характери-
стика момента сопротивления описывается
формулой (кривая 4 на рис. 6.1):
М„
иу(1-10и,у) при О^и^ОД;
Мг,
КщП1^ при 0,1 ^ пц ^ гс,
imnj >
зО/fain; "~" '^Ч/ ~ "•з0/пга/н.;) х
mm /'/'■
\Ат
X (Пу - П,
nmi„j) ПРИ
К
30j
(6.26)
(6.27)
* |/(Л,аг; - /Wc/)/(Ho;Y/ ;Ю), (6.28)
где K.ty — коэффициент загрузки ЭД при ра-
боте насоса на закрытую задвижку, отн. ед.;
АГцу — активная мощность, потребляемая на-
сосом при номинальной частоте вращения
и расходе, равном нулю, определяется либо
опытным путем, либо по каталожным или
паспортным данным насоса (рис. 6.2), кВт;
nmmj ~~ минимальное значение частоты вра-
щения, при которой открывается обратный
клапан, отн. ед.; HCTJ — статический напор
противодавления насоса, м; Нц — напор, раз-
виваемый насосом при номинальной часто-
те вращения и расходе жидкости, равном
нулю, определяется по каталожным или
паспортным данным насоса (рис. 6.2), м;
Prnaj — давление на напоре насоса, Па;
Рвсас; ~~ давление на входе насоса, Па; jj —
плотность воды при температуре Т, °С,
кг/см3.
Обобщенная характеристика момента
сопротивления центробежных насосов, рабо-

Л/.КВт
1200
Рис. 6.2. Зависимости напора Н и мощности
N насоса от его расхода Q
тающих через обратный клапан на сеть
с противодавлением, может быть также рас-
считана с достаточной степенью точности
по следующей приближенной формуле (кри-
вая 5 на рис. 6.1):
Mcj*K3jn%. (6.29)
' Шаровые, молотковые, среднеходные
валковые мельницы из-за своих конструктив-
ных особенностей имеют разный характер
момента сопротивления при пуске и выбеге,
который не поддается простому аналити-
ческому описанию. В этом случае зависи-
мость момента сопротивления от частоты
вращения заменяется кусочно-линейной ап-
проксимацией вида:
Mcj = MKJ + (MKj - M(K+1)j)(пк- - njj)/(ri(k+i)j-
- "кД (6.30)
где Мк;, Mfc + l)j — значения момента сопро-
тивления механизма при частотах вращения
%/ и nik+1)j.
6.4. ТИПОВЫЕ СХЕМЫ ПИТАНИЯ С. Н.
6 KB ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Схемы питания с. н. строятся на блочном
принципе (рис. 2.6). Распределительные уст-
ройства 6 кВ каждого блока подсоединяют-
ся через рабочие реакторы или трансформа-
торы с. н. ответвлением от генератора дан-
ного блока. Используются одинарные и сдво-
енные реакторы, двухобмоточные трансфор-
маторы с расщепленной и иерасщепленной
обмоткой низкого напряжения (см. разд. 4).
Число и мощность резервных трансфор-
маторов с. н. зависят от наличия выключа-
теля в цепи генераторного напряжения.
При наличии выключателя в цепи гене-
раторного напряжения мощность резервного
трансформатора с. н. принимается равной
мощности рабочего трансформатора, так как
пуски и остановы блоков в этом случае
могут осуществляться с помощью последних.
При отсутствии выключателя в цепи
генераторного напряжения мощностью каж-
дого резервного трансформатора с. н. выби-
рается из расчета замены рабочего транс-
форматора с. н. одного блока и аварийного
останова или пуска другого блока. Резерв-
ный трансформатор с. н. непосредственно
присоединяется либо к шинам высокого
напряжения, либо к обмотке низкого напря-
жения автотрансформатора связи, либо через
линии связи к шииам мощной подстанции
или гидроэлектростанции энергосистемы. В
целях ограничения токов КЗ шины резервно-
го питания секционируют через каждые два
блока.
6.5. РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ
РЕЖИМА ГРУППЫ
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
Расчет установившегося режима группы
асинхронных ЭД позволяет определить на-
пряжение и ток секции, протекающий через
элементы внешней сети до или после переры-
ва питания. Полученное значение тока сек-
ции позволяет судить о возможной крат-
ности перегрузки элементов внешней' сети.
При необходимости можно рассчитать зна-
чения токов, активных и реактивных мощ-
ностей, частот вращения и скольжений ЭД.
При упрощенных расчетах схема питания
с. н. любой сложности может быть приве-
дена к простой эквивалентной схеме заме-
щения, состоящей из источника питания не-
ограниченной мощности с шинами постоян-
ного по значению напряжения, сопротивле-
ния внешней сети, сопротивления ЭД и дру-
гих потребителей (рис. 6.3). Расчет устано-
вившегося режима выполняется методом
систематизированного подбора. При питании
ЭД с. н. от двухобмото^ого трансформа-
тора в следующей последовательности оп-
ределяются:
1) активные R и индуктивные X сопро-
тивления элементов внешней сети по обще-
известным формулам;
2) для каждого ЭД значения потребляе-
мых активной мощности, тока намагничива-
ния, реактивных мощности намагничивания
и рассеяния при номинальных напряжениях
и нагрузке на валу по (6.1) —(6.4);
3) относительное значение на шинах сек-
ции по формуле (6.7) при напряжении на

-CZ3-?*-
— и с
\Pi~JQ-i
\Pat j®a2
Раз-Маз hi-30*2
■3d.
?АЗ
РнагрЁ J^uarjpZjPifi,] 30-2д]
Рис. 6.3. Эквивалентные схемы замещения систем электроснабжения с. н.:
а — при питании от двухобмоточного трансформатора или реактора; б — при питании от двухобмо-
точного трансформатора с расщепленной обмоткой низкого напряжения; RBj, /?2ц/. ^Зд> ^д/> -^2щ> %Ъщ~
активные и индуктивные сопротивления ЭД; /?нагр, /?нагр1. ^нагр2> -*нагр> ^нагрЬ ^нагр2 ~ активные и
индуктивные сопротивления эквивалентной нагрузки; R, X — активное и индуктивное сопротивления
внешней сети (кабельной линии, реактора или трансформатора); Л,, /?,, /?3, Jf,, X,, Х3 — активные
>- и индуктивные сопротивления обмоток трансформатора с. н.
шинах секции с. н. [/„ равном напряжению
источника питания Uc;
4) значения потребляемых активной и
реактивной мощностей ЭД при неноминаль-
ных условиях по (6.6) и (6.8);
5) суммарные активные и реактивные
мощности секции
N
,+ 1рф
N
6с = Онагр + I й*
(6.31)
(6.32)
где Рцагр. бнагр — активная, кВт, и реактивная,
квар, мощности постоянной нагрузки; N —
общее количество ЭД, подключенных к ши-
нам секции;
6) суммарные активная, кВт, и реактив-
ная, квар, мощности, потребляемые с шин
источника питания,
Pi = P.+(Pl + Ql)RIUf; (6.33)
Qi=Qc + (P^ + Q2c)X/Uf; (6.34)
7) расчетное значение напряжения источ-
ника питания, В,
и,+
(PCR + QQX) ■ 10
U,
,3-|2
+
+
(РСХ - QCR) ■ 103
(6.35)
8) относительная погрешность определе-
ния расчетного значения напряжения источ-
ника питания, отн. ед.,
|l/„-tfP.«l/tf«
(6.36)
9) относительная погрешность Ъ, больше
или меньше ее заданного значения ^3; если
£ больше £3? то напряжение на шинах сек-
ции уменьшается на значение AU, которое
выбирается произвольно, и расчет вновь
повторяется; если значение полученной от-
носительной погрешности £ меньше ее задан-
ного значения Е,з> то расчет прекращается
и за напряжение на шинах секции прини-
мается его последнее значение;
10) ток секпии, протекающий по эле-
ментам внешней сети, А,
*« = 1/pT+G? Ю-3/("/з U,); (6.37)
11) для каждого ЭД потребляемые ак-
тивная и реактивная мощности, ток, коэф-
фициент мощности, скольжение и частота
вращения по (6.6) —(6.12).
При питании ЭД с. н. от двухобмоточ-
ного трансформатора с расщепленной об-
моткой низкого напряжения расчет устано-
вившегося режима производится в следую-

щей последовательности:
1) определяются потребляемые активная
мощность, ток намагничивания, реактивные
мощности намагничивания и рассеяния при
номинальных условиях для ЭД обеих секций
по (6.1)-(6.4);
2) в узле а схемы замещения (рис. 6.3, б)
напряжение UB принимается равным напря-
жению источника питания Vc;
3) независимо друг от друга произво-
дится расчет установившегося режима для
обеих секций аналогично тому, как это де-
лалось выше по (6.1)-(6.8), (6.31)-(6.37);
4) вычисляются активные Ра2, Рвз и реак-
тивные Qa2, баз мощности, потребляемые
ЭД каждой секции из узла а по (6.33) и (6.34);
5) определяются суммарные активная и
реактивная мощности в узле а:
Pal = "в2 + Раз', "1
<2.1 = йа + йэ;/ (6"38)
6) по формуле (6.35) определяется напря-
жение источника питания Upc;
7) цо формуле (6.36) рассчитывается зна-
чение относительной погрешности £, и если
она больше заданной ^3> т0 значение напря-
жения U„ в узле а уменьшают на Л17; весь
расчет заново повторяется до тех пор, пока
относительная погрешность £, не станет мень-
ше заданного ее значения ^3-
Пример 6.1. Для схемы на рис. 6.3, a
выполнить расчет установившегося режима
группы ЭД. Определить: а) значение напря-
жения на шинах секции с. н. с заданной
точностью ^з = 2-10~3; б) значения токов,
активных и реактивных мощностей, потреб-
ляемых ЭД; коэффициентов мощности; час-
тот вращения; в) значения тока, активной,
реактивной и полной мощностей, протекаю-
щих по кабельной линии и реактору,, через
которые питаются шины секции с. н., от
главного распределительного устройства;
г) значения потерь активной и реактивной
мощностей в кабельной линии и реакторе.
Технические данные оборудования. Источ-
ник питания: напряжение на шинах питания
поддерживается постоянным, равным 6170 В.
Реактор: тип РБА-6-1500-8; номинальное на-
пряжение ииом р = 6 кВ; номинальный ток
Люм.р = 1500 А; индуктивное сопротивление
Хр* ~ 8 %; потери короткого замыкания
ЛРК = 8,7 кВт. Кабельная линия: из пяти
параллельно соединенных кабелей марки
ААБГ-Зх85 длиной L= 0,172 км; удельное
активное сопротивление R0 = 0,204 Ом/км;
удельное индуктивное сопротивление Х0 =
= 0,073 Ом/км. Электродвигатели: а) пита-
тельного электронасоса: тип АС-4000/6000;
Л,ом1 = 4000 кВт; Е/Ном1 = 6000 В; /иом1 =
= 440 А; г]иом1 = 96,2 %; cos фном1 =
= 0,91 отн. ед.; М^^ = 2,6 отн. ед.; ииом1 =
= 2985 об/мин; Паша = 3000 об/мин; Кз1 =
= 0,74 отн. ед.; б) циркуляционного насоса:
тип А-13-42-10; Рмом2 = 320 кВт; Uhom2 =
= 6000 В; /иом2 = 40 А; Лноьй = 91,5 %;
cos сриом2 = 0,84 отн. ед.; МтаЛ = 2,1 отн. ед.;
"ном2 = 590 об/мин; иСцнх2 = 600 об/мин;
К32 = 0,863 отн. ед.
Решение. 1. Активное и реактивное
сопротивления-едной кабельной линии, Ом,
Кк.л1 = K0L = 0,204-0,172 = 0,035;
*к.л1 = XUL = 0,073 ■ 0,172 = 0,0125.
2. Активное и реактивное сопротивления
пяти параллельно соединенных кабельных
линий, Ом,
Кк.л = ^к.л1/5 = 0,035/5 = 0,007;
*к.л = Xk.W5 = 0,0125/5 = 0,0025.
3. Активное и реактивное сопротивления
реактора, Ом,
Яр = ДРк-103/(3/2ом.р) =
= 8,7 ■ 103/(3 ■ 15002) = 0,00128;
Хр = XptUWM.p ■ 103/(100 - J/3 • /ном.„) =
= 8 ■ 6 -107(100 - j/з -1500) = 0,185.
4. Суммарные активное и реактивное
сопротивления внешней сети, Ом, "\
Я = Як.л + яр = О'007 + 0,00128 = 0,00828;
X = хк.я + Хр = 0,0025 + 0,185 = 0,188.
5. Активная мощность, потребляемая
ЭД при номинальном напряжении по (6.1),
кВт,
-Рд.иом1 = 4000 ■ 102/96,2 = 4158;
Рд.ИОМ2 = 320-102/91,5 = 349,7.
6. Ток намагничивания ЭД при номи-
нальном напряжении по (6.2), А,
/м.ном1 = 440[]/F-0,?T2 - 0,91/(2,6 +
4-l/^e2^!)] = 102,3;.
./м.„ом2 = 40 []/l - 0.842 - 0,84/(2,1 +
+ l/2,l2 - 1)] = 13,2.
7. Мощность намагничивания ЭД при
номинальном напряжении по (6.3)^ квар,
ем.Иом1 = j/3 ■ 6000-102,3-10"3 = 1063,55;
Gm.„om2 = l/3 ■ 6000-13,2• 10"3 = 137,18.
8. Мощность рассеяния ЭД при номи-
нальном напряжении по (6.4), квар,

6p.ho.m1 =1/3-6000 • 440 l/l - 0>12 • 10" 3 -
- 1063,55 = 832,25;
ер.Ном2 = ]/3-6000-40l/l - 0,842 • ИГ3 -
- 137,18 = 88,37.
9. Напряжение на шинах с. н. принимаем
равным напряжению источника питания
С/.- = £/„ = 6170 В.
10. Относительное значение напряжения
на шинах с. н. в долях номинального по
■ (6.7), отн. ед., %
Ки = 6-170/6000 = 1,0283.
11. Активная мощность, потребляемая
ЭД, по (6.6), кВт,
рл1 = 0,74-4158 • 1,02832 = 3253,5;
Рд2 = 0,863 ■ 349,7 ■ 1,02832 = 319,12.
12 Потребляемая ЭД реактивная мощ-
ность по (6.8), квар,
бд, = 1063,55 - 1,02832 +832,25 ■ 0,742/1,02832 =
= 1555,6;
6д2 = 137,18 ■ 1,02832 + 88,37 • 0,8632/1,02832 =
= 207,3.
13. Суммарные активная, кВт, и реактив-
ная, квар, мощности секции по (6.31) и (6.32)
Рс = 3253,5 + 319,12 = 3572,6;
& = 1555,67 + 207,3 = 1762,9.
14. Расчетное значение напряжения ис-
точника питания по (6.35), В,
(3572,6-0,00828 + 1762,9-0,188)-103~|2
6170 J
"" Г(3572,6-0,188^ 1762^0,00828)- 103"[Т _
L 6170 J
= 6229,42.
15. Относительная погрешность опреде-
ления расчетного значения напряжения ис-
точника питания по (6.36), отн. ед.,
Е; = | 6170 - 6229,42 j/6170 = 9,63 - ИГ3.
16. Выполняется сравнение полученной
относительной погрешности определения
расчетного значения напряжения источника
питания ^ с заданным значением Ъ^. Значе-
ние Ъ, больше !;,. В этом случае делаем еще
одно приближение, уменьшая напряжение
[/,- на шинах с. н. на ДС, значение которого
принимаем равным 20 В, т. е. Ut = 6170 —
— 20 = 6150 В. С этим новым значением
напряжения повторяем расчет с п. 10 по
п. 16 до тех пор, пока значение относитель-
ной погрешности ^ не будет меньше ее за-
данного значения b,v
Расчетное значение напряжения на ши-
нах с. н. равно [/; = 6110 В.
17. Относительное значение напряжения
на шинах секции с. н. по (6.Д отн. ед.,
Ки = 6110/6000= 1,0183.
18. Активная мощность, потребляемая
ЭД, по (6.6), кВт,
Рд] = 0,74-4158 • 1,01832 = 3190,8;
РД2 = 0,863 - 349,7 ■ 1,01832 = 312,9.
20. Потребляемая реактивная мощность
ЭД по (6.8), квар,
6Д, = 1063,55 ■ 1,01832 + 832,25 х
х 0,742/1,01832 = 1542,5;
6д2 = 137,18 ■ 1,01832 +
+ 88,37 ■ 0,8632/1,01832 = 205,7.
21. Суммарные активная, кВт, и реактив-
ная, квар, мощности по (6.31) и (6.32)
Рс = 3190,8 + 312,9 = 3503,7;
б, = 1542,5 + 205,7 = 1748,2.
22. Токи, потребляемые ЭД, по (4.9), А,
/Д1 = 1542,52 + 3190,82 ■ 103/(]/з - 6110) =
= 334,88;
1а2 = 312,92 + 205,72 - 103/([/з ■ 6110) = 35,38.
23. Коэффициенты мощности ЭД по
(6.10), отн. ед.,
cos фд| = 3190,8/j/3190^82~+ 1542.P = 0,9;
cos фч2 = 312,9/|/зТ2У2 + 205,72 = 0,836.
24. Номинальные скольжения ЭД по (6.5),
отн. ед.,
sHOMi = 1 - 2985/3000 = 0,005;
sHOm2 = 1 - 590/600 = 0,0166.
25. Критические скольжения ЭД по (6.13),
отн. ед.,
sKpl = 0,005 (2,6 + ]/2,62 -Т) = 0,025;
А'кР2 = 0,0166(2,1 + [/2,12 - 1) = 0,0657.

26. Скольжения ЭД в установившемся
режиме по (6.11), отн. ед.,
syl = 2,6 ■ 1.01832 • 0,025/0,74 -
- ]/(2,6 ■ 1,01832 ■ 0,025/0,74)2 - 0,0252 =
= 0,004808;
- sy2 = 2,1 • 1,01832 ■ 0,0657/0,863 -
- /(2,1 • 1.01832 • 0,0657/0,863)2 - 0,0657^ =
= 0,01278.
27. Частота вращения ЭД по (6.12) и
(6.14), отн. ед. и об/мин,
и,у1 = 1 - 0,004808 = 0,995;
п,у2 = 1 - 0,01278 = 0,9872;
nyi = 0,995 ■ 3000 = 2985,6;
иу2 = 0,9872-600 = 592,3.
28. Ток, проходящий через реактор, по
(6.37), А,
Ic = j/3503,72 + 1748,32 • 103/(^3 • 6110) = 370.
6.6. РАСЧЕТ РЕЖИМА ПЕРЕРЫВА
ПИТАНИЯ ГРУППЫ
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
Перерыв питания одиночного ЭД. При
отключении одиночного ЭД от шин с. н.
напряжение на его зажимах снижается до
нуля и исчезает вращающий момент Мщ.
В этом случае под действием противодей-
ствующего момента сопротивления механиз-
ма Mcj частота вращения ротора ЭД начи-
нает уменьшаться. Изменение частоты вра-
щения ЭД во времени будет зависеть от
характера момента сопротивления механизма
Мс] и механической постоянной времени
агрегата Tjj.
При допущении, что момент сопротив-
ления механизмов описывается выражениями
(6.26), (6.29), (6.39)-(6.41), уравнение (6.21)
может быть проинтегрировано аналитически
и получено его решение, позволяющее опре-
делить частоту вращения ЭД при перерыве
его питания по (6.42) —(6.47) из табл. 6.17.
Перерыв питания группы ЭД. При от-
ключении группы ЭД, работающих на сбор-
ные шины с. н., от источника питания про-
исходит уменьшение их частоты вращения
Ввиду сложности процессов, протекающих
при совместном, групповом выбеге, нет
достаточно точных упрощенных методов
расчета этого режима. Существует несколько
приближенных упрощенных методов расчета
режима перерыва питания группы ЭД раз-
ной точности.
Ниже изложены основы приближенного
упрощенного метода расчета режима пере1
рьюа питания группы ЭД. Определяются:
1) механическая постоянная времени каж-
дого агрегата по (6.22), с;
2) номинальный коэффициент мощности
каждого ЭД, отн. ед.,
COS CpH0Mj = rucmjLv Ну -> ^hom/^homj^IhomjJj
(6.54)
где IHOMj - номинальный ток ЭД, A; U„OMJ -
номинальное „напряжение ЭД, В; r)HOMJ- —
номинальный коэффициент полезного дей-
ствия ЭД, %;
3) полная номинальная мощность каж-
дого ЭД, кВ-А,
^п.номj — у -5 'uomj^uomj' Lv —
= Рнсм/И^/СПном.; cos фиом;); (6.55)
4) номинальное скольжение каждого ЭД
по (6.5), отн. ед.;
5) электромагнитная постоянная времени
затухания ЭДС каждого ЭД, с,
T3j = 2Mmnxj/[314 (2Mm:xj]/Г- cos2 Фком, -
- cos <pHOMj) sHOMj]; (6.56)
6) эквивалентная электромагнитная по-
стоянная времени затухания ЭДС группы
ЭД, с,
N N
7г = 2^. 0>п. ному^э/)/ 2, S„ hOMJ-; -, (6.57)
j=i j-\
7) эквивалентная частота вращения груп-
пы ЭД следующим образом:
а) начальное значение времени группо-
вого выбега принимают равным 7^р,- = 0,
а значения частот вращения ЭД принима-
ются равными значениям их частот вращения
в установившемся режиме работы Щ: = пуу,
б) частоту вращения каждого ЭД нахо-
дят по одной из формул (6.24), (6.42) —(6.47),
принимая Т= Trpj-,
8) эквивалентное скольжение группы ЭД,
отн. ед., '■
*г„ = I [Tj,P„0MJ(I - ИдД/Е (TJ;Phom;); (6.58)
9) эквивалентная частота вращения груп-
пы ЭД, отн.ед.,
Игр = 1 - «гР; (6-59)
10) расчетное значение остаточного на-
пряжения на шинах с. н. в момент времени
Trpi, отн. ед.,
Urp = Евпгре
(6.60)

Таблица 6.17. Расчет режимов работы механизмов с. и.
Тип
механизма
Момент сопротивления
отн. ед.
Частота вращения щ(, об/мин
Фиктивное время индивидуального
выбега Хф,-, с
Транспортеры,
шнеки, дробилки
McJ = k3j
(6.39)
mj=l-TKylTjj
(6.42)
T^=(\-nTf)TjjlKy
(6.48)
Генератор по-
стоянного тока
Мс,-=КуЩ- Ф-Щ
п^е(тк^Л>
(6.43)
'Ф.Г
--О; to Игр/Аз,
(6.49)
Дымососы, вен-
тиляторы, насо-
сы, работающие
на сеть без про-
тиводавления
Щ, = К^ (6.41)
,= 1/(1+7Жз//7>,-)
(6.44)
%=[(1-Игр)/"гр]7>//Аз;
(6.50)
Мф рассчитанный
по (6.25)
»ij = tg[arctgl/(iC3J-/Mc m4j) - 1 -
- Tl/Mc.Ha4J(iC3J- - MaHa4j)/Tj,]/ -.
^\/(K3j/Mc,m4J)-l
(6.45)
^ = 7,j,{arctg(l/l/Mc.Ha4j/(iC3J-Mc.Ha4j)-
- arctg[nrp/l/MCHa„j/(K3j-МсначД]}/->
(6.51)
Насосы, рабо-
тающие через об-
ратный клапан на
сеть с противо-
давлением
Мс,, рассчитанный
по (6.26)
1 +
4
V
ai^e-U-bjiTjji_^L
при пц > nminj
1
(6.46)
А3о,-(Т—Готк;) 1_
при п,7 < к,„,-,у,
где bj = (Ky-KMJn2llnj)/(l - nminj);
Tmj = IlLJ-Bi±bL\
bj \aj + b^n,injJ
'ФГ
при йгр > и„
An
ai + b/
+
при кгр < п„„-,у
(6.52)
MCJ-, рассчитанный по
(6.29)
ty= 1/1/1+27Жу/Г0
(6.47)
7ф,-=[(1-иу/^|Г/у/2^)
(6.53)

где £0 — значение результирующей ЭДС
группы ЭД в момент времени Trpi = 0, при-
нимаемое равным в среднем 0,85 — 0,95;
11) относительная погрешность расчет-
ного значения остаточного напряжения,
отн. ед.,
^ = |f/rp.p-Urp|/f/rp, (6.61)
где Urp — значение остаточного напряжения,
при котором заканчивается расчет процесса
выбега, обычно принимаемое равным 0,25;
12) £, больше его заданного значения £,,
задаемся новым значением времени группо-
вого выбега
TrpV+l] = Trpi + AT, (6.62)
где Тгр(|+1) и 7^р, — последующее и предыду-
щее значения времени группового выбега, с;
вновь возвращаемся к п. 76 до тех пор,
пока значение ^ не будет меньше ^,; время,
при котором выполнится это условие, прини-
мается за окончательное время группового
выбега 7^р;
13) время фиктивного индивидуального
выбега для каждого ЭД по одной из формул
(6.48) —(6.53); при произвольном характере
зависимости момента сопротивления меха-
низма от частоты вращения фиктивное вре-
мя индивидуального выбега определяется
следующим образом:
а) начальное значение времени фиктив-
ного индивидуального выбега принимается
Тф =0, а значения частот вращения ЭД
равными значениям их частот вращения в
установившемся режиме работы щ = пуу,
б) частота вращения каждого ЭД по
(6.24);
в) выполняется сравнение частоты вра-
щения ЭД Пп с значением эквивалентной
частоты вращения пгр; если пу > иф, то опре-
деляется новое значение времени фиктивного
индивидуального выбега
Тф(1 + 1, = Гф, + Д7; (6.63)
где 7ф((+и и Тф! — последугаяцее и предыду-
щее значения времени фиктивного индиви-
дуального выбега, с; "<* •
вновь возвращаемся к п. 136 до тех пор,
цока значение частоты вращения ЭД щ не
будет меньше или равно игр; время, при
котором выполняется это условие, принима-
ется за окончательное время фиктивного
индивидуального выбега:
14) полное эквивалентное время переры-
ва питания, с,
Тщ = Тп,„ -Т,р+ Гфу, (6.64)
где Тпп — полное время перерыва питания, с;

15) частота вращения каждого ЭД в кон-
це перерыва питания по одной из формул
(6.42) — (6.47), в которых Т принимается рав-
ным TUj, а при произвольном характере
момента соцротивления механизма следую-
щим образом:
а) начальное значение времени выбега
принимается равным 7^, у = 0, а значения
частот вращения ЭД принимаются равными
значениям их частот вращения в установив-
шемся режиме работы щ = п^\
б) частота^рвращения каждого ЭД по
(6.24); t
в) выполняется сравнение времени Tulj
с значением Тпи если 7^- меньше 7^-, то
определяется новое значение времени выбега
Т„р+1ц=Гп&- + ЛГ, (6.65)
где Tnfj+i)j и T„,j — последующее и предыду-
щее значения времени выбега, с;
вновь возвращаемся к п. 156 до тех пор,
пока значение времени выбега Tnij не будет
больше значения Тп/; значение частоты вра-
щения ЭД, полученное при выполнении этого
условия, принимается за окончательное.
Пример 6.2. Технические данные ЭД,
необходимые для выполнения расчета, при-
ведены в табл. 6.18. Значение результирую-
щей ЭДС Ев группы ЭД, равное 0,9, полу-
чено экспериментально. Выполнить расчет
режима перерыва питания 5,63 с трех ЭД
с заданной относительной погрешностью
%ъ = 0,01. Принять шаг расчета по времени
ДГ=0,1 с. Момент сопротивления конден-
сатного насоса рассчитывать по (6.29), а мо-
мент сопротивления дымососа и дутьевого
вентилятора — по (6.41).
Определяются:
1) механическая постоянная времени каж-
дого агрегата по (6.22), с,
TjKH = 4 ■ 14,38 • 14802/(364 000 • 250) = 1,384;
7>д = 18,56; 7>дв = 31,06;
2) номинальный коэффициент мощности
каждого ЭД по (6.54), отн. ед.,
cos <рном.к.„ = 250 ■ 107(j/3 ■ 29 ■ 6000 • 93) =
= 0,892;
cos фном.д = 0,77; cos фНОм.д.в = 0,829;
3) номинальная полная мощность каж-
дого ЭД по (6.55), кВ • А,
Jn. НОМ. К'. Н "
"п_ ном. л
: j/3 ■ 29 ■ 6000 НГ3 = 301,4;
1226,3;
аП. НОМ. Д. В '
: 956,1;
4) номинальное скольжение каждого ЭД
по (6.5), отн. ед.,
sHoM.K.H = 1 - 1480/1500 = 0,0133; "
Shom. д = 0,006; sHOM. л. в = 0,005;
5) электромагнитная постоянная времени
каждого ЭД по (6.56), с,
Гэк.„ = 2• 2,4/[314(2• 2,4|/l - 0,8922 -
- 0,892) • 0,0133] = 0,897;
Тэ.„ = 1,097; Тэ.д.в = 1,57;
6) эквивалентная электромагнитная по-
стоянная времени затухания ЭДС группы
ЭД по (6.57), с,
0,897-301,4+1226,3-1,097+1,57-956,1 _
Z~ 301,4+1226,3+956,1
= 1,254;
7) эквивалентное скольжение группы ЭД
и время группового выбега;
а) задаемся значением времени группо-
вого выбега, начиная с нуля; дальнейшие
расчеты проиллюстрируем при значении вре-
мени 71-р,-= 0,7 с;
б) частота вращения конденсатного на-
соса определяется по (6.47), отн. ед.,
и* к. и = 1/]/0,7 ■ 0,862 ■ 2/1,384 + 1 = 0,73;
частота вращения дымососа и дутьевого
Агрегат,
тип механизма
Конденсацион-
ный насос
типа
КсВ- 320-160
Дымосос типа
Д-25 х 2ШБ
Дутьевой венти-
лятор типа
ВДН-28,6Н-Пу
Таблица 6.18. Технические данные ЭД
Электродвигатель
АВ-ИЗ-4М
ДАЗО19-14-10/12А
(первая скорость)
ДА302 18-76-8/10У1
(первая скорость)
р
1 НОМ'
кВт
250
850
725
'НОМ'
А
29
118
92
Ином'
%
93
90
91,5
ННОМ'
мин-1
1480
497
597
отн.ед.
2,4
2,5
2,7
отн.ед.
1,3
1,0
0,9
отн.ед.
6,5
5,5
6,5
кг- м2
14,38
5812
5750
отн.ед.
0,862
1,3
0,63

вентилятора рассчитывается по (6.44), отн. ед.,
и/д = 1/(0,7 • 1,3/18,56 + 1) = 0,953;
и.-д. в = 1/(0,7 • 0,63/31,06 + 1) = 0,986;
8) эквивалентное скольжение группы ЭД-
по (6.58), отн. ед.,
1,384 ■ 250 - (1 - 0,73) +18,56 ■ 850 ■ (1 -
-0,953)+31,06-725-(1-0,986)
Srp_ 1,384-250+18,56-850+31,06-725
= 0,0297;
9) эквивалентная частота вращения груп-
пы ЭД по (6.59), отн. ед.,
Игр = 1 - 0,0297 = 0,97;
10) расчетное значение остаточного на-
пряжения на шинах секции с. н. в момент
времени 0,7 с по (6.60), отн. ед.,
1/гр.р = 0,9 - С97е-<0-7/1-254' = 0,5;
11) относительная погрешность расчет-
ного значения остаточного напряжения по
(6.61), отн. ед.,
£ = |0,5-0,25|/0,25 = 1;
12) ^ > £3, т. е. 1 > 0,01, поэтому задаем-
ся новым значением времени группового
выбега по (6.62); вновь возвращаемся к п. 76;
при Trpi = l,51 с и Иф = 0,934 полученная
относительная погрешность £, меньше задан-
ного ее значения ^3!
13) фиктивное время индивидуального
выбега ЭД по (6.53), (6.50), с:
ЭД конденсатного насоса
7ф.к.н = [(1 - 0,9342)/0,9342] ■ 1,384/(2- 0,862) =
= 0,117;
ЭД дымососа и дутьевого вентилятора
?ф.д = R1 - 0,934)/0,934] -18,56/1,3 = 1,01;
7ф.д.в = [(1 - 0,934)/0,934] ■ 31,06/0,63 = 3,48;
14) полное эквивалентное время переры-
ва питания по (6.64), с:
Тп.к.и = 5,63 - 1,51 + 0,117 = 4,24;
Тп.д = 5,63 - 1,51 + 1,01 = 5,13;
Г„.д.в = 5,63 - 1,51 + 3,48 = 7,6;
15) частота вращения каждого ЭД в мо-
мент времени 5,63 с по (6.44), (6.47), отн. ед.:
ЭД конденсатного насоса
и1К н = 1/]/2^Ъ,862 ■ 4Д4/1384 + "l = 0,399;
ЭД дымососа и дутьевого вентилятора
"(д = 1 - (!»3 ■ 5,13/18,56 + 1) = 0,735;
«1-д.в = 1/(0,63 - 7,6/31,06 + 1) = 0,866.
6.7. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАЗВОРОТА
ГРУППЫ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
При повторном" "возникновении напряже-
ния на шинах секции с. н. ЭД, которые не
отключились устройствами релейной защиты
и автоматики во время перерыва питания,
и ЭД резервных механизмов, включаемые
автоматически, под воздействием избыточ-
ного момента вновь увеличивают частоту
вращения. Расчетом определяются напряже-
ние и ток секции, токи и время разворота
ЭД.
По значению тока секции в начальный
момент времени можно оценить возможную
перегрузку по току элементов- (реактора,
трансформатора, шинопровода, кабельной ли-
нии) внешней сети и судить об отстройке
максимальных токовых защит питающих
элементов от токов самозапуска.
Значение начального напряжения при
самозапуске позволяет предварительно оце-
нить правильность выбора уставки блоки-
ровки минимального напряжения максималь-
ных токовых защит резервных вводов и
трансформаторов с. н.
Расчетное значение пускового тока ЭД
дает возможность предварительно оценить
правильность выбора уставок токовых отсе-
чек, а расчетное время разворота ЭД —
правильность выбора уставок по времени
защиты от перегрузки по току статора ЭД.
При расчете разворота группы ЭД ме-
тодом последовательных интервалов опреде-
ляются:
1) номинальное и критическое скольже-
ние каждого ЭД по (6.5), (6.13); механиче-
ская постоянная времени каждого агрегата
по (6.22);
2) начальное значение времени Т^ 1 при-
нимается равным 0;
3) скольжение каждого ЭД, отн. ед,
% = 1 - иу, (6.66)
где ntj — частота вращения ЭД, первоначаль-
ное значение которой определяется из расче-
та режима перерыва пийния группы ЭД,
а последующие значения — в результате ре-
жима разворота группы ЭД, отн. ед.;
4) коэффициент Ку, учитывающий умень-
шение кратности пускового тока каждого ЭД
при уменьшении скольжения, по (6.16),
отн. ед.;
5) полная проводимость каждого ЭД, См,
¥у = \/2К^К1}1ком]/иком]; • (6.67)
6) суммарная проводимость всех ЭД
секции, См,

N
Уа = I Y,j; (6.68)
7) напряжение на шинах секции с. н. при
самозапуске, отн. ед.,
Uta = 1/с/(1 + YaX); (6.69)
8) ток секции, отнесенный к номиналь-
ному току трансформатора или реактора
с. н., отн. ед.,
hie = ищ¥китм.т/(]/з /номт), (6.70)
где /НОм.тэ ^ном.т" (Люм.р> ^ном.р) - номиналь-
ные ток и напряжение трансформатора (ре-
актора) с. н., А;
9) вращающий момент каждого ЭД по
(6.19), отн. ед.;
10) момент сопротивления каждого ме-
ханизма по одной из формул (6.25), (6.26),
(6.29), (6.39)-(6.41), отн. ед.;
11) ток каждою ЭД, отнесенный к его
номинальному току, отн. ед.,
haj = ViciYijV„tMil(]/b I„omjY, (6-71)
12) приращение частоты вращения Диу
для каждого ЭД ча интервал времени AT
по (6.23), отн. ед.;
13) частота вращения каждого ЭД в кон-
це интервала времени А Г по (6.24), отн. ед.;
14) для каждого ЭД полученное значе-
ние частоты вращения Иу может быть боль-
ше или меньше I — 5ном/-К3/-; если больше, то
этот ЭД считается развернувшимся, если
меньше, то данный ЭД еще не развернулся
и надо перейти к п. 15;
15) новое значение времени
Ti^Ti-t+AT. (6.72)
Рассмотренная выше методика расчета
процесса разворота группы ЭД позволяет
выполнить расчет и для случая, когда шины
резервного питания предварительно загруже-
ны ЭД другого энергоблока. Значение частот
вращения этих ЭД может быть рассчитано
в начальный момент времени по (6.11).
Пример 6.3. Рассчитать разворот группы
ЭД, технические данные которых представ-
лены в табл. 6.18, от сети с внешним сопро-
тивлением X = 0,275 Ом после перерыва их
питания, равного 5,63 с. Номинальный ток
внешней сети 1иом-е = 1390 А, номинальное
напряжение UHOM-p = 6000 В. Напряжение
источника питания равно 1,03 отн. ед. Мо-
мент сопротивления конденсатного насоса
рассчитывать по (6.29), а дымососа и дутье-
вого вентилятора — по (6.41). Шаг расчета по
времени принять равным 0,2 с. Частоты
вращения каждого ЭД в начальный момент
разворота принять из расчета режима пере-
рыва питания (смотри пример 6.2).
Определяются:
1) для каждого ЭД номинальное и кри-
тическое скольжения по (6.5) и (6.13), отн. ед.,
shom.k.h = 1 - 1480/1500 = 0,0133;
*„ом.д = 0,006; sHOM/I.B = 0,00833;
Vui = 0,0133 (2,4 + |/2Д2 - I) = 0,061;
Vfl = °'0287; 4'кР т-в = 0'0209;
2) для каждого агрегата механическая
постоянная времени по (6.22), с,
Tf к.„ = 4 ■ 14,38 • 14802/(364 000 ■ 250) = 1,384;
7>д= 18,56; TJllB = 31,06;
3) скольжение каждого ЭД по (6.66),
отн. ед.,
s,-k.h= 1 -0,399 = 0,601;
щп = 0,265; щлв = 0,134;
4) для каждого ЭД коэффициент Ki3,
учитывающий уменьшение кратности пуско- •
вого тока статора при уменьшении сколь-
жения, по (6.16), отн. ед.,
К, к. н = l/l + OoiiVj/r + (0,06 ЩбоТ)1 = 0,997;
К1л = 0,9946; Kilt B = 0,988;
5) полная проводимость каждого ЭД по
(6.67), См,
Y,;к. и = 1/3 • 6,5 - 28,7 ■ 0,997/6000 = 0,0537;
Yin = 0,186; YilLB = 0,17;
6) суммарная проводимость всех ЭД по
(6.68), См,
Ys- = 0,0537 + 0Д86 + 0,17 = 0,41;
7) напряжение на шинах секции с. н. при
самозапуске по (6.69), отн.ед.,
Utci = 1,03/(1 4- 0,41 ■ 0,275) = 0,926;
8) ток секции по (6.70), отн. ед.,
I,ic = 0,926 ■ 0,41 • 6000/(]/з ■ 1390) = 0,947;
9) ток каждого ЭД по (6.71), отн. ед.,
/,..lt„ = 0,926 ■ 0,0537 ■ 6000/(1/3 • 28,7) = 6,01;
/,д.д = 5,06; /,,,,,. в = 5,93;
10) вращающий момент каждого ЭД по
(6.19), отн. ед.,
2-2,4-0,9262
л ■ 0,601 0,061
0,061 + 0,601

V 1+о,об12у
/0,601-0,061
1-0,061
Мдд = 0,826; Мд д в = 0,949;
=1,07;
11) момент сопротивления каждого ме-
ханизма по (6.29) или (6.41), отн. ед.:
конденсатного насоса
Мс.к.„ = 0,862 ■ 0,3993 = 0,0547;
дымососа и дутьевого вентилятора
Мсд = 1,3 • 0,7352 = 0,702;
Мс.д.в = 0,63 ■ 0,8662 = 0,472;
12) приращение частоты вращения для
каждого ЭД за интервал времени А Г по
(6.23), отн. ед.,
Ли,к.„ = (1,07 - 0,0547)- 0,2/1,384 = 0,147;
Лп;д = 0,00133; Ди,д.в = 0,00307;
13) частота вращения каждого ЭД в
конце интервала времени АГпо (6.24), отн. ед.,
Щк.к = 0,399-+ 0,147 = 0,546;
п,д = 0,736; п1ДВ = 0,869;
14) сравнение значения частоты враще-
ния каждого ЭД с ее значением в устано-
вившемся режиме:
0,546 < (1 - 0,0133 - 0,862) = 0,988;
0,736 < (1 - 0,006 ■ 1,3) = 0,992;
0,869 < (1 -0,00833 ■ 0,63) = 0,9947;
для всех ЭД значения частот вращения
меньше их значений в установившемся ре-
жиме.
Определяется новое значение времени
по (6.72)
Т,\ = 0 + 0,2 = 0,2 с.
Вновь возвращаемся к п. 3.
Расчет выполняется до тех пор, пока
все ЭД не развернутся.
Б. УСТАНОВКИ ПОСТОЯННОГО ОПЕРАТИВНОГО ТОКА
6.8. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Установки постоянного тока предназна-
чены для питания особо ответственных
потребителей собственных нужд на электро-
станциях, а также цепей управления, защи-
ты, автоматики и сигнализации на станциях
и подстанциях.
Установки постоянного тока включают
в себя источники питания, зарядные и под-
зарядные устройства аккумуляторных бата-
рей, автоматику регулирования напряжения,
устройства распределения и контроля.
Нагрузки постоянного тока могут быть
разделены на три вида: постоянная, соответ-
ствующая току нормального режима^ вре-
менная, соответствующая току потребителей
при исчезновении переменного тока; кратко-
1 2 3 Чс Ыс 1шн
Переходный режим
Аварийный режим
Рис. 6.4. График аварийного получасового разряда аккумуляторной батареи ТЭС с попе-
речными связями:
7 = 40 А — постоянная нагрузка; 7=130 А — аварийное освещение; 7=271 А —приводы выключа-
телей; 7= 100 А — преобразовательные агрегаты связи; 7— 130 А — аварийные маслонасосы уплотнения;
7 = 184 А — аварийные маслонасосы смазки; 7 = 360 А — включение выключателя

временная — длительностью не более 5 с и
соответствующая току потребителей пере-
ходного режима от нормального к устано-
вившемуся аварийному.
Постоянная и временная нагрузки могут
быть определены по схемам питания потре-
бителей или непосредственным измерением.
Наибольшая кратковременная нагрузка
переходного аварийного режима (толчковая)
может иметь место в начальный период
переходного процесса или через некоторое
время в зависимости от моментов включения
приводов выключателей и пуска маслонасо-
сов. !:
Удобной формой анализа работы потре-
бителей системы постоянного тока является
построение графика нагрузок Гпагр = / (t) для
аварийного режима. Пример такого графика
для электростанции с поперечными связями
по пару приведен на рис. 6.4.
6.9. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ В СЕТИ
ПОСТОЯННОГО ТОКА
Ток КЗ в сети постоянного тока, пи-
тающейся от аккумуляторной батареи (АБ)
типа"- СК, определяется по формуле .
^расг
(6.73)
где Гк — ток КЗ, А; £расч — расчетная ЭДС
одного элемента, В; п — количество элемен-
тов батареи; КДБ — внутреннее сопротивле-
ние АБ, Ом; RK — сопротивление цепи КЗ,
Ом.
В (6.73) £расч и КАБ — фиктивные расчет-
ные величины, нелинейно зависящие от тока,
протекающего через АБ. В свою очередь
этот ток зависит от сопротивления цепи КЗ.
Для упрощения расчетов кривая нелинейной
зависимости тока АБ от сопротивления, на
которое она замкнута, заменяется двумя
прямолинейными участками, пересекающи-
мися в точке, соответствующей граничному
сопротивлению. Спрямленная характеристи-
ка U = f (IK) АБ приведена на рис. 6.5.
Значение граничного сопротивления за-
висит от номера батареи и количества вклю-
ченных в работу шементов в соответствии
с выражением
Rip '-
7,5 — -[(Г3,
N
где Rrp — граничное сопротивление, Ом; N —
номер АБ. В том случае, если RK < Rrp, при-
нимается Ерасч = 1.73 В И
Ток толчка,
Рис. 6.5. Зависимость напряжения на зажи-
мах заряженного аккумулятора типа СК от
тока толчков при температуре 25 °С
если же RK > Rrp, то принимается £расч -
= 1,93 В и
5,4:
N
КГ
Включение АБ параллельно с мощным
генератором постоянного тока, например
ГП-150-1500 преобразователя ОП-150-У4,
при работе батареи в режиме постоянного
подразряда приводит к увеличению тока КЗ.
Расчет тока в этом случае следует произво-
дить по методу двух узлов.
Расчетная схема замещения для опреде-
ления тока КЗ по этому методу приведена
на рис. 6.6, а. Аккумуляторная батарея и ге-
нератор постоянного тока обратимого дви-
гатель-генератора ОП-150-У4 на схеме заме-
щения представлены своими ЭДС £АБ, £г
и сопротивлениями КДБ, Rr (рис. 6.6, б). При
расчете значение £г принимается равным
напряжению на шинах щита постоянного
тока; Rr определяется из внешней характе-
ристики U = / (1К) генератора ГП-150-1500,
приведенной на рис. 6.7, по формуле
Rr =
U,<
h
242 - 144
2611
■■ 37,6 мОм,
Ra
4,0 -
N
ю-
где UK = 144 В — напряжение на выводах
машины постоянного тока при токе 1К =
= 2611 А.
Напряжение на шинах щита постоянно-
го тока (ЩПТ) в момент установившегося

КЗ определяется по формуле
v _ £rgi + ЕАъд2
qi+q2+ q3
где Ег — расчетная ЭДС генератора, В;
расчетная ЭДС АБ; q^ =
Е
•АБ
1
'расч'1
— проводимость цепи ввода пи-
1
Rr + Rk2
тания от генератора на ЩПТ; q2
проводимость цепи ввода питания от АБ на
ЩПТ; q3 = —— проводимость цепи от
-=- v ) гп-150-ач- Ci.
АБ —
Рис. 6.6. Расчетная схема для определения
тока КЗ:
а — схема соединения аккумуляторной батареи и
генератора постоянного тока; б —схема заме-
щения
гьо
и, в
200
ISO
wo
1000
2000 1,А
ЩПТ до места замыкания; RK2 — сопротив-
ление цепи ввода питания от генератора до
шин ЩПТ; RKl — сопротивление цепи ввода
питания от АБ до шин ЩПТ.
Суммарный ток КЗ и его составляющие
от батареи и генератора определяются по
формулам:
'кг = ^щ.п.т^з>
Л<АБ = №аб — *Лц.п.т)<?2;
*к.г = (£г- ^щ.п.т)?1-
При больших значениях сопротивления це-
пи замыкания и соответственно малых 7к£
рассчитанный /кдБ может принимать отри-
цательные значения, что говорит о переходе
аккумуляторной батареи в режим заряда.
Для определения тока КЗ при работе
АБ параллельно с мощным выпрямителем
агрегата бесперебойного питания следует
найти граничное сопротивление по формуле
^Ш-П. Т
R,
ГР'
h
где 1/щ.п.т — напряжение на шинах ЩПТ, В;
IycT — уставка системы регулирования выпря-
мителя по току перегрузки, при которой
обеспечивается стабилизация напряжения на
шинах ЩПТ, А. .
В случае, если сопротивление цепи КЗ
Як > Rrp, ток КЗ /к = 1/щ.п.г/Дк; если сопро-
тивление цепи КЗ RK < Rrvt, ток КЗ
■\
__1
'к 'АБ ~г *уст
i +
дк
«АБ
Рис 6.7. Внешняя характеристика генератора
ГП-150-1500
где /дб — ток от АБ, рассчитанный по (6.73)
без учета выпрямителя АБП, A; RK — сопро-
тивление цепи от шин ЩПТ до места КЗ.
Необходимо иметь в виду, что приведен-
ная выше формула справедлива только для
определения значения суммарного тока КЗ.
6.10. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТ
И ВЫБОР ЗАЩИТНЫХ АППАРАТОВ
х
Для защиты цепей аккумуляторных уста-
новок от КЗ используются предохранители
серий ППТ, НПН, ПР, ПН и автомати-
ческие выключатели серий АП, ABM, A3100,
A3 700, «Электрон».
Выбор номинального тока н уставок сра-
батывания аппаратов зашиты. Номинальный
ток плавкой вставки предохранителя выби-
рается по условию
I > k I
лном.пл. вст ^нлрасч> f
где кн = 1,2 — коэффициент" надежности;

/расч — наибольший расчетный ток длитель-
ной нагрузки.
Если присоединение, защищаемое пред-
охранителем, подвержено перегрузкам, то
дополнительно должно выполняться условие
1
I > "ер
- МЮМ.ПЛ.ВСТ ^ , s
где 1пер — ток перегрузки; fcnep = 2,5 — крат-
ность перегрузки при ее длительности не
более 3 с.
Наиболее нщег-то оценить отстройку
плавкой вставки г/г тока перегрузки можно
по времятоковым* характеристикам предохра-
нителей.
Кратность ' тока КЗ по отношению к
номинальному току плавкой вставки должна
быть не менее трех.
Номинальный ток расщепителя автома-
тического выключателя должен быть не
меньше наибольшего расчетного тока дли-
тельной нагрузки
-•ном.р.гсц ^ -*расч-
В случае, если принимается наименьшая
уставка по шкале тска распепителя с обрат-
независимой характеристикой автоматиче-
ских выключателей АВ и АВМ, номиналь-
ный ток распепителя выбирается по условию:
? > 1 ЯЯ?
-•ном.pad ^ А^^-»расч-
Расцепитель мгновенного срабатывания
(отсечки) должен быть отстроен от тока
кратковременной перегрузки но условию
где К3 = 1,1 — коэффициент запаса; Кр —
коэффициент разбро:а выключателя (по за-
водским данным).
Расцепитель с обратнозависимой от тока
характеристикой должен быть отстроен от
излишнего срабатывания по времятоковым
характеристикам прв протекании через него
тока кратковременной перегрузки 1пер.
Проверка кратно:™ тока КЗ и селектив-
ности. Для надежно; о отключения повреж-
денного участка сетя при КЗ. необходимо,
чтобы отношение наименьшего расчетного
тока КЗ к номинальному току плавкой
вставки предохранителя или расцепителя
выключателя с обратнозависимой от тока
характеристикой было не менее 3.
Кратность тока КЗ для расцепителя
отсечки проверяется по формуле
-*ОТС
где 1К — ток КЗ в маете установки выклю-
чателя; К3 — коэффициент запаса (К3 = 1,1).
Если это условие выполняется, то рас-
щепители с обратнозависимой от тока харак-
теристикой следует рассматривать как ре-
зервную защиту.
Проверку селективности защиты реко-
мендуется выполнять по времятоковым ха-
рактеристикам аппаратов защиты с учетом
зоны разброса по их временам срабатывания.
Для обеспечения селективной работы после-
довательно включенных защитных аппаратов
необходимо, чтобы нижняя граница зоны воз-
можных отклонений характеристик срабаты-
вания аппарата, установленного ближе к ис-
точнику питания, была выше верхней грани-
цы возможных отклонений характеристик
срабатывания аппарата, установленного даль-
ше от источника питания, во всем диапазоне
токов, которые могут протекать в рассмат-
риваемой цепи.
Соблюдение указанных условий для двух
последовательно установленных предохрани-
телей обеспечивается, если номинальные то-
ки плавких вставок разнятся не менее чем
на две ступени шкалы номинальных токов
вставок для данного предокранителя.
Селективность работы предохранителя
с автоматическим выключателем, установ-
ленным дальше от источника питания, будет
соблюдаться, если во всем возможном диа-
пазоне токов КЗ
^пред '> ^выкл "■" U>^- С*
Селективность автоматического выклю-
чателя с расцепителем мгновенного срабаты-
вания с предохранителем, установленным
дальше от источника питания, при токах
КЗ выше уставки срабатывания этого расце-
пителя может быть обеспечена введением
задержки по времени на отключение после
срабатывания расцепителя. Такую задержку
имеют некоторые из вьжлючателеи тилов
АВ, ABM, A370O, которые называются селек-
тивными, в их обозначение входит буква С.
При последовательном включении двух
селективных выключателей разность во вре-
мени их отключения должна быть больше
чем 0,2 с.
Менее надежным, но часто применяемым
способом достижения селективности после-
довательно установленных выключателей яв-
ляется установка выключателя с расцепите-
лем мгновенного срабатывания за выключа-
телем, не имеющим такого расцепителя,
например А3163 с времязависимым расцепи-
телем.
Определение расчетных условий и токов.
Определение расчетных условий и значений
токов для выбора и проверки защитных

Таблица 6.19. Значения коэффициентов Кс
Тип
'выключателя
АП50
А3110
А3123
Номинальный
тою расцепите-
лей, А
10-25
25-100
15-80
Коэффициент
0,15-0,25
0,17-0,21
0,17-0,21
Тип
выключателя
A3124
А3123
A3124
Номинальный
ток расцепите-
лей, А
15-80
40-100
40-100
Коэффициент
0,17-0,21
0,1 -0,13
0,1 -0,13
аппаратов производится для конкретных це-
пей.
Расчетным током длительной нагрузки
электродвигателя является его номинальный
ток,- а наибольшим током кратковременной
нагрузки — пусковой ток. Пусковой ток мо-
жет быть определен экспериментально или
по формуле
*пуск — ^ш/^Ц-я»
где иш — напряжение на шинах, В; Дц.я —
сопротивление цепи якоря, Ом.
Электромагниты включения масляных
выключателей термически неустойчивы к
длительному протеканию установившегося
тока включения, который следует принять
за ток кратковременной перегрузки /пер.
Расчетный ток в цепи электромагнита вклю-
чения определяется по выражению
'расч — "х'пер*
где Кс — расчетный коэффициент (табл. 6.19).
Если номинальный ток расцепителя ав-
томатического выключателя выбрать равным
расчетному по указанному выражению, то
в случае протекания установившегося тока
(при неисправности механизма привода)
отключение его произойдет через 3 — 12 с,
предотвратив термическое повреждение
электромагнита включения. Если для зашиты
электромагнита включения установлены пре-
дохранители, то номинальный ток плавкой
вставки выбирается по условию
'ном.пл.вст
= (0,34- 0,4) 1п
Расчетный ток длительной нагрузки вво-
да от аккумуляторной батареи на сборные
шины принимается равным току установив-
шегося аварийного режима, а ток кратко-
временной перегрузки принимается равным
наибольшему току толчка во время аварий-
ного режима. Значения этих токов берутся
из графика нагрузки батареи во время ава-
рийного режима^ например рис. 6.6.
Аппараты защиты в цепи ввода заряд-
ного и подзарядного агрегатов На сборные
шины должны быть надежно отстроены от
номинального тока и допустимых перегру-
зок, приведенных в технической документа-
ции на эти устройства.
Кратность тока КЗ должна быть прове-
рена при междуполюсном повреждении в
конце кабеля у токоприемника.
Аппарат, установленный для защиты
кольца оперативного тока, должен иметь
кратность тока КЗ не ниже нормированной
при повреждении у самого удаленного от
него секционирующего рубильника. Режим
одностороннего питания при проверке крат-
ности КЗ допускается не учитывать, считая
его непродолжительным.
Отключающая способность н устойчи-
вость аппаратов защиты к действию токов
КЗ. Как показывают расчеты, максимальное
значение тока КЗ на выводах аккумулятор-
ной батареи не превышает 14—16 кА. На
сборных шинах вследствие токоограничиваю-
щего влияния цепей ввода питания ток КЗ
не превышает 5 — 8 кА.
Автоматические выключатели «Элект-
рон», АВМ и предохранители ПН-2 облада-
ют отключающей способностью и устой-
чивостью к действию токов КЗ, позволяю-
щими их устанавливать в любом месте
системы постоянного тока, включая шины
щитов постоянного тока.
Автоматические выключатели типа АП50
к установке на шииах щитов постоянного
тока не пригодны, так кагёиюпустимый ток
КЗ для них 2500 А.
Предохранители ПР-2 и НПН2-60, пред-
назначенные для цепей переменного тока,
имеют длительный опыт эксплуатации на
щитах постоянного тока для защиты цепей
управления, что подтверждает возможность
их применения.

6.11. АККУМУЛЯТОРНЫЕ БАТАРЕИ
Таблица 6.20. Аккумуляторы свинцовые для стационарных установок типа С, СК и СКЭ
(ГОСТ 825-73*)
Номер
(.№)
муля-
торя.
1
2
3
4
5
6
8
10
12
14
16
18
20
24
28
32
36
Номи-
нальная
емкость,
А-ч
36
72
108
144
180
216
288
360
432
504
576
648
720
864
1008
1152
1296
Размеры бака,
Длина
80
*> 130
х~ 180
'■'■ 260
260
205
205
270
270
315
429 '469* 1
469'469*'
504'469* •
344 347*'
379 347*'
414/415*
454 415*'
Ширина
215
215
215
215
215
220
220
220
220
220
279/225*1
225/279*1
279/225*'
474/415*1
474/415*'
474/415*1
474/415*1
мм
Высота
270
270
270
270
270
485
485
485
485
485
583/540*1
583/540*1
583/540*1
588/540*1
588/540*1
588/540*'
588/540*1
Масса
аккумулятора
без электро-
лита, кг
6,8
12
16
21
25
30
37
46
53
61
90/69*1
101/75*1
110/82*1
138/105*1
155/120*1
172/144*1
188/159*1
Объем элек-
тролита -
плотностью
1,18 г/смЗ
(ориентиро-
вочно), л
3,0
5,5
8,0
11,6
11,0
15,5
14.5
21,0
20,0
23,0
34/34,7*1
37,7/33,4*1
41/32,3*1
50/48*1
54/45,6*1
60
67
Число электро-
дов в аккуму-
ляторе
положи-
тельных
1
2
3
4
5
3
4
5
6
7
8
9
10
6
7
8
9
отрица-
тельных
2
3
4
5
6
4
5
6
7
8
9
10
11
7
8
9
10
*1 В числителе — для аккумуляторов в деревянном баке, в знаменателе — в эбонитовом.
Примечания: 1. Для аккумулятора № 16 размеры бака из стекла: длина — 345 мм, ширина —
220 мм, высота — 485 мм; масса 68 кг; объем электролита — 36,5 л.
2. См. примечания к табл. 6.21.
3. Материал бака аккумуляторов № 1 —14 стекло.
Таблица 6.21. Техническая характеристика электродов
И-1
К-1
КЛ-1,
КП-1
И-2
К-2
КЛ-2,
КП-2
И-4
К-4
КЛ-4,
КП-4
Наименование
Положи гельный
Отрицательный средний
Отрицательные крайние.
левый и правый
Положительный
Отрицательный средний
Отрицательные крайние,
левый и правый
Положительный
Отрицательный средний
Отрицат ельные
крайние, левый и правый
Средняя
кг
2,7
1,2
1,0
5.0
2,3
1,7
10,5
4,8
3,6
Размеры (без ушков), мм
Высота
166 + 2
174 + 2
174 + 2
326 + 2
344 + 2
344 + 2
349+2
365 + 2
365 + 2
Ширина
168 + 2
170 + 2
170 + 2
168 + 2
170 + 2
170 + 2
350 + 2
352 + 2
352 + 2
Толщина
12,0 + 0,3
8,0 + 0,5
8,0 + 0,5
12,0 + 0,3
8,0 + 0,5
8,0 ±0,5
10,4 + 0,3
8,0 + 0,5
8,0 + 0,5
Номер
(.№) акку-
мулятора
1-5
1-5
1-5
6-20
6-20
6-20
24-32
24-32
24-32
Примечания: 1. Аккумуляторы выпускаются до № 148, в электроустановках высокого напряже-
ния аккумуляторы выше № 36, как правило, не используются.
2. Тип С — стационарный для длительных режимов разряда, СК — для коротких и длительных
режимов разряда. Цифры после букв означают номер (№) аккумулятора. Аккумуляторы типа СК
отличаются от типа С только усиленными соединительными полосами; №1 — 8 выпускаются только
типа СК; № 10 и выше выпускаются как типа СК, так и типа С; Э — эбонитовый бак.
3. Номинальная емкость аккумулятора, А-ч, при 10-часовом разряде равна 36 х №; при 3-часовом —
27 х №; при 1-часовом — 18,5 х №; при 0,5-часовом — 12.5 х №; при 0,25-часовом 8 х №.

Продолжение табл. 6.21
4. Максимальный зарядный ток для аккумуляторов типов С и СК равен 9 х №. Максимальный
разрядный ток при 10-часовом разряде — 3,6 х №; при 3-часовом — 9 х №; при 1-часовом 18,5 х №;
при 0,5-часовом — 25 х №; при 0,25-часовом 32 х №.
5. Наименьшее допустимое напряжение для батарей, работающих в режиме 3- и 10-часового
разряда, 1,8 В; в режиме 0,5, 1 и 2-часового — 1,75 В.
6. Получение номинальной емкости при максимальных значениях разрядного тока и разряде до
наименьшего допустимого напряжения обеспечивается при плотности электролита 1,205 ±0,005 г/см3
и температуре его в начале разряда +20°С. Для заливки батарей применяется аккумуляторная кислота
плотностью 1,18 г/см3. Температура электролита в конце заряда не должна превышать +40 °С. Мини-
мальная допустимая температура в помещении аккумуляторной батареи должна быть +10°С, а на
подстанциях без постоянного дежурства персонала + 5°С.
7. Аккумуляторные батареи должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда, напряжение
подзаряда должно составлять 2,2 + 0,05 В на элемент. Для приведения всех элементов батареи в
одинаковое, полностью заряженное состояние и для предотвращения сульфатации электродов не реже
чем 1 раз в год должен проводиться уравнительный заряд батареи напряжением 2,3—2,35 В на элемент до
достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2—1,21 г/см3 при
температуре +20°С. Кроме того, на подстанциях 1 раз в год должна проверяться работоспособность
батареи по падению напряжения при толчковых токах.
8. На тепловых и атомных электростанпиях 1 раз в 1 — 2 года должен выполняться контрольный
разряд батареи для определения ее фактической емкости. На подстанпиях и гидростанциях разряды
батарей должны выполняться по мере необходимости. В тех случаях, когда число элементов недоста-
точно, чтобы обеспечить напряжение на шинах в конце разряда в заданных пределах, допускается
осуществлять разряд части основных элементов. Значение тока разряда каждый раз должно быть одно
и то же. Результаты измерений при контрольных разрядах должны сравниваться с результатами
измерений предыдущих разрядов. Заряжать и разряжать батарею допускается током не выше макси-
мального значения, установленного для данной батареи.
9. Для уменьшения испарения аккумуляторы должны накрываться пластинами из стекла или другого
изоляционного материала, не вступающего в реакцию с электролитом. Размеры этих пластин должны
быть на 5 —7 мм меньше внутренних размеров сосуда. Использование масла для этой цели запрещается.
10. Емкость аккумуляторной батареи, приведенная к температуре 20 °С, после 10 лет эксплуата-
ции должна быть не меньше 70, а для аккумуляторов СН — не менее 80% первоначальной.
11. Ремонт аккумуляторной установки должен проводиться по мере необходимости. Капитальный
ремонт батареи с заменой электродов должен проводиться, как правило, не ранее чем через 15—20 лет
эксплуатации.
Таблица 6.22. Стационарные аккумуляторы с намазвыми электродами шпа СН югославского
производства (Технические условия ФГЗ.543.526)
Обозначение
ЗСН-36*
СН-72
СН-108
СН-144
СН-180
СН-216
СН-288
СН-360
СН-432
СН-504
СН-576
СН-648
СН-720
СН-864
СН-1008
СН-1152
Одно-
минутный
толчок
тока,
А
50
100
150
200
250
300
400
500
600
700
800
900
1000
1200
1400
1600
Число
электродов в ак-
кумуляторе
положи-
тельных
3
2
3
4
5
3
4
5
6
7
8
9
10
12
14
16
отрица-
тельных
6
3
4
5
6
4
5
6
7
8
9
10
11
13
15
17
Размеры, мм
Длина
115,3
82,0
82,0
123,5
123,5
106
106
127
168
168
209,5
209,5
230
271,5
313
354,5
Ширина
241
241
241
241
241
245
245
245
245
245
245
245
245
245
245
245
Высота
338
354
354
. 354
354
551
551
550 ■
550
550
550
550
550
550
550
550
Масса
без
JJ1CK. ЦЛ.Г-
лита,
кг
13,2
7,5
9,5
12,4
14,5
. 18,9
23,3
Ь 28,8
34,5
37,8
45,4
48,6
54,4
64,5
74,2
84,0
Объем
JJ1CK1 JJv
лита, л
5,7
2,9
2,7
4,7
4,5
7,6
7,2
9,0
13,0
12,6
16,6
16,2 •
18,0
21,5
25,2
28,8
* Батарея напряжением б В из трех элементов в моноблоке.
Примечания: 1. Цифры в обозначении — номинальная емкость, А-ч, при 10-часовом режиме
разряда.

Продолжение табл. 6.22
2. Максимальный зарядный ток равен 0,25Ciq, где Cjq — емкость Ш-часового разряда. Зарядный ток
первого заряда после заливки электролита плотностью 1,21+0,005 г/см3 при температуре +20°С и
пропитки электродов .< течение 3—4 ч равен 0,05Ciq. Температура электролита при первом заряде не
должна превышать + i5°C, при последующих +45 °С.
3. Наименьшее допустимое напряжение в режимах 10; 5 и 3-часовых разрядов 1,8 В на элемент,
в режимах 1, 0,5 и 0,;5-часовых разрядов— 1,75 В на элемент.
4. Получение номинальной емкости гарантируется при средней температуре электролита в процессе
разряда +20°С и плотности электролита в начале разряда при этой температуре 1,24 + 0,005 г/см3.
5. Аккумуляторныз батареи должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда, напря-
жение подзаряда должно составлять при температуре не выше +35 °С 2,18 + 0,04 В на элемент,
а при температуре вьтне +35 "С 2,52+0,04 В на элемент.
6. При сзшжеши уровня электролита до 20 мм над предохранительным щитком производится
доливка воды до г/еов ^начального уровня и уравнительный заряд батареи напряжением 2,3 — 2,35 В на
элемент. УравнителЕньш заряд проводится также, если отдельные аккумуляторы имеют напряжение
меньше 2,1 В и платность электролита ниже 1,235 г/см3, приведенную к температуре + 20°С.
Таблица 6.23. Номинальная емзсостъ стащнокаркых аккумуляторов СН югославского
производства при режиме разряда? отличашх от lffi-часового
Обозначение
ЗСН-36
СН-72
СН-108
СН-144
CH-1SD
СН-216
СН-288
СН-360
СН-432
СН-504
СН-576
СН-648
СН-720
СН-864
СН-1008
СН-1152
5-часовой
Ток, А
6
10
18
24
30
36
48
60
72
84
96
108
120
144
168
192
Емкость,
А-ч
30
60
90
120
150
180
240
300
360
420
480
540
600-
720
840
960
3-часовой
Ток,
А -
9
18
27
36
45
54
72
90
108
126
144
162
180
216
252
288
Емкость,
А-ч
27
54
81
108
135
162
216
270
324
378
432
486
540
648
756
864
1-часовой
Ток,
А
18,5
37,0
55,5
74,0
92,5
111
148
185
222
259
296
333
370
444
518
592
Емкость,
А .ч
18,5
37,0
55,5
74
92,5
111
. 148
185
222
259
296
333
370
444
518
592
0,5-часовой
Ток,
А
25
50
75
100
125
150
200
250
300
350
400
450
500
600
700
800
Емкость,
А-ч
12,5
25
37,5
50
62,5
75
100
125
150
175
200
225
250
300
350
400
0,25-
Ток,
А
32
64
96
128
160
192
256
320
384
448
512
576
640
768
896
1024
часовой
Емкость,
А-ч
8
16
24
32
40
48
64
80
96
112
128
144
160
192
224
256
Таблица 6.2'.-. Аккумуляторы свиищояые автоблокировочные типа АБН-80-УХЛ2
(ГОСТ 21728-76*)
Режим разряда
5-часовой
12-часовой
25-часовой
Ток, А
11
5,5
3,2
А-ч,
Емкость
не менее
55
66
80
% номинальной
68
82
Примечания: 1. В установках высокого напряжения аккумуляторы АБН-80 применяются в
шкафах .управления опгративным током типа ШУОТ.
2. На первом щ«ле емкость аккумулятора должна.быть не менее 70% емкости, указанной в
таблице. Емкость, указанная в таблице, гарантируется не позднее шестого цикла при соблюде-
нии следующих условий:
а) плотность электролита в начале разряда при температуре +25 "С должна быть 1,24 + 0,005 г/см3;
б) средняя температура электролита в процессе разряда должна быть +25°С;
в) конечное напряжение при разряде должно быть не ниже 1,75 В при 5-часовом и 1,8 В при 12-
и 25-часовых режимах.
3. При температуре электролита 10°С емкость аккумуляторов должна быть не менее 40 % емкости,
указанной в та б липе.

Продолжение табл. 6.24
4. В течение 5 —10 с допустимый ток разряда 30 А.
5. Номинальная емкость аккумулятора 80 А-ч; размеры 8б± Зх; 165 + 3x283 + 5 мм; масса без
электролита 4,8, с электролитом 7,2 кг; материал бака — полиэтилен.
Таблица 6.25. Нормы на аккумуляторную серную кислоту (ГОСТ 667—73*)
Показатели
Содержание серной кислоты, %
Содержание железа, %, не более
Содержание остатка после прокаливания
Содержание окислов азота, %, не более
Содержание мышьяка, %, не более
Содержание хлористых соединений, %, не более
Содержание марганца, %, не более
Содержание суммы тяжелых металлов в пересчете на
свинец, %, не более
Содержание меди, %, не более
Содержание веществ, восстанавливающих марганцо-
вокислый калий, см3 раствора с (1/5 КМпО4) = 0,01
моль/дм3, не более
Прозрачность
Нормы для сортов
высшего
первого
92-94 92-94
0,005 0,010
0,02 0,03
0,00003 0,0001
0,00005 0,00008
0,0002 0,0003
0,00005 0,0001
0,01 0,01
0,0005 0,0005
4,5 7
Прозрачная (должна выдерживать
испытания по п. 3.13 ГОСТ)
Таблица 6.26. Нормы на дистиллированную воду (ГОСТ 6709—72*)
Показатели
Остаток после выпаривания не более
Остаток после прокаливания не более
Аммиак и аммониевые соли (NH4) не более
Нитраты (NQ3) не более
Сульфаты (S04) не более
Хлориды (С1) не более
Алюминий (А1) не более
Железо (Fe) не более
Кальций (Са) не более
Медь (Си) не более
Свинец (РЬ) не более
Цинк (Zn) не более
Вещества, восстанавливающие КМп04(0), не
более
Нормы
мг/л
5
1
0,02
0,2
0,5
0,02
0,05
0,05
0,8
0,02
0,05
0,2
0,08
%
0,0005
0,0001 ^
0,000002
0,00002
0,00005
0,00002
0,00005
0,00005
0,00008
0,0000002
0,00005
0,00002
Примечания: 1. Настоящий стандарт распространяется на дистиллированную воду, получае-
мую в перегонных аппаратах.
2. Допускается использование парового конденсата, удовлетворяющего требованиями ГОСТ на
дистиллированную воду.
3. Дистиллированная вода или паровой конденсат для доливки в аккумуляторы должны проверяться
на отсутствие хлора и железа.
Таблица 6.27. Нормы для электролита
Показатели
Плотность при температуре 20 °С, г/см3
Содержание железа, %, не более
Содержание хлористых соединений, %, не более
Разведенная свежая
кислота для заливки
в аккумуляторы
1,18 + 0,005
0,002
0,0001
Электролит
из работающего
аккумулятора
1,21+0,05
0,006
0,0003

Продолжение табл. 6.27
Примечания: 1. Проба электролита из контрольных элементов работающей батареи должна
отбираться 1 раз в год по 0,2 л из каждого элемента. Количество контрольных элементов уста-
навливается главным инженером предприятия в зависимости от состояния батареи. При контрольном
разряде пробы электролита должны отбираться в конце разряда.
2. Электролит требуемой концентрации можно изготовить из концентрированной кислоты плот-
ностью 1,83 — 1,84 г/см3 или из предварительно приготовленного и охлажденного раствора кислоты,
например, плотностью 1,4 г/см3.
Необходимые объемы кислоты и воды могут быть определены по уравнениям:
V = V Р?Сэ ■ |'=с„ Ск~Сэ
Рк*-тс ^к
где V3, VK и Ра — объемы электролита, кислоты и воды; рэ и рк — плотности электролита и ки-
слоты; Сэ и Q ^-ковпентрации кислоты в электролите и в разводимой кислоте.
Например, для получения 1 л электролита плотностью 1,18 г/см3 при 20 °С необходимо 94%-ной
концентрированной кислоты плотностью 1,84 г/см3 и воды в следующих объемах:
^ШО-^^Шсм3;
к 1,84-94
94-25,15
Рв= 1000-1.18 —- = 865 см3.
в 94
3. Пересчет плотности электролита р,, измеренной при температуре I, к нормальной темпе-
ратуре 20 °С выполняется по формуле
Р20 =Pt + 0,0007 (t - 20°),
где 0,0007 — коэффициент изменения плотности электролита с изменением температуры на 1 "С.
.,_ Таблица 6.28. Выпр
Режим
Зарядка
Подзарядка и питание установок
ямителькый агрегат
Атотр' кВ-А
17
23
типа ВАЗП-380/260-40/80
выпрямленное, В
260-380
220-260
Атом
выпрямленный, А
4-40
4-80
Примечания: 1. Выпрямительный агрегат имеет КПД 90 %, cos <p = 0,86, напряжение питающей
сети 220 или 380 В трехфазного переменного тока частотой 50 Гц.
2. Агрегаты имеют два исполнения. В первом исполнении коэффициент пульсаций выпрямлен-
ного напряжения может быть 8 %. Во втором исполнении агрегата, поставляемом в комплекте
с дросселем фильтра, — не более 3 % при параллельной работе с аккумуляторной батареей любой
емкости во всем диапазоне нагрузки.
3. Габариты, мм: первое исполнение 800x600x1900. второе исполнение 1550x600x1900. Масса
соответственно 430 и 830 кг.
4. Агрегат автоматически поддерживает установленное выпрямленное напряжение с точностью
±2%. Точность стабилизации в режиме формовки отдельных аккумуляторов при выпрямленном
напряжении 2 — 8 не нормируется.
5. Внешняя характеристика агрегата при перегрузке выше 10% крутопадающая на глубину не
менее 50% VHOM. Агрегат допускает длительную работу на холостом ходу.
6. Агрегат имеет естественное охлаждение и предназначен для работы в закрытых помеще-
ниях умеренного и тропического климата в следующих условиях: окружающая среда должна быть
невзрывоопасной, непожароопасной, не содержать значительного количества агрессивных паров и га-
зов в концентрациях, разрушающих металл и изоляцию, не насыщенной водяными парами и то-
копроводящей пылью; место установки агрегата защищено от попадания воды, кислоты и других
веществ, рабочее положение — вертикальное, допускается отклонение до 5 % в любую сторону.
Таблица 6.29. Двигатель-генераторы постоянного тока
Тип
2ПН225М
2ПН225Ь
2ПН250М
2ПН250Ь
Мощность.
кВт
22
30
45
55
Ток, А
99,4
128,5
191,6
228,9
кпд, %
82
86,5
87
89
Рекомендуемый асинхронный
электродвигатель
Тип
4А180МЧ
4A200L4
4А225МЧ
4A250S4
Мощность, кВт
30
45
55
75

Продолжение табл. 6.29
Тип
2ПН280М
2IIH280L
2ПН315М
Мощность,
кВт
75
90
ПО
Ток, А
315,7
368,3
455,2
КПД, %
88
90,5
89,5
Рекомендуемый асинхронный
электродвигатель
Тип
4А250МЧ
4A280S4
4А280МЧ
Мощность, кВт
90
ПО
132
Примечания: 1. Номинальное напряжение генератора 270 В.
2. В пределах изменения напряжения от 220 до 320 мощность -генератора остается неизменной,
равной номинальной.
3. Частота вращения генератора 1500 об/мин.
Таблица 6.30. Двойные элементы коммутатора серии ЭК-6350
Тип
ЭК-6351 Б/2
ЭК-6352 Б/2
ЭК-6353 Б/2
Номинальный
ток, А
200
400
600
Габариты панели, мм
Высота
III
Ширина
850
950
1100
Примечания: 1. В таблице приведены только коммутаторы с дополнительными путевыми
выключателями и с напряжением цепей управления 220 В, используемые на электростанциях для
работы в автоматических режимах разряда и заряда аккумуляторных батарей.
2. Элементные коммутаторы с числом ступеней 21 выполняются в виде панели открытого
исполнения, состоящей нз коммутирующего устройства, двигателя приводного механизма и ряда
вспомогательных аппаратов управления.
3. Время перемещения траверс при непрерывном движении из одного крайнего положения
в другое в пределах 35 — 70 с.
4. Элементные коммутаторы предназначены для работы в закрытых помещениях прн температуре
окружающего воздуха от +5 до +40 °С и с относительной влажностью не более 90% при тем-
пературе + 20 "С и не более 50% при температуре +40 "С. Окружающая среда должна быть невзры-
воопасная, не содержать пыли, агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих металлы
и изоляцию, не насыщенная водяными парами. Место установки должно быть защищено от по-
падания воды, масла и непосредственного воздействия солнечной радиации.
Таблица 6.31. Автоматические регуляторы АРН-2 и АРН-3 (шкаф Харьковского
электромеханического завода ПЭХ-9045-00А2)
Регулятор
АРН-2
АРН-3
Назначение
Изменение количества включенных
аккумуляторов
Подзаряд добавочных аккумуля-
торов
Основные технические данные
Зона нечувствительности 8—10 В
Напряжение 20—65 В, номинальный
ток 3,5 А. Точность поддержания
напряжения ±2%
Примечания: 1. Габариты шкафа 800x800x1900 мм.
2. В комплекте с шкафом поставляется дроссель ДР-М70-210-765.
Таблица 6.32. Контроль нзоляцгш аккумуляторных установок
Номинальное напряжение, В 220 ПО 60 48 24
Сопротивление изоляции аккумуляторной батареи не менее,
кОм 100 50 30 25 15
Уставка устройства контроля изоляции на шинах, кОм 20 10 6-5 3

Продолжение табл. 6.32
Примечания: 1. В условиях эксплуатации сопротивление изоляции постоянного тока должно
быть не ниже двукратного значения уставки контроля изоляции.
2. Сопротивлении изоляции может быть определено с помощью устройства УКИ-1 (рис. 6,8)
или вольметра по трем измерениям.
На сигнал
Рис. 6.8. Принципиальная схема устройства
контроля изоляции УКИ-1:
Я — резистор (2,2 кОм); Лп — потенциометр
(2,2 кОм)
Таблица 6.33. Параметры вольтметра и реле сигнализаций для установки 220 В
Вольтметр
Tim
М325
Шкала
150-0-150
Сопротив1
ление, Ом
50000
Реле
Тип
РН-52/М78
Сопротивле-
ние обмоток,
Ом
15000
Напряжение
срабатыва-
ния, В
32
Ток
срабатыва-
ния, мА
2,1
Примечание. Шкала вольтметра градуируется в килоомах:
/ V \
Rm = 0,5Л„ 1 2 | — 0,25/}, где Rm, R и RB — сопротивления изоляции, резистора и вольтметра
соответственно; UB — показание вольтметра; V — напряжение установки.
Сопротивление ичоляции с помощью вольтметра определяется по следующим выражениям:
V . \„ _ „ t/-(t/+ + {/_) У-Щ+ + С/_)
/ V \ V-(V+ + \
С/4-
где V — напряжение между плюсом и минусом, В; £/+; t/_ — напряжение плюса и минуса относительно
земли, В; RB — сопротивление вольтметра; Rm — сопротивление изоляции сети.
При измерении сопротивления изоляции вольтметром для получения более точных резуль-
татов устройство контроля изоляпии следует отключать.
Раздел седьмой
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ МАСЛА
7.1. МАСЛСХтаЯЙСГВА
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И ПОДСТАНЦИЙ
Каждая электростанция должна быть
оборудована централизованным масляным
хозяйством турбинного и трансформаторно-
го масел, включающим в себя: баки све-
жего, регенерированного и отработанного
масел, насосы для приема и перекачки
масла, установки для сушки масел и восста-
новления цеолита или силикагеля, аппаратуру
для обработки трансформаторных масел с
целью получения их исходных высоких по-
казателей. Для дегазации, очистки и регене-
рации трансформаторных масел могут ис-
пользоваться передвижные установки.
На тепловых электростанциях устанав-

ливаются по четыре резервуара турбинного
и трансформаторного масла и два резервуара
машинного масла для мельничных систем.
На гидроэлектростанциях устанавливаются
по три резервуара турбинного и транс-
форматорного масла. На подстанциях 500 кВ
с трансформаторами всех мощностей и под-
станциях 330 кВ с трансформаторами мощ-
ностью 200 MB-А в выше, расположенных
в удаленных или труднодоступных райо-
нах,—по три резервуара трансформаторного
масла.
Вместимость каждого резервуара долж-
на быть не меньше вместимости железно-
дорожной цистерны (60 м3) и, кроме того,
она должна обеспечивать: турбинным мас-
лом — масляную систему одного агрегата с
наибольшим объемом масла и доливку масла
в размере 45-дневной потребности всех агре-
гатов для тепловых электростанций и 10%
объема агрегата для гидроэлектростанций;
для трансформаторного масла — один наибо-
лее крупный трансформатор с 10%-ным за-
пасом; машинным маслом — масляную систе-
му четырех мельниц с запасом на доливку
в размере 45-дневной потребности всех
мельниц.
Подстанции 110 кВ и выше с баковы-
ми масляными выключателями должны иметь
по два резервуара трансформаторного масла
с объемом каждого не менее емкости масла
трех баков наибольшего выключателя с за-
пасом не менее 1 % всего количества масла
оборудования подстанпии.
Подстанции с синхронными компенсато-
рами должны иметь два резервуара турбин-
ного масла с объемом не менее 110% объ-
ема маслосистем наибольшего синхронного
компенсатора. Хранение вспомогательных
смазочных средств предусматривается в раз-
мере 45-дневной потребности.
Резервуары дл.я хранения масла должны
иметь воздухоосушительные фильтры, указа-
тели уровня масла и счетчики количества
масла.
Подача турбинного и трансформаторно-
го масел к основным агрегатам и слив их
производится раздельно по одинарным тру-
бопроводам, снабженным обогревом в не-
обогреваемой зоие. Для аварийного слива
турбинного масла из агрегатов на электро-
станции предусматривается специальный ре-
зервуар, равный вместимости масляной систе-
мы наибольшего агрегата и расположенный
вне здания. *"-
Блок обработки трансформаторного мас-
ла располагается на площади 24 м2 и дол-
жен включать: фильтр сетчатый грубой
очистки 2)у = 80 (3 шт.), насосы шестерен-
чатые Ш-40-6-18/4 (2 шт.) для выполнения
технологических операций и приема масла;
счетчики ШЖУ-40С-6 или 2-СВШС-25 (2 шт.),
восемь адсорберов вместимостью по 50 кг
сорбента; два фильтра тонкой очистки, бак
для введения в масло антиокислительных
присадок объемом 0,4 м3, маслоподогрева-
тель ПН-80, бак дренажный вместимостью
5 м3, насос приема масла Ш-40-6-18/4.
Блок обработки турбинного масла распо-
лагается на той же площади и, кроме
предусмотренных для обработки трансфор-
маторного масла сетчатого фильтра, шесте-
ренчатых насосов, счетчиков, маслоподогре-
вате.чей, фильтров тонкой очистки, бака для
введения присадок, дренажного бака и насоса
приема масла, должен включать также и
маслоо чистительную установку.
Для обслуживания электрооборудования
применяются установки для очистки, ва-
куумирования и азотирования масла, для ре-
генерации отработанных масел, для осушки
масла цеолитом, установки «Иней» и «Сухо-
вей», маслонасосы, вакуумные насосы, уста-
новки для прогрева обмоток силовых
трансформаторов (табл. 7.1 — 7.6).
Таблица 7.1. Установка «Имей» для низкотемпературной обработки^, изоляция силоиых
трансформаторов ,
Основные показатели
Быстрота откачки при входном давлении 1,3 — 60
Па (л/с)
Предельное значение создаваемого остаточного дав-
ления, Па
Вакуум-насос
Поверхность конденсации водяных паров, м3
Температура охлаждающей поверхности, "С
Установленная мощность, кВт
Габариты, мм
Масса, кг
1 «
«Иней-1»
900
1,3
2ДВН-1500
1,35
-70
10
2390 х 1220 х 1495
1300
1 ;
«Иней-И»
300
1,3
2ДВН-500
1,35
-70
7,5
1700x1220x1495
1005

Продолжение табл. 7.1
Примечания: 1. Установка состоит из двухроторного вакуумного насоса, ловушки паров
воды, запорной арматуры, соединительных трубопроводов и измерительных устройств, которые смон-
тированы на общей раме.
2. Изготовитель — Готвальдский завод монтажных заготовок треста «Электроюжмонтаж».
Основные технические даиные установки «Суховей» для получения глубокоосушенного
воздуха приведены ниже:
Производительность по сухому воздуху, м3/с 0,08
Давление воздуха на входе, МПа 0,08
■Температура воздуха на входе в установку, °С +40
Точка росы сухого воздуха после 'установки, °С . . . . —50
Количество адсорберов, тт. . 2
Масса цеолита в адсорбере, юг. ... 250
Расход воздуха на регенерацию цеолита, м3/с 0,03
Мощность печи для регенерации, кВт 18
Примечания: !. В качестве адсорбента в установке применен цеолит марки NaA.
2. Изготовитель — Готвальдский завод монтажных заготовок треста «Электроюжмонтаж».
3. Предприятием «Днепроэнергоремонт» выпускается установка для воздушно-масляной сушки
силовых трансформаторов УВСТ-1. Установка состоит из маслоподотревателя, вакуумных насосов
и патронов с цеолитом. Прогретая до 90 °С активная часть трансформатора продувается по диаго-
нали снизу вверх осушенным воздухом с точкой росы — 70 °С.
Таблица 7.2. Установка для прогрева трансформаторов и нагрева трансформаторного
масла
Тип
ПН-80
ЭНМ-80
Ьвом. В
380
380
Р, кВт
80
80
Производи-
тельность,
м3/ч
3
3
Габариты, мм
/
960
1070
Ъ
720
830
Н
1100
894
Масса,
кг
270
220
Примечания: i. Нагрев масла осуществляется нагревательными элементами общей мощно-
стью 80 кВт.
2. Циркуляция масла осуществляется насосом шестеренчатого типа РЗ-4,5.
3. Регулирование мощности — ручное ступенчатое (две ступени по 40 кВт).
4. Температура на заданном уровне поддерживается автоматически, предел регулирования тем-
пературы от 50 до 90°С.
5. Завод-изготовитель — Полтавский турбомеханический завод «Союзэнергоремонта» Минэнерго
СССР.
6. Предприятием «Днепроэнерторемонт» выпускается маслоподотреватель МП-120 (Рном = 120 кВт,
расход 100 м3/ч).
Таблипа 7.3. Выпрямители полупроводниковые
КВТМ-280/06
ВУ-650
1/~, В
380
400
120,
270,
620
540
135,
310,
в
155,
480,
240,
540,
I , А
1800,
900,
450
650
Габариты, мм
1
1785
1110
6
1460
1500
Н
2725
1880
Масса,
3700
650
Примечания: 1. Выпрямители полупроводниковые применяются для прогрева трансформа-
торов методом постоянного тока.
2. Условное обозначение выпрямителей: КВТМ-280/0,5 — К — на кремниевых вентилях, В — вы-
прямитель, Т — трехфазный, М — с масляным охлаждением, 280 — номинальная мощность установки,
кВт; 0,5 — наибольшее значение выпрямленного напряжения, кВ; ВУ-650 — В — выпрямитель, У —
управляемый, 650 — наибольшее значение выпрямленного тока, А.

Продолжение табл. 7.3
3. Подключение выпрямительной установки к зажимам вводов прогреваемого трансформатора
осуществляется двумя проводами сечением 120 мм2, а при токе нагрева более 800 А — тремя прово-
дами того же сечения. Питание установки при потреблении более 160 кВт — по трем проводам
марки АПР сечением 95 мм2 каждый.
4. Установка КВТМ-280/0,5 изготовляется Московским ПО «Электрозавод», а ВУ-650 — Ленинград-
ским заводом электромонтажного оборудования треста «Гидроэлектромонтаж» Союзэлектромонтажа.
5. ПРП «Мосэнергоремонт» Союзэнергоремонта разработаны управляемые портативные блоки
для прогрева и подсушки трансформаторов ГУ — VII габаритов.
Таблица 7.4. Бессальниковые маслонасосы
Тип
2Т-16/10
4Т-63/10
4Т-63/20
5Т-10О/8
5Т-100/15
6Т-160/10
5ТЭ-100/15
5ТЭ-100/20
бТЭ-160/10
Напор,
Па
113 800
113 800
227600
91000
170700
113 800
170700
226700
113800
По-
дача,
м3/ч
16
63
63
100
100
160
100
100
160
Мощ-
ность,
кВт
0,8
2,8
5,5
2,9
6,4'
6,0
7,5
10,5
5,5
Номинальный ток,
А, при напря-
жении, В
220
10,5
19,7
10,5
19,7
19,0
28,5
35,0
24,0
380
6,1
И.4
6,7
11,4
11,0
16,5
20,0
14,0
Габариты, мм
(длина х высо-
та х ширина)
345 х 336 X 306
455 х 455 х 328
426x388x328
455x450x350
499x415x350
530 х 460 х 385
725 х 390 х 500
715x465x388
665 х 475 х 530
Условный
проход
патрубка,
мм
50
100
100
125
125
150
125
125
150
Мас-
са,
КГ
50
94
115
90
118
125
190
190
185
Таблица 7.5. Вакуум-насосы с масляным уплотнением
Параметры
Быстрота действия в интер-
вале давления 105—102
Па, м3/с
Остаточное давление, Па:
полное с газобалластом
полное без газобалласта
парциальное по воздуху
Частота вращения ротора.
об/мин
Расход охлаждающей воды,
м-ч/ч
Количество масла ВМ-4
или ВМ-6, заливаемого в
насос, л
Мощность электродвигате-
ля, кВт
Габариты, мм
Масса насоса с приводом,
кг
ВН-1МГ
0,165
7,3
3
0,4
500
Воздушное
охлаждение
3,8
28
954 х 580 х
х745
290
Тип вакуум-насоса
ВН-4Г,
ВН-7Г
0,045
133
4
0,65
500
2,3
16
•
7
1370х770х
х1300
690
ВН-6Г
0,12
133
6,5
1,33
360
3,0
55
20
1560х970х
х1790
1557
вн-зоо
0,3
133
6,5
1,33
260
5,5
80
40
2075 х
х1510х
х 1!800
%)5 .
f
ВН-500^1
0,5
-\
133
6,5
1,33
210
6,5
85
55
2910 х
х1850 х
х1535
4226
Таблица 7.6. Двухроторные вакуумные насосы
' Параметры
Быстрота действия в интер-
вале давлений 1—6,6 Па,
м3/с
Остаточное давление, Па
полное
парциальное по воздуху
Тип вакуум-насоса
ДВН-150
0,12-0,13
0,66
2,6 Ю-2
2ДВН-500
0,5
0,4
6,6-Ю-2
ЗДВН-500
0,5
0,4
6,6 ■ Ю-2
2ДВН-1500
1,5
0,53
6,6 • 10-2
ЗДВН-1500
1,5
0,53
6,6-Ю-2

Продолжение табл. 7.6
Параметры
Наибольшее впускное дав-
ление, Па
Частота вращения ротора,
об/мин
Расход охлаждающей воды,
м3/ч
Количество масла ВМ-1,
заливаемого в*цса;>тер на-
соса, л
Мощность электродвигате-
ля, кВт
Рекомендуемый форвакуум-
ный насос
Габариты, мм
Масса, кг
ДВН-150
б,б-ю-2
2860
0,07
0,22
2,8
ВН-1МГ
627 х 240 х
х260
45
Тип вакуум-насоса
2ДВН-500
133
2910
Охлаждение
воздушное
4,5
7,5
ВН-4Г
1375х600х
х845
565
ЗДВН-500
266
1450/2910
Охлаждение
воздушное
—
6,1/7,3
ВН-4Г
1420 х 660 х
х845
600
2ДВН-1500
133
2910
3,6
4,5
10
ВН-6Г
1835хS80х
х890
830
ЗДВН-1500
266
1450/2910
0,36
—
8,3/10,2
ВН-6Г
1865х580х
х890
870
7.2. ХАРАКТЕРИСТИКИ,
НОРМЫ РАСХОДА,
ХРАНЕНИЕ И
^ СМЕШЕНИЕ МАСЕЛ
Трансформатора»® масло. Масла
(табл. 7.7) в зависимости от качества и
содержания антиокислительной присадки
ДБК применяются ь оборудовании следую-
щих классов напряжения;
по ТУ 38.101.1025-85 (марки ГК) - на
напряжение 220- 11М) кВ (преимущественно
в трансформаторном и реакторном обору-
довании);
по ГОСТ 982-80* (марок Т-1500,
Т-750) — на напряжение до 1150 кВ включи-
тельно;
по ТУ 38.101.S90- 81 (марки ТКп),
ТУ 38.101.281 — 80 (марки ТАп) на напряжение
до 500 кВ включительно;
по ГОСТ 10121-76* (марки ТСп) на
напряжение до 220 *В включительно;
по ТУ 38.101.857-87 (марки MB)-
для масляных выключателей,-'Эксплуатируе-
мых в районах с холодным климатом,
Масла; изготовленные по различным
стандартам и техническим условиям, следует
хранить и применять, как правило, раздельно.
Смешение свежьх и эксплуатационных
масел, изготовленных в соответствии со
стандартами и техническими условиями,
допускается в любых соотношениях без
определения стабильности против окисления
(табл. 7.8).
Импортные масла, содержащие аети-
окислительную присздку ионол или после
введения ее на месте потребления в кон-
центрации не менее 0,3 % массы с содер-
жанием серы не более 0,35 % массы, могут
смешиваться в любых соотношениях с оте-
чественными маслами с учетом области
применения отечественного масла, указанной
в табл. 7.8.
Трансформаторные масла отечествен-
ного производства, изготовленные по ранее
действовавшим ГОСТ и ТУ, допускается
применять так же, как аналогичные масла,
вырабатываемые в соответствии с дейст-
вующими стандартами.
Смешение не допускается:
низкотемпературных изоляционных ма-
сел, предназначенных для применения в
масляных выключателях, с маслами по
табл. 7.8;
свежих и эксплуатационных масел в слу-
чае применения их в силовых трансфор-
маторах и на напряжение 110 кВ и выше,
если tg8 пробной смеси превышает tg5 ком-
понента с наибольшими диэлектрическими
потерями.
При определении тодового расхода мас-
ла на эксплуатационные нужды учитывает-
ся: потребность на долив его в оборудо-
вание, потери при смене масла и его вос-
становлении, расход трансформаторного мас-
ла определяется по формуле
Q = ДМ/100,
где В — норма годового расхода масла, %;
М — масса масла, залитого в маслонапол-
ненное электрооборудование энергопредприя-
тия, т (табл. 7.9).

Таблица 7.7. Предельно допустимые значения ыюказа гелей качества трансформаторного масла
Показатель
качества
1. Пробивное напряжение,
кВ, не менее, для транс-
форматоров, аппаратов,
И вводов на напряжение:
до 15 кВ включитель-
но
свыше 15 до 35 кВ
включительно
от 60 до 150 кВ вклю-
чительно
от 220 до 500 кВ
включительно
750 кВ
1150 кВ
2. Содержание механиче-
ских примесей, % массы,
не более:
для трансформато-
ров, аппаратов и вво-
дов на напряжение до
500 кВ
для силовых транс-
форматоров на напря-
жение 750 кВ и выше
3. Кислотное число, мг
КОН на 1 г маела>, не
более
свежего сухого перед
' н
О
Н
30
35
65
65
-=-
-
V*
—
0,01
с
И
Н
30
35
65
65
—
—
—
0,01
н
<
Н
30
35
65
65
_
-
—
0,01
Значения показателей качества марок масла
заливкой
о
Г--
£
—
—
65
65
70
70
0,0005
0,01
в оборудование
о
о
Т
Н
—
—
65
65
70
70
м
и
—
—
65.
65
70
70
после заливки в оборудование и
вводом в эксплуатацию
н
с
Н
25
30
60
60
—
-
с
М
н
25
30
60
60
—
-
Отсутствие
0,0005
0,01
0,0005
0,01
—
0,02
—
0,02
|
н
25
30
60
60
—
-
—
0,02
.
о
Г--
Н
_
—
60
60
65
70
0,0005
0,02
,
о
8
т
н
—
. —
60
60
65
. 70
0,0005
0,02
перед
W
U.
—
—
60
60
65
70
0,0005
0,02
эксплуа-
тацион-
ного
всех
марок
20
25
35
45
55
65
/ .
0,0015
0,25
Метод
испытания
По ГОСТ
6581-75*
По ГОСТ
6370-83 (для све-
жего масла до сли-
ва из цистерны и
для эксплуата-
ционного масла —
визуально)
По РТМ
34-70-653-83 •
По ГОСТ
5985-79

Продолжение табл. 7J
Показатель качества
4. Содержание водораст-
воримых кислот и ще-
лочей, мг КОН:
для трансформаторов
мощностью более
630 кВ - А, измери-
тельных трансформа-
торов тока и для мас-
лонаполиенных гер-
метичных вводов
для негерметичных
вводов
5. Температура вспышки,
°С не ниже*1
б. Тангенс угла диэлект-
рических потерь при
90°С,%,неболее*2, для
силовых, измеритель-
ных трансформаторов
и вводов напряжением:
свежего сухого перед
к
О
н
;
150
с
135
Е
<
135
Значения показателей качества марок масла
заливкой
о
135
в оборудование
о
о
Ь
после заливки в оборудовавии и
вводом в эксплуатацию
а
V
с
п
<
О
о
о
1*1
ь
Отсутствие
То же
135
135
135
135
135
135
135
перед
135
эксплуа-
тацион-
ного
S всех
марок
0,014
0,03
Сниже-
ние не
более
б°С по
сравне-
нию с
предыду-
щим ана-
лизом
Метод испытания
1. Для масел пе-
ред и после залив-
ки в оборудование
по ГОСТ 6307-
75*
2. В эксплуатации
в соответствии с
Указаниями по
эксплуатации
трансформатор-
ного масла
То же
По ГОСТ
12.1.044^84*

110-150 кВ
220-500 кВ
750 кВ
1150 кВ
7. Натровая проба, опти-
ческая плотность в кю-
вете 20 мм не более
8. Стабильность против
окисления *3 :
масса осадка после
окисления, %, не более
кислотное число окис-
ленного масла, мг
КОН на 1 г масла,
не более
9. Влагосодержание, %
массы, не более*4:
для трансформаторов
с азотной или пле-
ночной защитой масла
для трансформаторов
без специальных за-
щит масла
10. Газосодержание, %
объема, не более*3
11. Температура застыва-
ния, °С, не выше
1,7
1J
0,4
От-
сутст-
вие
0,1
0,001
0,002
ОД
-45
2,2
2,2
0,4
0,01
0,1
0,001
0,002
0,1
-45
0,5
0.5
-
0,008
0,05
0,001
0,002
0,1
-45
0,5
0,5
0,5
0*5
0,4
0,5
0,5
0,5
0,5
0,4
Отсутствие
0,15
0,001
0,002
0,1
-55
0,2
0,001
0,002
ОД
-45
0,5
0,5
0,5
0,5
0,015
0,1
0,001
0,002
0,1
-45
2,0
2,0
0,001
0,0025
0,2
-45
2,6
2,6
-
0,001
0,0025
0,2
-45
0,7
0,7
-
0,001
0,0025
0,2
-50
0,7
0.7
0,7
0,5
-
0,001
0,0025
0,2
-55
0,7
0,7
0,7
0,5
-
0,001
0,0025
0,2
-45
0,7
0,7
0,7
0,5
-
0,001
0,0025
0,2
-45
15
10
5
4
0,002
0,002
По ГОСТ
6581-75*
По ГОСТ
19296-73*
По ГОСТ 981-75*
По ГОСТ
7822-75*
По инструкции
предприятия-изго-
товителя
По ГОСТ
20287-74*
*' Для трансформаторов на 110 кВ мощностью 60 MB-А и более, 220—500 кВ всех мощностей, реакторов 500 кВ и выше, трансформаторов
на ПО кВ мощностью менее 6Д,МВ-А, собственных нужд блоков 300 МВт и выше, масло из которых контролируется хроматографическим методом,
температура вспышки эксплуататЬюнтюго масла не определяется.
*2 Проба трансформаторного масла, предназначенная для определения значения tg5, дополнительной обработке не подвергается.
*3 Стабильность против окисления для трансформаторных масел определяется нри следующих условиях: для марок Т-750 п Т-1500 длительность
окисления 30 ч, для марок ТСп, ТКп, ТАп, ГК 14 ч; температура окисления для марок Т-750 и Т-1500 130СС, для марок ТСп, ТКп, ТАп 120°С, для марки
ГК 155°С; расход кислорода для марок ТСп, ТКп, ТАп 200 смЗ/мин, для марок ГК, Т-750 и Т-1500 50 см3/мин.
*4 Для трансформаторов с системой охлаждения М и Д при отсутствии замечаний по их герметичности допускается оценку в лаг осо держания
масла производить качественно по ГОСТ 1547 — 84. -1
*5 Для трансформаторов с азотной защитой масла допускается после заливки не производить проверку газосодержания масла. В эксплуатации проверку
газосодержания масла допускается производить приборами, установленными на установках по дегазации масла, или хроматографическим методом. В эк-
сплуатации норма по газосодержанию приведена для масла трансформаторов с пленочной защитой.

Таблица 7.8. Условия смешения трансформаторных масел
Класс напряжения
оборудования
Смешиваемые масла, изготовленные по ГОСТ и ТУ
750-1150
220-500
До 220 включительно
ТУ 38.101.1025-85 (марки ГК), ГОСТ 982-80* (марок Т-1500 и
Т-750)
ТУ 38.1011025-85 (марки ГК). ГОСТ 982-80* (марок Т-1500 и
Т-750), ТУ 38.101890-81 (марки ТКп), ТУ 38.101281-80, ГОСТ
10121-76* (масло Омского НПЗ)
По ГОСТ 10121 — 76 (кроме масла производства Омского НПЗ)
с маслами по ТУ 38.101890-81 (марки ТКп), ТУ 38.101821-80,
ГОСТ 10121-76 (масло производства Омского НПЗ) и по ГОСТ
982 — 56 с добавлением присадки ДБК
Примечания: 1. Эксплуатационное масло должно иметь кислотное число не более 0,08 мг
КОН, нейтральную реакцию водной вытяжки и не содержать растворенного шлама.
2. Допускается смешение масла по ГОСТ 982—56 (без присадки) с маслами, изготовлен-
ными по другим стандартам, если содержание масла по ГОСТ 982—56 в смеси не превышает 15%.
Таблица 7.9. Нормы годового расхода трансформаторных масел
Объект
ТЭЦ с турбинами мощностью
до 25 МВт включительно
ГРЭС и ТЭЦ неблочные с тур-
бинами мощностью более
25 МВт
ГРЭС и ТЭЦ блочные и смешан-
ные с блоками и поперечными •
связями
ГЭС и каскад ГЭС
Предприятия электросетей
-•
Энергоремонтные предприятия
или цехи, выполняющие функ-
ции ремонтных предприятий
энергосистемы
Масса масла, залитого в
электрооборудование объекта, т
До 100 включительно
Свыше 100
До 500 включительно
Свыше 500 до 1000 включительно
Свыше 1000
Свыше 500 до 1000 включительно
Свыше 1000
До 100 включительно
Свыше 100 до 500 включительно
Свыше 500
До 1000 включительно
Свыше 1000 до 2000 включительно
Свыше 2000 до 3000 включительно
Свыше 3000 до 4000 включительно
Свыше 4000 до 5000 включительно
Свыше 5000 до 6000 включительно
Свыше 6000 до 7000 включительно
Свыше '8000
Масса масла, залитого в электрообору-
дование всех энергопредприятий энерго-
системы
Норма
годового
расхода
масла, %
4
3,3
3,3
2,8
2,5
2,8
2,5
3,0
2.6
2,2
3,5
2,7
2,3
2,0
1,8
1,4
1,3
1.2
о;5
Примечания: I. Норма годового расхода масла выражена в процентах массы масла,
находящегося в эксплуатации во всем маслонаполнешюм электрооборудовании энергопредприятия.
2. Нормы учитывают повторное использование отработанного масла после его восстановления,
а также применение термосифонных и адсорбных фильтров для непрерывной регенерации масла.

7.3. КОНТРОЛЬ ЗА
СОСТОЯНИЕМ МАСЕЛ
Трансформаторные масла. Свежее транс-
форматорное масло из каждой железно-
дорожной цистерны, поступающее с нефте-
базы или завода-изготовителя и изготов-
ленное по действующим стандартам или
техническим условиям, должно подвергаться
испытаниям по пп. 2 — 8 табл. 7.7. Масло,
предназначенное для заливки в оборудование,
работающее в районах Крайнего Севера,
дополнительно испытывается по п. 11.
Масла, изготовленные по- техническим
условиям или стандартам, не указанным
в табл. 7.7, должны подвергаться испыта-
ниям по тем же показателям, но значе-
ния показателей следует принимать по техни-
ческим условиям или стандартам на эти
масла.
Трансформаторное масло, отбираемое
из оборудования перед его включением и
в процессе монтажа, должно .испытываться
по показателям табл. 7.7.
а) Масло для и из трансформаторов.
Свежее сухое трансформаторное масло перед
заливкой во вводимые в эксплуатацию транс-
форматоры должно испытываться по пока-
зателям пп. 1 — 5 табл. 7.7, а для трансфор-
маторов на напряжение 110 кВ и выше —
также и по п. 6. Перед заливкой в транс-
форматоры с азотной или пленочной за-
щитой масло подвергается дополнительной
проверке.
Масло из трансформаторов мощностью
1000 кВ-А и более на напряжение до
35 кВ включительно при хранении их более
одного года испытьшается по показателю
п. 1 табл. 7.7, а из трансформаторов на
напряжение 110 — 750 кВ по показателям
пп. 1, 3, б не реже 1 раза в год.
Масло из трансформаторов на напряже-
ние до 35 кВ включительно перед вводом
в работу после монтажа испытывается по
показателям пп. 1 — 5 табл. 7.7, если нет
других требований в заводской документа-
ции; из трансформаторов на( напряжение
110—750 кВ — дополнительно по показателю
п. 6; из трансформаторов с пленочной и
азотной защитами — соответственно по пп. 9,
10 и по п. 9.
В эксплуатации масло испытывается из
трансформаторов мощностью более 630 кВ ■ А
по показателям пп. 1 — 5; для трансформа-
торов на напряжение 220 кВ и выше —
дополнительно по показателю п. 6. Измере-
ние tg8 масла должно производиться также
у трансформаторов, имеющих повышенное
значение tg5 изоляции. Масло из трансфор-
маторов с пленочной и азотной защитами
должно испытываться по показателям соот-
ветственно пп. 9, 10 и п. 9.
У трансформаторов на напряжение ПОкВ
и выше и собственных нужд блоков
300 МВт и более должен проводиться хро-
матографический анализ газов, растворенных
в масле.
Для вновь вводимых в работу силовых
трансформаторов и реакторов рекомендует-
ся следующая периодичность проведения
анализа масла на содержание газа: транс-
форматоры на ПО кВ мощностью 60 MB-А
и более, 220 — 500 кВ всех мощностей,
реакторы 500 кВ — в течение первых. 3 сут
работы, через 1, 3, 6 мес после включе-
ния, далее через каждые б мес; трансфор-
маторы и реакторы на 750 кВ — в течение
первых 3 сут, через 2 недели, через 1, 3,
б мес после включения, далее через каждые
6 мес; трансформаторы на ПО кВ мощ-
ностью менее 60 MB-А, собственных нужд
блоков 300 МВт и выше — через б мес
после включения, далее через каждые б мес.
Периодичность проведения анализа газа '
в масле работающих трансформаторов и
реакторов рекомендуется- 1 раз в б мес.
Периодичность отбора проб масла из
трансформаторов с предполагаемым дефек-
том рекомендуется устанавливать в каждом
отдельном случае, исходя из срока непрерыв-
ной работы трансформатора, количества ха-
рактерных газов и скорости их нарастания,
чувствительности аппаратуры и погрешности
измерения, но не реже 1 раза в 2 мес.
Контроль качества масла из
баков контакторов устройств
РПН перед вводом в работу после монтажа
производится в соответствии с требования--
ми заводской документации; в эксплуатации
производится по значению пробивного на-
пряжения и влагосодержанию после опре-
деленного числа переключений, указанного
в инструкциях по эксплуатации данного
переключателя, но не |>еже 1 раза в год.
Масло следует заменить при пробивном
напряжении ниже.:
25 кВ в контакторах с изоляцией на 10 кВ
30 кВ » » » » » 35 кВ
35 кВ » » » » »1Ш кВ
40 кВ » » » » »220кВ
(а также в ЗРНОА-110/1000)
45 кВ » » » » 330 кВ
Масло также следует заменять, если в
нем обнаружена вода (качественное опре-

деление по ГОСТ 1547 — 84). Для некоторых
типов устройств РПН в соответствии с
требованиями заводских инструкций влаго-
содержание масла следует определять коли-
чественно по ГОСТ 7822 — 75*. Кроме того,
масло необходимо заменять после достиже-
ния предельного числа переключений, указан-
ного в инструкции по эксплуатации дан-
ного устройства РПН.
б) Масло из маслонаполненных вводов
110 кВ и выше перед заливкой во вводы
должно испытывается по показателям гш. 1 —
5, а для вводов ,220 кВ также и по п. 6
табл. 7.7. Для заливки юш доливки в гер-
метичные маслонаполненные вводы оно
должно быть дегазировано. На монтаже и в
эксплуатации масло из негерметичных вводов
испытывается по пи. 1 — 5, а для вводов
220 кВ и вводов € повышенным tg5 также
и по п. 6 табл. 7.7. Во всех случаях отбора
проб масла из ввода в процессе эксплуа-
тации рекомендуется производить хромато-
графический анализ растворенных в масле
газов.
в) Масло из масляных выключателей:
вновь вводимых и находящихся в эксплуа-
тации испытывается по пп. 1 и 2 табл. 7.7;
из баковых выключателей 110 кВ и выше в
процессе эксплуатации — по гш. 1 — 3 табл. 7.7
при выполнении ими предельно допустимого
без ремонта числа коммутаций токов КЗ.
Масло из баковых выключателей на
напряжение до 35 кВ включительно и мало-
масляных выключателей всех напряжений
после выполнения ими предельно допусти-
мого числа коммутаций КЗ может не испыты-
ваться, а заменяться свежим.
Для выключателей наружной установки
ежегодно осенью следует производить слив
отстоя со дна бака выключателя У выклю-
чателей, в отстое которых будет обнаружена
вода, следует проверит ь герметичность уплот-
нений, выявить и устранить место проникно-
вения воды.
г) Масло из измерительных трансформа-
торов: вновь вводимы < измерительных транс-
форматоров 35 кВ и выше и находящихся в
эксплуатации испытывается по пп. 1 — 5
табл. 7.7, а их трансформаторов тока, имею-
щих повышенные значения tg8 обмоток,
кроме того, по п. 6.
В измерительных трансформаторах на-
пряжением до 35 кВ включительно пробы
масла могут не отбираться, а масло за-
меняется при пониженных значениях сопро-
тивления изоляции.
д) В испытательном маслонаполненном
оборудовании проверка масла на пробивное
напряжение производится 1 раз в 3 года.
Периодичность определения показателей
качества трансформаторных масел должна
соответствовать приведенным ниже.
Сокращенный анализ масла *: из силовых
трансформаторов мощностью более 630 кВ- А,
напряжением 6 кВ и выше, из измеритель-
ных трансформаторов напряжением 110 кВ
и выше и негерметичных маслонаполнен-
ных вводов — не реже 1 раза в 3 года;
из герметичных маслонаполненных вводов —
при повышенных значениях tg8 вводов или
при резком повышении давления масла во
вводе выше нормы; из силовых трансфор-
маторов — при срабатывании газового реле
на сигнал.
Контроль масла из масляных выклю-
чателей при капитальном, текущем и вне-
плановом ремонтах.
Измерение тангенса утла диэлектричес-
ких потерь масла: из силовых трансформа-
торов, трансформаторов тока и негерметич-
ных маслонаполненных вводов напряжением
220 кВ и выше — не реже 1 раза в 3 года,
а также когда повышены значения tg8 изо-
ляции этого оборудования; из герметичных
маслонаполненных вводов — при резком по-
вышении давления во вводе выше нормы, а
также при повышенных значениях tg5 изо-
ляции; из трансформаторов — при срабаты-
вании газового реле на сигнал.
Измерение tge и определение пробив-
ного напряжения масла из силовых
трансформаторов 500 кВ и выше — через
3 мес после включения в работу и в даль-
нейшем в сроки, указанные выше.
Масло из трансформаторов мощностью
до 630 кВ-А включительно в процессе их
эксплуатации не проверяется.
Турбинаьш масла. Показатели качества
эксплуатационного турбинного масла в паро-
вых турбинах и турбонасосах:
а) нефтяное: кислотное число — не более
0,5 мг КОН; вода, шлам, механические при-
меси — отсутствие (визуально); растворимый
шлам — отсутствие (определяется при кислот-
ном числе более 0,2 мг КОН); реакция вод-
ной вытяжки — нейтральная (для масла
Тп-22 не является браковочным показате-
лем);
* В объем сокращенного химического
анализа масла входит: определение темпе-
ратуры вспышки, кислотного числа, реакции
водной выгяжки (или количественное опре-
деление водорастворимых кислот), визуаль-
ное определение прозрачности и отсутствия
механических примесей, определенпе пробив-
ного напряжения.

б) огнестойкое (синтетическое):, кислот-
ное число — не более 0,3 мг КОН; со-
держание водорастворимых кислот — не бо-
лее 0,1 мг КОН: вода, шлам — отсутст-
вие; механические примеси — не более 0,01 %
по ГОСТ 6370 — 83; температура вспышки —
не ниже 230 °С.
Показатели качества эксплуатационного
турбинного масла в гидротурбинах: кислот-
ное число — не выше 0,6 мг КОН (для
масла Тп-30 — не более 0,3 мг КОН);
реакция водной вытяжки — нейтральная; вода,
шлам, механические примеси — отсутствие
(визуально).
При хранении и в эксплуатации тур-
бинные масла должны подвергаться визуаль-
ному контролю и сокращенному анализу.
Визуальный контроль — проверка масла
по внешнему виду на содержание воды,
шлама и механических примесей.
Сокращенный анализ — определение кис-
лотного числа, реакции водной вытяжки для
масла Тп-22 при кислотном числе более
0,3 мг КОН, отсутствие в масле воды,
шлама и механических примесей.
Периодичность проведения сокращенно-
го анализа:
масла Тп-22 — не позднее 1 мес после
заливки в маслосистемы и далее не реже
1 раза в 4 мес при кислотном числе до
0,2 мг КОН включительно и не реже 1 раза
в мес при кислотном числе более 0,2 мг КОН;
масла Т-22 — не реже 1 раза в 2 мес при
кислотном числе до 0,2 мг КОН включи-
тельно и не реже 1 раза в две недели при
кислотном числе более 0,2 мг КОН;
масла Тц-30 — при обнаружении в нем
растворенного шлама в количестве" до
0,005 % не реже 1 раза в 3 мес;
огнестойких масел — через одну неделю с
начала эксплуатации и далее 1 раз в 2 мес
при кислотном числе не выше 0,2 мг КОН
включительно и не реже 1 раза в две недели
при кислотном числе более 0,2 мг КОН;
турбинного масла, залитого в систему
смазки синхронных компенсаторов,— не реже
1 раза в б мес;
масла, применяемого в гидротурбинах,—
первый раз через 1 мес после заливки в
систему и далее не реже 1 раза в год при
полной прозрачности масла. При помутнении
масла — внеочередной сокращенный анализ.
Визуальный контроль масла: в паровых
турбинах и турбонасосах — 1 раз в сутки;
в гидротурбинах электростанций с постоян-
ным дежурством персонала — 1 раз в неделю,
автоматизированных электростанций — при
каждом очередном осмотре оборудования,
но не реже 1 раза в месяц.
Находящееся в резерве нефтяное турбин-
ное масло проверяется на сокращенный
анализ 1 раз в 3 года и перед заливкой
в оборудование, а огнестойкое масло — 1 раз
в год и перед заливкой в оборудование.
7.4. ОЧИСТКА, ОСУШКА
И ПРЕДОХРАНЕНИЕ МАСЛА
ОТ УВЛАЖНЕНИЯ
Очистка масла от примесей, находящих-
ся в нерастворенном состоянии (вода, шлам,
уголь, волокна и т. п.), может осуществлять-
ся путем отстоя масла, его центрифугиро-
вания, фильтрования и сушки. Для очистки
масла от эмульгированной воды исполь-
зуются маслоочистительные установки Пол-
тавского турбомеханического завода серий
ПСМ и СМ (табл. 7.10).
Очистка масла от механических при-
месей обеспечивается с помощью фильтр-
прессов (табл. 7.11). В качестве передвижных
установок могут применяться рамные фильтр-
прессы ФП2-30О0, ФПФ4 производства Пол-
тавского турбомеханического завода и
ФПР-2,2-315/169 бердичевского завода «Прог-
ресс» (табл. 7.12). Высокую тонкость фильт-
рации масла от частиц размером более
5 мкм обеспечивают фильтр-прессы щелево-
го типа, устанавливаемые в маслоочисти-
телъных установках ПСМ2-4.
Качество очистки масла во многом опре-
деляется видом фильтровального материала
(табл. 7.13). Глубокая очистка масла от всех
механических примесей обеспечивается фильт-
рами серий ФГН (табл. 7.14) и ФОСН,
изготовляемыми производственным объеди-
нением «Вторнефтепродукт». Предохранение
масла от увлажнения осуществляется с по-
мощью воздухоосушительных фильтров, кон-
струкция которых, разработанная ОРГРЭС,
изготовляется в четырех модификациях; с
массой силикагеля 1, 2, 3 и 5 кг. В резер- •
вуарах с маслом вместимостью до 60 м3
устанавливаются фильтры с массой силика-
геля 5 кг, в резервуары вместимостью бо-
лее 60 м3 — два фильтра с массой силика-
геля по 5 юг.
В качестве сорбента в фильтрах при-
меняется мелкопористый силикагель марки
КСМГ, испортный силикагель и силикагель
других марок (табл. 7.15). Меньшую влаго-
поглощаемость по сравнению с силикагелем
марки КСМГ имеет силикагель марок КСКГ
и ШСКГ.
При выборе массы осушающего реагента
с фильтром учитывается объем масла в ре-
зервуаре или трансформаторе, влагоеодержа-

ние окружающего воздуха, вид токовой на-
грузки (переменная токовая нагрузка или
постоянная), а также в определенной мере
размер зерен силикагеля, поскольку их диа-
метр колеблется в пределах 2,7 — 7 мм.
Определение массы силикагеля в воздухо-
осушительном фильтре связано со значи-
тельными трудностями. В эксплуатации воз-
духе осушительные фильтры выбирают, исхо-
дя из расчета 0,5 — 1 кг силикагеля на
1000 кг масла, залитого в защищаемое
оборудование.
Таблица 7.10. Маслоочистительиые установки
Данные установки
Производительности., м3/ч
Максимальное содержание механических
примесей в масле (при исходном со-
держании механических примесей до
0,08%), %, не более
Максимальное содержание влаги в масле
после одного цикла очистки при исход-
ном содержании воды до 1 % массы,
% массы, не более
Содержание масла в отходах воды,%,
не более
Температура нагрева масла в электро-
подогревателе, °С
Минимальное количество очищаемого
масла, м3
Количество разделительных тарелок, шт.
Потребляемая мощность:
сепаратора
электроподогревателя
вакуум-насоса
общая
Габариты, мм
Масса кг
JBaKyy
ПСМ1-3000
з
0,005
0,08
1
25
0,22 '
56
5,1
36
0,5
41,6
1800 х
1200 х
х1780
1100
мные
ПСМ2-4
4
0,005
0,05
1
35
0,3
88
5,1
57,6
0,5
63.6
1830 х
х1300х
х1528
1100
Открытого
СМ1-3000
3
0,005
0,08
1
25
0,22
56
5,1
36
—
41,1
1200 х
х1225 х
х1395
710
исполнения
СМ2-4
4
0,005
0,05
1
30
0,3
88
5,1
57,6
—
63,1
1500 х
х1146х
х1225
672
Таблица 7.П.- Фильтр-прессы негерметичной конструкции для очистки масла от
механических примесей
Данные установки
Фильтрационная поверхность, м2
Максимально допустимое давле-
ние, кПа
Количество рам, шт.
Количество плиток, шт.
Мощность электродвигателя для
насоса, кВт
Производительность насоса, м3/ч
Частота вращения, об/мин
Размеры рам и плиток, мм
Габариты, мм
Масса, кг
• Фильтр-прессы производительностью, м3/ч
1,5
0,9
600
14
13
0,8
1,5
(ротационный)
960
180 х180
925 х 525 х 1050
260
3,0
1,89
600
14
13
2,8 ■
3.0
(ротационный)
1440
300 х 300
1150x520x1300
450
3 (тип
ПР2,2-315/18)
2,2
600
11
10
2,8
3-6
(вихревой)
1420
—
—
600
Примечание. 3 качестве фильтрующего материала применяются: фильтровальный картон
(ГОСТ 6722 — 75*), суровая хлопчатобумажная ткань, фильтровальная капроновая ткань ФК, фильт-
ровальная бумага (ГОСТ 20806-81).

Таблица 7.12. Фильтр-прессы
Данные установки
Производительность, м3/ч
Поверхность фильтрации, м2
Наибольшее рабочее давление
фильтрации, МПа (кгс/см2)
Объем рамного пространства, м3
Количество рам, шт.
Содержание механических приме-
сей в масле после трех циклов
его обработки (при исходном
содержании механических при-
месей от 0,01 до 0,03 % масс),
не более, % по массе
Вид фильтровального материала
Потребляемая мощность, кВт
Габариты, мм
Масса, кг
ФП2-300
(ТУ 34-38-10612-83)
3
1,8
0,4(4)
0,017
16
0,005
Картон
1,3
1000 х 572 х 982
215
ФП4-4
(ТУ 34-38-11103-86)
4
2
0,5(5)
0,02
19 -
0,0004
Бумага ДРКБ
2
1480x605x840
270
ФПР-2.2-3-15/16У
(ТУ 26-01-54-75)
3
2,2
0,45(4,5)
0,014
11
—
Картон
4
1700x760x1120
530
Таблица 7.13. Фильтровальные материалы
Данные установки
Основа
Относительное сопротивление
продавливанию, кг/см2, не ме-
нее
Толщина, мм
Тонкость фильтрации (при одном
слое), мкм
Время фильтрования, с, не более
Капиллярная впитываемость в
среднем по двум направлениям,
мм, не менее
Ширина листа, мм
Плотность, г/см3
Масса 1 m2s г
Технический
картон
(ГОСТ 6722-75*)
Целлюлоза
1,14
0,6-1
20-25
—
51
—
—
275
Бумага ДРКБ
(ТУ 81-04-178-78)
Вискозно-шта-
пельное волокно
2,5
0,6
4-12
5
—
550 + 5
0,25
240
Материал
МФ-16
(ТУ 81-04-519-78)
Вискоз но-шта-
пельное волокно
—
1,2
5-ГО
5
—
830+5
—
250
Таблица 7.14. Фильтры герметичной конструкции для очистки масла от механических
примесей
Данные установки
Пропускная способность, м3/ч
Фильтрационный материал
Число слоев фильтрационного материала
Фильтрационная поверхность, м2
Тонкость фильтрации, мк
Рабочее давление максимальное, кПа
Перепад давления, кПа:
в начале работы
максимально допустимый
Габариты, мм:
высота
диаметр корпуса
Диаметр присоединительных патрубков, мм
Масса, кг
ФГН-30
10
2
1,7
5-15
800
0,5
1,5
680
346
75
40
ФГН-60 ч
4
20
Нетканый
2
2,4
5-15
800
0,5
1,5
762
400
400
64
ФГН-120
60
2
. 4
5-15
1500
0,5
1,5
1000
400
150
81

Таблица 7.15. Силикагель технический (по ГОСТ 3956—76*)
Показатели
Внешний вид
Номинальный размер зерен; мм
Количестно зерен, размер которых
меньше нижнего предела, %, не
более
Количество зерен, размер которых
больше верхнего предела, %, не
более
Механическая прочность, %, не
менее
Насыпная плотность, г/дм3, не
менее
Влагоемкость, %, не менее при от-
носительной нлажности, %:
20
40
60
100
Потери при высушивании, %, не
более
Гранулированный
мелкопористый
ксмг
высшего
сорта
первого
сорта
шсмг
Стекловидные прозрачные
или стекловидные матовые
зерна овальной или сфе-
рической формы
2,8-7
5
1
98
780
9,5
17
27
2.8-7
5
1
94
720
9
16
27
1-3,6
5
1
85
720
9
16
23
Не нормируется
8
10
10
Гранулированный
крупнопористый
кскг
шскг
мскг
АСКГ
Стекловидные прозрачные или стек-
ловидные матовые зерна овальной,
сферической или неправильной фор-
мы, цвет — от бесцветного до тем-
ного с черными включениями
2.8-7
5
1
80
400-500
1-3,6
5
1
80
400-500
0,25-2
3,5
3
0,2-0,5
3,5
2
Не нормируется
400-500
400-500
Не нормируется
То же
>> »
70 1 70 j 70
5
5
5
70
5
хг
IXyUKUBUH МСЛК0110рИ1ПЫИ
ксмк
шсмк
мсмк
Стекловидные прозрачные
АСМК
или ма-
товые зёрна неправильной формы
2,8-7
5
3
92
670
10
20
29
10
1,5-3,6
5
3
80
670
10
0,25-2
3
3
0,2-0,5
3
3
Не нормируется
670
9,5
20 20
29 1 29
Не нормируется
10 | '10
670
9,5
19
28
10
Примечания: 1. Мелкопористый силикагель может поставляться с показателем потерь при высушивании не более 2%.
2. Первая буква в обозначении марки силикагеля означает: К — крупный, Ш — шихта, М — мелкий, • А — активированный.
3. Для контроля относительной влажности среды применяется силикагель-индикатор (ГОСТ 8984 — 75*): цвет зерен - от синего до светло-голубого;
размер зерен 1—3,5 мм; содержание зерен в пределах 1—3.5 мм не менее 95%; влагоемкость при температуре 20 °С и относительной влажности 20%
8-13 мг/смЗ, 35%- 13-20 мг/смЗ н 50% -20 -28 мг/смЗ.
4. Наряду с отечественными марками силикагеля в термоснфонных и адсорбных фильтрах трансформаторов может применяться гранулированный
силнкагель марки TC-TROCKEN-PERLENTR производства ФРГ. имеющий насыпную плотность 440 г/дмЗ, механическую прочность 98,4% и влагоемкость
при относительной влажности 100% 81,2%.
5. Помимо технического силикагеля по ГОСТ 3956 — 76* в качестве адсорбентов применяется активный оксид алюминия АОА-1 (ГОСТ 8136—85),
имеющий насыпную плотность 0,45 — 0,55 г/см4, механическую прочность не менее 97%, размер гранул 5—18 мм, прочность при истирании не менее 65%,
а также алюмосиликатныи адсорбент (ТУ 38.10119 — 76), имеющий насыпную плотность 0,58 — 0,65 г/см4, размер зерен 3 — 7 мм, потерн при прокаливании
не более 5%.

Таблица 7.16. Природные и синтетические сорбенты (пеолиты)
Показатель
Внешний вид
Насыпная плотность, г/см3
Номинальный размер фракции, мм
Содержание целевой фракции, . %, не
менее
Влагоемкость, мг/см3, не менее
Потери при высушивании, %, не более
Показатель
Внешний вид
Насыпная плотность, г/см3
Номинальный размер фракции, мм
Содержание целевой фракции, %, не
менее
Влагоемкость, мг/см3, не менее
Потери при высушивании, %, не более
ПЦЖ
Природные цеолиты*
ПЦГ-1
ПЦГ-2
ПЦЗ
Зерна неправильной формы
1,2 1,2 1 1,2 1,2
0,67-2,5 2,5-5 5-10 10-15
85 85 85 85
60 60 50
15 15 15 15
Синтетические цеолиты
NaA
0,62
94
90-120
5
СаА
NaX
Гранулы
0,65 | 0,65
4,5 + 0,5, 3,6 + 0,4, 2,0 + 0,2
94 94 '
72-95 95-105
5 5
СаХ
0,6
95
90-100
5
* Лабораторные исследования грузинских природных цеолитов фракции 5 — 8 мм. проведенные
ПО «Союзтехэнерго», показали, что цеолит марки ПЦГ-2 может успешно использоваться для запол-
нения патронов цеолитовой установки взамен синтетического цеолита NaA для осушки свежего
и эксплуатационного трансформаторных масел. Максимальная осушающая способность природного
цеолита 5 —6 г на 1 т масла. Предельная влагоемкость 13,2% массы. Максимальное удаление влаги
из цеолита при температуре 350 °С после чего он может быть использован повторно. Нагрев
цеолитов выше 450 °С приводит к частичному разрушению решетки цеолита и уменьшению его
влагопоглощающей способности.
Область применения природных пеолитов: ПЦЖ — осушка жидкостей; ПЦГ-1 — осушка газов
и жидкостей; ПЦГ-2 — осушка газов и создание защитного слоя в адсорберах; ПЦЗ — создание
защитного слоя в адсорберах.
Расчетным путем массу силикагеля в
фильтре ориентировочно можно определить
как
М — kmnAtAp,
где к — постоянная, учитывающая коэффи-
циент объемного расширения масла, его плот-
ность и другие факторы (к = 1,5- Ю-5); га —
масса масла, кг; п — количество «дыханий»
фильтра в течение расчетного срока службы
силикагеля; At — суточный перепад темпера-
тур, °С; Ар — разность относительной влаж-
ности окружающего воздуха и воздуха на
выходе из воздухоосушительного фильтра.
Глубокая осушка трансформаторных ма-
сел осуществляется с помощью установок,
оснащенных адсорберами с цеолитом
(табл. 7.16).
Для определения состояния силикагеля
в фильтре в него закладывается силика-
гель-индикатор по ГОСТ 8984 — 75*.
Технологические схемы цеолитовых, ва-
куумно-адсорбционных установок и устано-
вок для вакуумной обработки и азотиро-
вания трансформаторных масел приведены
на рис. 7.1 — 7.4.
Технические данные установок для очист-
ки, осушки и регенерации масел даны в
табл. 7.17.
Рис. 7.1. Технологическая схема цеолитовой
установки НО-71 :
1 — входной вентиль; 2 — масляный насос; 3 —
нагреватель масла; 4 — входной фильтр; 5, 6, 8, 12,
14 — вентили;* 7 — адсорберы; 9 — жидкостный
объемный счетчик; 10 — выходной патрубок; 11 —
выходной фильтр; 13 — манометры; 15 — пробоот-
борник краны; 16 — верхний коллектор; 17 —
нижний коллектор; 18 — воздушный кран

Рис. 7.2. Технологическая схема блочной
цеолитовой установки БЦ-72-1100:
1 — входной патрубок; 2 — маслонасос; 3 — фильтр;
4 — маслонагреватель; 5 — термосигнализатор; 6 —
электроконтактный манометр; 7 — клапан; 8 —
• адсорбер; 9 — фильтр тонкой очистки; 10 — вы-
ходной патрубок; 1К—6К — краны муфтовые,
Dy = 25; 7К—9К— краны муфтовые, Ду = 1/2"
Рис. 7.3. Технологическая схема вакуумно-адсорбционной установки УРТМ-200:
/ — фильтр грубой очистки; 2. 2а — насосы; 3, За — электропечи; 4 —форсунки; J— отгонный куб; б —
холодильник; 7 — адсорбер для просушки воздуха; 8 — сборник воды; 9 — вакуум-насос; 10 — ад-
сорберы; 11 — фнльтр-пресс; 12 — маслосчетчик; 13 — расходная емкость
Таблипа 7.17. Установка для очистки, сушки и регеяерапии масла
Тип
НО-71
БЦ-72-1100
УРТМ-200
Производи-
тельность, ,,
м3/ч
1,6/2,5*'
1,1
0.2/0,7*2
полная
50
27
42
Мощность, к
электро-
двигателя
2x2,8
2,8
2x2,8
Вт
электроподо-
гревателя
45
24
36
Габариты, мм
1
5800
1710
2200
Ъ
2375
1370
1800
Н
3220
1910
1700
са,
кг
15S5
840
1800
*' В числителе — производительность при пробивном напряжении масла ниже 20 кВ, в знаме-
нателе — выше 20 кВ.
*2 В числителе указана производительность при регенерации, в знаменателе — при вакуумной сушке.
Примечания: 1. Установка НО-71 передвижная на прицепе ИАПЗ-754В типа 2 выпускается
Новомосковским электромонтажным заводом Минэнерго СССР и предназначена для сушки трансфор-
маторного масла и очистки его от механических примесей с помощью цеолитов и фильтра.

Продолжение табл. 7.17
2. Установка БЦ-72-ПО0 блочная, выпускается Свердловским заводом электромонтажных кон-
струкций треста «Эдектроуралмонтаж» и предназначена для сушки трансформаторного масла с при-
менением цеолитов и очистки с помощью фильтра. Кроме того, установка позволяет перекачивать
масло" из одной емкости в другую, перекачивать масло- с одновременным подогревом на 45 °С от
начальной температуры. На установке возможно обрабатывать масло с содержанием влаги не более
0,01 % и пробивным напряжением не менее 10 кВ.
3. Установка УРТМ-200 смонтирована на двух рамах, выпускается заводом объединения «Втор-
нефтепродукт» Главнефтеснаба РСФСР, предназначена для регенерации и вакуумной сушки трансфор-
маторных масел. Выход регенерированных масел составляет не менее 95%. Установка состоит из
фильтра грубой очистки, отгонного куба, электропечи, двух адсорберов, двух фильтров тонкой
очистки, насоса Ш2-25 и вакуум-насоса ВН-461М. Количество силикагеля в одном адсорбере не
более 50 кг. Расход силикагеля на 1 т масла 34 кг. Пробивное напряжение масла после обработки
не менее 50 кВ. Блок электропечей состоит из шести электронагревателей, соединенных в три
секции, и предназначен для нагрева масла до температуры 80 "С
4. Предприятие «Днепроэнергоремонт» выпускает установки типа УЦ-30 для сушки и очистки
от механических примесей трансформаторного масла. Установка имеет два цеолитовых патрона
вместимостью по 300 кг каждый; производительность ее 30 м3/ч. Установка полностью герметизи-
рована, что позволяет использовать ее для восстановления масла в €аках силовых трансформаторов.
5. Минское предприятие электросетей выпускает установку типа Р-1000М для регенерации отрабо-
танных трансформаторных и турбинных масел; производительность ее 1000 кг за 7 ч; установка
состоит из двух адсорберов, вмещающих по 60 кг силикагеля, фильтр-пресса и насоса произво-
дительностью 460 л/ч. Все агрегаты монтируются на двух металлических каркасах и соединяются
трубопроводами. Размер площади, необходимой для размещения установки, 30 м2.
Передвижная установка УВМ-1 для вакуумной обработки и азотирования трансфор-
маторного масла. Основные технические данные:
Производительность, м3/ч 3
Объемное газосодержание масла после вакуумной обработки, %, не более 0,1
Влагосодержание масла после вакуумной обработки, %, не более .... 0,001
Температура масла в пропессе вакуумной обработки, °С 50 — 60
Объемное содержание азота в масле после азотирования, % 8
Температура окружающего воздуха, °С 20 + 5
Режим работы — продолжительный
Потребляемая мощность, кВт 100
Напряжение питающей сети, В 380
Габариты, мм „ 4330 х 2350 х
х 2625
Масса, кг * 4910
Примечание. Передвижная установка типа УВМ-1 Готвальдовского завода монтажных заготовок
треста «Электроюжмонтаж» предназначена для обработки трансформаторного масла в процессе за-
ливки его в силовые трансформаторы 220—750 кВ. Установка производит дегазацию масла и его
осупжу, очистку масла от механических примесей и насыщение дегазированного масла азотом.
Передвижная установка ТНВ-1 для восстановления цеолита. Основные технические
данные:
Температура продуваемого воздуха через адсорбер, °С 350—400
Количество продуваемого воздуха, м3/ч ^ . . 1,5
Количество адсорберов с восстанавливаемым цеолитом, шт 1
Время разогрева массы цеолита, нагретым воздухом, ч '■& . . . 2,5 — 3 ■ .
Цикл восстановления цеолита, ч 6—8
Мощность нагревателя, кВт ■ ' 20 .
Полная мощность установки, кВт 23
Напряжение питающей сети, В 380
Размеры, мм d = 750,
Я = 2350
Масса, кг . '. 500
Примечания: 1. Установка ТНВ-1 выпускается заводом электромонтажного оборудования треста
«Гидроэлектромонтаж» Минэнерго СССР.
2. Предприятие «Днепроэнергоремонт» выпускает установки УСПЦ-2 для сушки промасленного
цеолита; производительность установки 200—300 мЗ/ч, вместимость 350 кг цеолита, мощность
воздухоподогревателя 30 кВт, общая продолжительность сушки 14—16 ч.

вотирование
Вход
IB
ВыхоО
ЬЛНХНЬ-х
ш X.
Tffff
Отбор пробы в дренах
Рис. 7.4. Технологическая схема передвижной установки УВМ-1 для вакуумной обра-
ботки и азотирования трансформаторного масла:
Вход — из емкости с трансформаторным маслом; Выход — в трансформатор; 1MB — маслонасос;
2МН — электронасос; 1ВН — агрегат вакуумный механический: 2ВН — насос вакуумный механический;
М — электронасос; Д— дегазатор; 1ТС — термометр манометрический сигнализирующий; 2ТС — термо-
метр манометрический сигнализирующий; МУ — маслоуказатель; КР — клапан - редукционный;
ЗГ — затвор гидравлический; ПЦ — патрон цеолитовьтй; МП - маслоподогреватель; 1Ф — фильтр
механический очистки входной: 2Ф — фильтр воздушный; ЗФ — фильтр выходной дисковый; /ТВ-
бак с водой; А — адсорбциометр; 1MB, 2MB — мановакуумметр ЭКВМ-160; ЗМВ — мановакуумметр
МТИ-1218; 4MB, 5МВ — мановакуумметр термопарный ВТЗ с датчиком ЛТ-2; Р — расчетчик жид-
костный 2СВШС-25; J В — вентиль сальниковый фланцевый, Dy = 25; 2В, ЗВ - вентиль вакуумный
сильфонньгй, Dy — 25 Р-П; 4В, 5В — вентиль вакуумный сильфонный, Dy = 80 Р-П; 6В—15В - вентиль
вакуумный сильфонный /А,
10
7.5. СТАБИЛИЗАЦИЯ
И РЕГЕНЕРАЦИЯ МАСЛА
В соответствии с ГОСТ 11677 — 85 масля-
ные трансформаторы мощностью 1 MB-А и
более должны быть снабжены фильтрами
для регенерации масел: термосифонными
(табл. 7.18) — при видах систем охлаждения
М и Д, адсорбционными — при остальных
видах систем охлаждения и фильтрами
очистки масла от механических примесей —
при видах систем охлаждения ДЦ, НДЦ, Ц и
НЦ.
Масса адсорбента, засыпаемого в фильтр,
составляет не ' менее 1,25 % для трансфор-
маторов с массой масла до 30 т и
0,75 % — для трансформаторов с массой масла
более 30 т.
Регенерация масла в работающих транс-
форматорах и восстановление увлажненной
изоляции обмоток последних, как правило,
осуществляется с помощью передвижных
установок, схема одной из которых приве-
дена на рис. 7.5.
Отечественной промышленностью изго-
товляются трансформаторные масла несколь-
ких марок с обязательной во всех случаях
добавкой антиокислительной присадки
ДБПК. По мере старения масла присадка
расходуется. Поэтому срок службы масла в
среднем составляет 5 — 7 лет.

Из Пика,
трансформатора
В расширитель \
Рис. 7.5. Схема установки для регенерации масла:
Я —насос; ПМ — подогреватель масла; АДС — адсорбер; ФП — фйльтр-пресс; М — манометр; Т-
термометр
Емкость
термосифон-
ного фильтра
по силикаге-
лю, кг
10
25
50
75
75
75
75
100
125
125
150
150
175
175
200
200
2x150
2x150
2x200
2x200
Т аблица
Расчетное
количество
масла, кг
1000
2500
5000
7500
7500
7500
7500
10000
12 500
12 500
15000
15000
17500
17 500
20000
20000
30000
30000
40000
40000
7.18. Термосифонные фильтры для трансфврматоров
Двухобмоточные трехфазные трансформаторы
3S кВ
кй
320
1000
3200
5600
7500
10000
15000
20000
31500
—
40500
—
—
—
—
—
—
—
—
—
масса
масла, кг
970
2170
4970
6200
6600
6300
7400
8300
12400
—
14 500
—
—
—
—
—
—
_
—
—
ПО кВ
кВ-А
—
—
—
—
—
—
—
—
5600
7500
10000
15000
20000
31500
40500
60 000
70000
—
—
масса
масла, кг
—
—
—
—
—
—
—
—
13000
15700
15200
16000
17800
21500
25 800
30600
32700
—
—
Трехобмоточные
трансформаторы
ПО кВ
кВ /А
_
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
5600
7500
10000
15000
20000
31500
40500
60000
масса
масла, кг
_
—
—
—
—
—
—
—
—
—
-> —
—
17300
18700
19800
20700
22 500
29500
35 700
39100
В целях продления срока службы масла
ВТИ разработана методика введения в него
антраниловой кислоты, которая обладает сле-
дующими свойствами: тормозит дальней-
шее старение отработавших масел с кислот-
ным числом до 0,25 мг КОН, содержащих
водорастворимые кислоты до 0,08 мг КОН;
снижает tg5 масла и бумажной изоляции;
повышает кислотное число масел и содержа-
ние водорастворимых кислот с течением
времени; при дегазации масла практически-
присадка не удаляется; являясь аминокисло-
той, действует в кислой среде мйсла как орга-
ническое основание и поэтому не разрушает
твердые изоляционные материалы!
Эффективность действия присадки зави-
сит от степени старения-5 масла. Присадка
добавляется в масло Ва^ следующей кон-
центрации: при кислотном числе масла не
более 0,05 мг КОН иа 1 г масла —
0,02% по массе, при кислотном числе масла
от 6,05 до 0,2 мг КОН на 1 г масла —
0,03 — 0,04% по массе. При кислотном числе
масла более 0,25 мг КОН применение при-
садки не рекомендуется.
Установлено, что срок службы масел с
кислотным числом до 0,25 мг КОН при до-
бавлении антраниловой кислоты продлева-
ется на 5 лет, а срок службы слабоокислив-
шихся масел увеличивается в 2 — 3 раза.

Раздел восьмой
ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
8.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ВЛ ПО НОМИНАЛЬНОМУ НАПРЯЖЕНИЮ
Табл.ица 8.1. Область применения и основное назначение ВЛ
Номинальное
напряжение,
кВ
Передаваемая
мощность (на
одну цепь),
«JyIB-A
Область применения и основное назначение
До 1
1-10
20-35
110-150
220-330
400-500
750
1150
До 0,1
1-3
3-15
15-80
До 3
15-3
30-10
100-25
100-400
600-1000
1000-2200
2500-6000
300-100
1000-200
2000-300
3000-500
Электроснабжение отдельных потребителей в
городах и населенных пунктах; распределение
мощности внутри предприятий
Электроснабжение промышленных и сельских
потребителей, распределение мощностей внутри
крупных промышленных предприятий
Распределение мощностей внутри городов и
крупных населенных пунктов; электроснабжение
сельских потребителей
Распределение мощностей внутри энергосистем
и предприятий электрических сетей; электро-
снабжение промышленных предприятий и узлов,
больших городов, удаленных или энергоемких
сельских потребителей; распределение мощностей
внутри крупных городов; электрификация желез-
нодорожного и трубопроводного транспорта
Распределение мощностей внутри крупных
энергосистем, электроснабжение удаленных и
крупных потребителей от энергосистем и электри-
ческих станций, создание центров питания для
сетей ПО и 150 кВ, выдача мощности электро-
станциями сравнительно небольшой мощности
Развитие объединенных энергосистем и Единой
энергетической системы СССР, обеспечение меж-
системных связей, выдача мощности крупными
электростанциями, а также электроснабжение
крупных энергоемких предприятий или промыш-
ленных узлов
Развитие крупных объединенных энергосистем
и образование Единой энергетической системы
СССР; обеспечение межсистемных связей, выдача
мощности крупными электростанциями
То же
Примечания: 1. Передаваемая мощность (на одну цепь) и длина линий указаны для
наиболее распространенных сечений проводов на основании опыта проектирования линий с при-
менением типовых конструкций. В отдельных случаях встречаются и другие длины линий и пере-
даваемые мощности для линий данного напряжения.
2. Наибольшие длины линий 220 кВ и выше указаны с учетом сооружения промежуточных
■переключательных пунктов и подстанций, на которых установлены шунтирующие реакторы и другие
устройства для компенсации реактивной мощности.
3. Для граничных значений передаваемой мощности и длины линий могут применяться двухцепные
линии или линии повышенной пропускной способности на более низком номинальном напряжении.
На рис. 8.1 приведены границы области применения одноцепных ВЛ разных напряжений.
4. Наиболее выгодное напряжение ВЛ иж может быть ориентировочно определено по эмпи-
рической формуле1 для диапазона номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ:
1000
эк_ 500/L + 2500/Р ' (8Л)
где L — длина линии, км; Р — передаваемая „мощность, МВт.
1 Формула предложена канд. техн. наук Г. А. Илларионовым.

Р,МВТ
2000
1500
SOD
\
V >
V
1
1
1
I
1
\
\
\'l
с
\
I
c~
\
\
^2
\
\
\
,
\
\
.6
\
\
\
1
s
—
5
"
J.
P,MBT
wo
■ BO
60
1-0
20
X
y\
V
4V7
^ /
20 fO SO BO L,KM
Рис. 8.1. Область применения ВЛ разных
напряжений:
i — 1150 и 5в0 кВ; "2-500 и 220 кВ; 3-220
и ПО кВ; 4 - ПО и 35 кВ; J - 750 и 330 кВ; 6 -
330 и 150 кВ; 7- 150 и 35 кВ
500
WOO
L,km
8.2. РАСЧЕТНЫЕ КЛИМАТИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
Таблица 8,2. Нормативный скоростной напор (скорость) ветра на высоте до 15 м
от земли при двухминутвом осреднении
Район СССР
по ветру
I
п
III
IV
V
VI
VII
Нормативный скоростной напор ветра, Па (скорость ветра, м/с),
1 раз в 5 лет
270(21)
350(24)
450(27)
550(30)
700(33)
850(37)
1000(40)
с повторяемостью
1 раз в 10 лет
•400(25)
400(25)
500(29)
650(32)
800(36)
1000(40)
1250(45)
1 раз в 15 лет
550(30)
550(30)
550(30)
■щ 800(36)
,, 800(36)
%000(40)
1250(45)
Примечания: 1. Определение расчетных климатических условий (см. гл. 2.5 ПУЭ-86 и СНиП
2.01.07—85) для выбора нормативных нагрузок на конструкции и расчета ВЛ производится по каргам
климатического районирования, уточненным в случае необходимости по региональным картам или
на основании данных многолетних наблюдений или специальных обследований. При этом скоростной
напор допускается определять по формуле
.9о = (ш*71б,
(8.2)
где v — скорость ветра на высоте 10 м над уровнем земли (при двухминутном осреднении) с соот-
ветствующей повторяемостью; а = 0,75 + 5/v — коэффициент к скоростям ветра, полученным из обра-
ботки наблюдений по флюгеру и принимаемый более 1,0. При использовании данных наблюдений за
скоростью ветра по малоинерционным анемометрам а=\.

Продолжение табл. 8.2
2. Повторяемость I раз в 5 лет принимается для ВЛ 3 кВ и ниже, 1 раз в 10 лет —
для ВЛ 6-330 к В и 1 раз в 15 лет -для ВЛ 400 кВ и выше.
3. Для ВЛ 6—330 кВ нормативный скоростной напор (скорость ветра) принимается не менее
400 Па (25 м/с), ;i для ВЛ 400 кВ и выше — 550 Па (30 м/с) при двухминутном осреднении.
4. Для участков ВЛ в застроенной местности при средней высоте строений не менее 2/3 высоты
опор, а также при прохождении ВЛ в лесных массивах заповедников, вдоль горных долин и т. п.
допускается снижение нормативного скоростного напора на 30% (снижение скорости ветра на 16%).
5. Для участков ВЛ, находящихся в местах с сильными ветрами (высокие берега больших рек,
резко выделяющаяся над окружающей местностью возвышенность, прибрежные полосы больших озер
и водохранилищ в пределах 3 — 5 км), при отсутствии данных наблюдений в этих местах наибольший
нормативный скоростной напор ветра следует увеличить на 40 % (увеличение скорости ветра на 18 %).
6. В горных районах в местах, резко выделяющихся над окружающим рельефом, при пере-
сечении открытых для сильных ветров долин и ущелий наибольший нормативный скоростной напор
(скорость ветра) чрри отсутствии данных наблюдений следует принимать равным 750 Па (35 м/с).
7. Для повторяемости 1 раз в 10 лет и 1 раз в 15 лет в таблице приведены унифицирован-
ные значения нормативных скоростных напоров и скоростей ветра.
Увеличение скоростного напора ветра по высоте принимается следующим:
Высота, м ............ До 15 20 30 40 60 100 200 350 и
более
Коэффициент 1,0 1,25 1,4 1,55 1,75 2,1 2,6 3,1
В зоне до 15 м нормативный скоростной напор ветра принимается равным скоростному
напору на высоте 10 м.
Скоростной напор ветра на провода и тросы определяется по высоте расположения приведенного
центра тяжести проводов и тросов (1гп„), который определяется по формуле
4 = 4+1/- (83)
где А™ — средняя высота крепления проводов или тросов на опоре, м; /—стрела провеса провода
или троса (условно принимается наибольшей), м.
ч.
Таблица 8.3. Нормативная толщина стеикн гололеда на высоте 10 м от земли
Район СССР по
гололеду
I
11
III
IV
Особый
Нормативная толщина стенки гололеда, мм, с повторяемостью
1 раз в 5 лет
Не менее 3
5
10
15
20 и более
1 раз в 10 лет
5
10
15
20
Более 22
Примечания: 1. См. примечание 1 к табл. 8.2 (первый абзац).
2. Для ВЛ 400 кВ и выше толщина стеюси гололеда принимается на основании обработки
данных фактических наблюдений в районе трассы ВЛ, но не менее 10 мм.
3. Данные о наблюдаемых гололедных отложениях приводятся к гололеду пилиндрической формы
с плотностью 0,9. Нормативная толщина стенки гололеда в I—IV районах по гололеду округляется
до ближайшего значения, кратного 5 мм, а в особом — 1 мм.
4. При определении толщины стенки гололеда на проводах разных диаметров указанные в таб-
лице значения следует умножить на следующие коэффициенты:
Диаметр провода, мм . . .* 5 10 20 30 50 70
Коэффициент 1,1 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6
Для промежуточных значений диаметра величина коэффициента определяется линейной интер-
поляцией.
5. При определении толщины стенки гололеда на проводах и тросах для высот над поверхностью
земли до 100 м значения, указанные в таблице, следует умножать на следующие коэффициенты:
Высота над поверхностью земли, м ...... 5 10 20 30 50 70 100
Коэффициент 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0
6. При высоте расположения приведенного центра тяжести проводов или тросов до 25 м по-
правка на нормативную толщину стенки гололеда в зависимости от высоты н диаметра проводов
и тросов не вводится. Отложение гололеда на конструкциях опор при такой высоте расположения
проводов допускается не учитывать.
7. Для участков ВЛ. проходящих по плотинам гидроэлектростанций, вблизи прудов-охладителей
и т. п., при отсутствии данных наблюдений следует принимать нормативную толщину стенки гололеда
на 5 мм больше, чем для примыкающих участков трассы линии.

Таблица 8.4. Сочетании климатических условий при расчетах В Л
Расчетный режим
Сочетание климатических условий
Нормальный (про-
вода и тросы не
оборваны)
Аварийный (обрыв
проводов или тро-
сов)
Монтажный (про-
верка по условиям
монтажа)
Расчет приближе-
ния проводов к эле-
ментам опор
1. Высшая температура воздуха, ветер и гололед отсутствуют
2. Провода и тросы покрыты гололедом, температура минус
5°С, ветер отсутствует
3. Низшая температура, ветер и гололед отсутствуют
4. Среднегодовая температура, ветер и гололед отсутствуют
5. Наибольший нормативный скоростной напор ветра, темпе-
ратура минус 5 °С, гололед отсутствует ,
6. Провода и тросы покрыты гололедом, температура минус
5°С, скоростной напор ветра 0,25 Qmax*1- При толщине стенки
гололеда 15 мм и более значение скоростного напора ветра при
гололеде должно быть не менее 140 Па (скорость ветра не
менее 15 м/с)*2
1. Провода и тросы покрыты гололедом, температура минус
5 °С, ветер отсутствует
2. То же при скоростном напоре ветра 0,25Qmax
3. Низшая температура, ветер и гололед отсутствуют
4. Среднегодовая температура, ветер и гололед отсутствуют
Температура минус 15 °С, скоростной напор ветра на высоте
до 15 м от земли 62,5 Па (скорость ветра — 10 м/с), гололед от-
сутствует
1. При рабочем напряжении: наибольший скоростной напор ветра,
температура минус 5 °С, гололед отсутствует. При ветре со ско-
ростью более 25 м/с на скоростной напор вводятся понижающие
коэффициенты: 0,9 при 30 м/с, 0,85 при 32 м/с и 0,8 при 36 м/с
и более. Промежуточные значения коэффициентов получаются ли-
нейной интерполяцией
2. При атмосферных и внутренних перенапряжениях: скоростной
напор (скорость) ветра
e = 0,lGU.(v=0,3v«B), (8.4)
но не менее 62,5 Па; температура +15°С, гололед отсутствует
3. Для обеспечения безопасного подъема на опоры под на-
пряжением: температура минус 15 °С, ветер и гололед отсутствуют
*' 6m«*(v.™J — наибольший скоростной напор (скорость) ветра.
*2 Для ВЛ 6 — 20 кВ допускается скоростной напор ветра при гололеде принимать не. менее
200 Па (скорость ветра не менее 18 м/с) независимо от толщины стенкн гололеда.
Примечания: 1. В сГтдельных районах СССР, где отмечены или где можно ожидать по-
вышенные скорости ветра при. гололеде или сочетание больших скоростей вет^а с большими раз-
мерами гололеда с плотностью менее 0,9 г/см3, толщину стенки гололеда и -скррость ветра следует
принимать в соответствии с данными наблюдений. \ "Эк ■
2. Для районов со среднегодовой температурой минус 5 "С и ниже температуру при наибольшей
скорости ветра в нормальном режиме следует принимать минус 10 "С.
Температура воздуха при гололеде в нормальио-м режиме должна приниматься в горных
районах с отметками от 1000 до 2000 м над уровнем моря и на территории к востоку от Енисея
(за исключением береговой полосы океанов и морей шириной 100 км, но не более чем до бли-
жайшего горного хребта) равной минус 10 °С, а в горных районах с отметками выше 2000 м —
минус 15 °С. Для всей остальной территории СССР для сооружений высотой до 100 м температура
воздуха при гололеде принимается минус 5 "С.
3. При определении напряженности электрического поля под ВЛ 330 кВ и выше высшая
температура воздуха принимается с обеспеченностью 99%. При отсутствии таких данных эта темпе-
ратура принимается на 10 "С ниже абсолютного максимума.
4. Расчет приближения проводов к элементам опор ВЛ 750 кВ и выше по условиям обеспе-
чения безопасности подъема на опоры под напряжением производится при следующем сочетании
климатических условий: температура воздуха минус 15 "С, скоростной напор ветра на высоте до
15 м от эемли 62,5 Па (скорость ветра 10 м/с), гололед отсутствует.

8.3. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПРОХОЖДЕНИЯ ВЛ И ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ИМИ РАЗЛИЧНЫХ ОБЪЕКТОВ
Таблица 8.5. Осиоадаые технические условия
Характер местности
и пересекаемые объекты
Наименьшие допустимые расстояния от проводов, м,
при напряжении ВЛ, кВ
при наибольшем провисании
проводов по вертикали
при наибольшем отклонении
проводов по горизонтали
Особые требования и допустимые отклонения
1. Ненаселенная мест-
ность
1.1. Расстояние до
земли в ненаселенной
местности, доступной
для транспорта и сель-
скохозяйственных ма-
шин
1.2. То же в трудно-
доступной местности,
не доступной для тран-
спорта и сельскохозяй-
ственных машин
1.3. То же для недо-
ступных склонов гор
и скал
1.4. Расстояние от
крайних проводов при
неотклоненном их поло-
жении до отдельно стоя-
щих зданий и сооруже-
ний, не менее
2. Лесные массивы и
зеленые насаждения
2.1. Ширина просек в
лесных массивах и зеле-
ных насаждениях при
6,5
5,5
3,5
7,5
6,5
4.5
12
10
6,5
17,5
15
8,5
2,5
3,5
4,0
4,5
6,5
8,5
Для линий напряжением 20 кВ — 10 м, 35 кВ — 15 м, ПО кВ — 20 м,
150-220 кВ-25 м, 330-500 кВ - 30 м, 750 кВ - 40 м,
1150 кВ-55 м
Расстояние между крайними проводами плюс 3 м в каждую
сторону
Для ВЛ 750 и 1150 кВ расстояние от про-
водов до земли определяется напряженностью
электрического поля под проводами: на высоте
1,8 м от земли — не более 15 кВ/м
То же — не более 20 кВ/м
По согласованию допускается уменьшение
указанных расстояний, но не менее, чем это
требуется согласно п. 3.2 настоящей таблицы
1. По согласованию допускается уменьшение
ширины просеки, но не менее, чем это тре-
буется согласно п. 2.3 настоящей таблицы
2. При прохождении линий по фруктовым
садам с насаждениями высотой менее 4 м
вырубка просеки не обязательна. При этом.

высоте деревьев до 4 м,
не менее
2.2. То же при высоте
деревьев более 4 м, не
менее
2.3. Расстояние до
кроны деревьев (скверы,
парки, заповедники, за-
щитные полосы, ценные
лесные массивы и т. п.)
3. Населенная мест-
ность и территории
промышленных и дру-
гих предприятий
3.1. Расстояние до по-
верхности земли
3.2. Расстояние до
ближайших частей зда-
ний и сооружений
Расстояние между крайними,проводами плюс высота основного
лесного массива с учетом его перспективного роста на 25 лет
в каждую сторону. Отдельные деревья и группы деревьев на краю,
просеки, если их высота больше высоты основного лесного
массива, вырубаются
2 3445566
3-
4
7,5
16
23
10
40
55
минимальное расстояние от проводов ВЛ
750 кВ до земли, определенное при стреле
провеса провода при высшей температуре воз-
духа с годовой обеспеченностью 99%, при-
нимается не менее 23 м
3. Для ВЛ 750 и 1150 кВ в понижениях
рельефа на косогорах и при расстояниях от
проводов до кроны деревьев при наибольшей
стреле провеса проводов более 10—12 м про-
сека прорубается в виде трех отдельных полос
шириной по 4 м для раскатки проводов и
тросов при монтаже. После окончания монтажа
места возможного разрушения склонов на
просеке должны быть засажены кустарником.
4. Для ВЛ 220 кВ и ниже, отключение кото-
рых не вызывает прекращения питания, допус-
кается уменьшение ширины просеки согласно
п. 2.3
5. Отклонение проводов определяется при
наибольшем нормативном скоростном напоре
ветра и температуре воздуха минус 5 "С.
1. При обрыве провода в соседнем пролете
допускается уменьшение указанных в п. 3.1
расстояний:
для линий 2 — 110 кВ — до 4,5 м
150 кВ - до 5 м
220 кВ - до 5,5 м
330 кВ - до 6,0 м
400-500 кВ-до 6,5 м
прохождении ВЛ 330 кВ и выше
по населенной местности напряженность элект-
рического поля под проводами должна быть
не более 5 кВ/м на уровне 1,8 м над по-
верхностью земли
3. Прохождение В Л над зданиями и соору-
жениями, за исключением несгораемых про-
мышленных зданий и сооружений, запрещается.
Металлические крыши таких зданий должны
быть заземлены
»
»
»
»
2.
»
»
»
»
При

Продолжение табл. 8.5
Характер местности
и пересекаемые объекты
3.3. Расстояние до
пожароопасных и взры-
воопасных сооружений
4. Железные дороги
4.1. Расстояние от
проводов до головки
рельса для железных до-
рог нормальной колеи и
железных дорог узкой
колеи общего пользо-
вания
4.2. То же для желез-
ных дорог узкой колеи
необщего пользования
Наименьшие допустимые расстояния от проводов, м,
при напряжении ВЛ, кВ
при наибольшем провисании
проводов по вертикали
до 20
_
7,5
6
35-110
7,5
6,5
О
8
7,0
§
8,5
7,5
О
9,0
8
400-500
9,5
8,5
О
20,0
12,0
О
28,0
17,5
при наибольшем отклонении
проводов по горизонтали
ДО 20
В соо
35-110
гвет
lOpN
о
to
СТВИ
ИМИ
о
И СС
И 1
о
т
) СП
трав
400-500
гциа
илаг
о
to
ЛЬШ
1-Ш
о
to
ЛМИ
Особые требования и допустимые отклонения
4. Расстояние по горизонтали от неоткло-
ненных проводов ВЛ 330 и 500 кВ до бли-
жайших частей жилых и общественных зданий,
а также производственных зданий и сооруже-
ний (кроме электрических станций и подстан-
ций) должно быть не менее соответственно
20 и 30 м
5. При отсутствии норм и правил ось трассы^
ВЛ должна проходить от указанных в п. 3.3
объектов на расстоянии не менее 1,5-кратной
высоты опоры. Уменьшение этого расстояния
должно быть в каждом отдельном случае сог-
ласовано энергосистемой и органами пожарного
надзора
1. Угол пересечения с электрифицированны-
ми и подлежащими электрификации железными
дорогами — не менее 40°. Во всех случаях ре-
комендуется производить пересечения под углом
по возможности ближе к 90°. Для ВЛ 750
и 1150 кВ угол пересечения принимается не
менее соответственно 40 и 65°
2. При пересечении железных дорог общего
пользования и электрифицированных дорог
опоры, ограничивающие пролет пересечения,
должны быть анкерного типа. Допускается
установка промежуточной опоры между путя-
ми, не предназначенными для прохождения

4.3. Расстояние от
проводов до несущих
тросов и проводов кон-
тактной сети электрифи-
цированных железных
дорог, не менее
4.4.Расстояние для не-
электрифицированных
железных дорог от про-
водов до габарита
приближения строений
на участках стесненной
трассы
4.5. Расстояние от
основания опоры ВЛ до
габарита приближения
строений и до оси опор
контактной сети
5. Автомобильные
дороги
5.1- Расстояние от
проводов до полотна
дороги
5.2. То же при обры-
ве провода в соседнем
пролете
5.3. Расстояние от ос-
нования опоры до бров-
ки земляного полотна
дороги при пересечении
5.4. То же при сбли-
жении
5.5. Горизонтальные
расстояния от любой
части опоры до подош-
вы насыпи дороги или
до наружной бровки кю-
вета, иа участках стес-
ненной трассы
Так же, как и при
пересечении ВЛ меж-
ду собой, см. табл. 8.6
10
11,5
Так же, как и при сближении ВЛ,
см. п. 11 настоящей таблицы
1,5
2,5
2,5
2,5
3,5
4,5
15
35
Не менее высоты опоры плюс 3 м. На участках стесненной
трассы допускается принимать для линий до 20 кВ 3 м,
35-150 кВ 6 м, 220-330 кВ 8 м, 400-500 кВ 10 м, 750 кВ
15 м, 1150 кВ 25 м
7
5
7,5
5,5
8
5,5
8,5
6
9
6,5
16
23
Не менее высоты опоры
Не менее высоты опоры ВЛ плюс 5 м, но не менее 25 м
При пересечении дорог I и II категорий:
для линий до 220 кВ 5 м
» » 330-500 кВ 10 м
» » 750 кВ 15 м
» » 1150 кВ 20 м
При пересечении дорог III и IV категорий:
для линий до 20 кВ 1,5 м
» » 35-200 кВ 2,5 м
регулярных пассажирских поездов, а также
промежуточных опор по краям железнодорож-
ного полотна. Указанные опоры должны быть
металлическими или железобетонными. При
пересечении железных дорог необщего пользо-
вания могут применяться промежуточные опо-
ры с креплением проводов глухими зажимами
3. Проверка вертикальных габаритов при
длине пролетов более 200 м должна произ-
водиться с учетом нагрева проводов током,
при отсутствии данных — при t= +70 °С
4. Соединение проводов и тросов в пролете
пересечения с железными дорогами не до-
пускается
5. При сближении ВЛ 750 и 1150 кВ с не-
электрифицированными железными дорогами
общего пользования расстояния по горизон-
тали от оси ВЛ до габарита приближения
строений должны быть соответственно не
менее 80 и 105 м, а для электрифицирован-
ных дорог от оси ВЛ до оси контактной
сети соответственно не менее 75 и 100 м
1. При пересечении автодорог I категории
опоры, ограничивающие пролет пересечения,
должны быть анкерного типа
2. При пересечении автодорог V категории
требования те же, что и при прохождении
ВЛ по ненаселенной местности, кроме ого-
воренных в настояЪдем пункте
3. При пересечении ВЛ 750 и 1150 кВ
с автомобильными дорогами союзного й рес-
публиканского значения напряженность элект-
рического поля под проводами на уровне
1,8 м от полотна дороги должна быть не
более 10 кВ/м. Расстояние от проводов этих
ВЛ до полотна автомобильных дорог V катего-
рии принимаются по п. 5.1
4. При прохождении вновь сооружаемых
автомобильных дорог всех категорий под дей-
ствующими ВЛ 750 и 1150 кВ при условии
соблюдения требований, изложенных в настоя-
щем пункте, переустройство ВЛ не требуется

Продолжение табл. 8.5
Характер местности
и пересекаемые объекты
5.6. Горизонтальные
расстояния от проводов
ВЛ при неотклоненном
положении до бровки
земляного полотна до-
роги
5.7. То же на участ-
ках стесненной трассы
6. Трамвайные и трол-
лейбусные линии
6.1. Расстояние от
проводов до головки
рельса трамвайных пу-
тей
6.2. Расстояние от про-
водов до полотна доро-
ги с троллейбусной ли-
нией
6.3. Расстояние от
проводов линии элект-
ропередачи до проводов
или несущих тросов
контактной сети
6.4. То же при обрыве
провода ВЛ в соседнем
пролете
Наименьшие допустимые расстояния от проводив, мм,
при напряжении ВЛ, кВ
при. наибольшем провисании
проводов по вертикали
о
О
ДЛ5
»
»
9,5
11
3
1
о
1
СП
( ЛИ
9,5
11
3
1
о
1*1
НИИ
>
»
10,5
12
4
2
о
СЧ
СЧ
ДО
10,5
12
4
2
О
ГО
СП
330-
750
1150
11,5
13
5
2,5
О
О
1
о
-50С
кВ
кВ
11,5
13
5
О
кВ
15
20
О
5,0 м
м (10
м(15
при наибольшем отклонении
проводов по горизонтали
о
СЧ
О
п
м дл
м дл
2
2
3
о
7
in
СЛ
Я Д(
Я Д
4
4
3
о
1*1
эрог
орог
5
5
4
О
V
V
6
6
4
о
СЛ
гЛ
кат
кат
8
8
5
О
О
■Л
1
о
о
егор
е^ор
10
10
5
о
ш
ии)
ИИ)
40
15
О
55
25
Особые требования и допустимые отклонения
при любых типах опор
5. Расстояния по вертикали для ВЛ 750
и 1150 кВ проверяются при стреле провеса
проводов при высшей температуре воздуха
с годовой обеспеченностью 99% без учета
нагрева проводов электрическим током
1. При пересечении трамвайных и троллей-
бусных линий опоры, ограничивающие пролет
пересечения, должны быть анкерного типа.
Для ВЛ напряжением 35 кВ и выше с проводом
сечением 120 мм2 и более допускается при-
менение промежуточных опор с глухими за-
жимами
2. Допускается сохранение опор контактной
сети под проводами пересекающей ВЛ до
верха опор контактной сети не менее 7 м
для ВЛ до ПО кВ, 8 м для ВЛ 150-
220 кВ и 9 м для ВЛ 330-500 кВ

6.5. Расстояние от
проводов линии элект-
ропередачи до опор
контактной сети
7. Судоходные и
сплавные реки и каналы
7.1. Расстояние до
наиболее высоких мачт
судов при наивысшем
судоходном горизонте
воды или до габарита
сплава при наивысшем
уровне воды и высшей
температуре
7.2. Расстояние до
уровня самых высоких
вод при высшей темпе-
ратуре и до уровня льда
при температуре — 5 °С
и наличии гололеда
8. Несудоходные и не-
сплавные реки и каналы
8.1. До уровня льда
зимой
8.2. До уровня самых
высоких вод (при темпе-
ратуре воздуха + 15°С)
9. Плотины и дамбы
9.1. До гребня и бров-
ки откоса на плотинах
и дамбах
9.2. До наклонной по-
верхности откоса пло-
тин и дамб
9.3. До поверхности
переливающейся через
плотину воды
10. Канатные дороги,
надземные и наземные
трубопроводы
1. Опоры, ограничивающие переходный про-
лет, должны быть анкерного типа концевые
2. Для ВЛ 750 и 1150 кВ при наиболь-
шем уровне высоких вод и высшей темпера-
туре воздуха с годовой обеспеченностью 99%
расстояния до уровня воды, габарита сплава
и до верхней палубы судов принимаются соот-
ветственно 12 и 17,5 (указаны в скобках)
3. Для линий напряжением 35 кВ и выще
при сечении проводов 120 мм2 и более до-
пускается применение опор промежуточного
типа с креплением проводов глухими зажи-
мами и роликовой подвески проводов; в по-
следнем случае опоры смежные с промежуточ-
ными должны быть анкерного типа концевые
Особые -требования к ВЛ 750 и 1150 кВ
см. п. 7
}

Продолжение табл. 8.5
Характер местности
и пересекаемые объекты
10.1. Расстояние по
вертикали от проводов
ВЛ по любой части (на-
сыпи) ограждения тру-
бопровода или канатной
дороги
10.2. То же при об-
рыве провода ВЛ сече-
нием менее 185 мм2
в соседнем пролете
10.3. Расстояния по
горизонтали от край-
него иеотклоненного
провода или от опоры
ВЛ до любой части ка-
натной дороги или тру-
бопровода
10.4. То же в стес-
ненных условиях трас-
сы, но при наибольшем
отклонении провода
10.5. То же от край-
него провода В Л до
любой части пульпо-
провода
10.6. То же от край-
него провода ВЛ по
любой части магист-
рального газопровода
Наименьшие допустимые расстояния от проводов, м.
при напряжении ВЛ, кВ
при наибольшем провисании
проводов по вертикали
до 20
3
1
35-110
4
2
150
4,5
2,5
220
5
3
О
т
6
4
400-500
6,5
750
12
1150
17,5
при наибольшем отклонении
проводов по горизонтали
до 20
35-110
150
220
о
т
400-500
Не менее высоты опоры
3 4 4,5 5 6 6,5
Не менее 30 м
Не менее удвоенной
опоры
750
1150
10 15
высоты
Особые требования и допустимые отклонения
х- .j*
1. Линии электропередачи должны прохо-
дить над канатными дорогами и трубопро-
водами. В исключительных случаях допуска-
ется прохождение линий электропередачи на-
пряжением до 220 кВ под канатной дорогой.
При этом канатная дорога должна иметь снизу
сетки или мостики для защиты проводов ли-
нии
2. Для ВЛ с проводами сечением 120 мм2
и более или стальными канатами ТК 50 мм2
и более пересечения допускается выполнять
на опорах промежуточного типа с креплением
проводов глухими зажимами
3. На ВЛ 750 и 1150 кВ при пересечении
с пассажирскими канатными дорогами должны
устанавливаться анкерные опоры
4. Угол пересечения ВЛ с надземными тру-
бопроводами и канатными дорогами не норми-
руется, за исключением пересечений с газо-
проводами, нефтепроводами, нефтепродукто-
провоДами и пассажирскими канатными до-
рогами, где угол пересечения рекомендуется
принимать близким к 90°
5. В местах пересечения с ВЛ трубопрово-
ды и канатные дороги, а также ограждения,
мостики и сетки должны быть заземлены
6. Расстояния по горизонтали от иеоткло-
ненного провода ВЛ 750 и 1150 кВ до лю-
бой части трубопровода или канатной дороги

10.7. То же от край-
него провода до любой
части магистрального
нефтепровода и нефтё-
продуктопровода
10.8. От оси ВЛ до
продувочных свеч ма-
гистральных газопрово-
дов
11. Линии электропе-
редачи
11.1. Расстояние меж-
ду проводами или про-
водами и тросами пере-
секающихся линий и
между проводами на
участках сближения
11.2. На участках стес-
ненной трассы и на
подходах к подстанци-
ям между крайними
проводами при неот-
ключенном положении
11.3. То же от откло-
ненных проводов до
опор другой ВЛ
12. Воздушные линии
связи и сигнализации
12.1. Расстояние меж-
ду проводами пересе-
кающихся линий для В Л
на металлических и же-
лезобетонных опорах
См. табл. 8.6.
2-
3
Я^ ~
6,5
50 м, но не менее высоты
опоры
Не менее 300 м
При сближении и параллельном
следовании линий напряжением
до 330 кВ расстояние между их
осями должно быть не менее
высоты наиболее высокой опо-
ры; при сближении с линиями
400-500 кВ-не менее. 50 м,
с линиями 750 кВ — не менее
75 м, с линиями 1150 кВ — не
менее 100 м
2,5 4-6 7 10 15 20 30
15
При сближении и параллель-
ном следовании с линиями элект-
ропередачи расстояние между
ними определяется расчетом
влияния на цепи связи и
4-
5
4
6
5
7
7
10
8
15
10
20
10
на участках сближения должны быть соот-
ветственно 40 и 55 м, но не менее высоты
опоры.- Расстояния по вертикали для ВЛ 750
и 1150 кВ определяются при стреле провеса
провода при высшей температуре воздуха с
обеспеченностью 99% без учета нагрева про-
водов электрическим током
7. В районах Западной Сибири и Крайнего
Севера при сближении ВЛ с техническими ко-
ридорами магистральных газопроводов, неф-
тепроводов и нефтепродуктопроводов расстоя-
ние от оси ВЛ до оси крайнего трубопровода
должно быть не менее 1000 м (по условиям
обеспечения сохранности ВЛ при аварии на
трубопроводе)
1. Провода линий высшего напряжения рас-
полагаются над проводами линий низшего
напряжения. Исключения допускаются только
для линий напряжением 35 кВ и выше с
проводами сечением не менее 120 мм2 при
пересечении ими линий напряжением до 220 кВ
включительно
2. Место пересечения должно быть располо-
жено возможно ближе к опоре, пересекающей
(верхней) линии, однако расстояние от места
пересечения с учетом отклонения проводов
должно быть не менее: для линий • напря-
жением до 330 к^ — 6 м, для линий 400—
500 кВ-10 м, для линий 750-1150 кВ-
15 м
3. Требования к грозозащите пересечений
см. табл. 8.6
1. Провода линии электропередачи должны
быть расположены над линией связи
2. Место пересечения должно быть распо-
ложено возможно ближе к опоре линии элект-
ропередачи, но не ближе 7 м от нее

Продолжение табл. 8.5
Характер местности
и пересекаемые объекты
Наименьшие допустимые расстояния от проводов, м,
при напряжении ВЛ, кВ
при наибольшем провисании
проводов по вертикали
при наибольшем отклонении
проводов по горизонтали
Особые требования и допустимые отклонения
* .Л
и для ВЛ на деревян-
ных опорах при нали-
чии грозозащитных уст-
ройств (грозозащитные
тросы, разрядники)
сигнализации, но должно быть
не менее высоты наиболее высо-
кой опоры ВЛ. На участках стес-
ненной трассы расстояния между
проводами с учетом их отклоне-
ния должны быть не менее:
1
1
1,5
2,5
3,5
4
10
3. Опоры линии электропередачи, ограничи-
вающие пролет пересечения, могут быть про-
межуточного типа с креплением проводов
в глухих зажимах
4. Цепи воздушных линий связи и радио-
фикации при пересечении их ВЛ 1150 кВ должны
выполняться кабельными
5. Опоры линий связи, ограничивающие пе-
ресекаемый пролет, должны иметь защитные
шунтирующие спуски с сопротивлением за-
земления не более 25 Ом
12.2. То же для ВЛ
на деревянных опорах
при отсутствии в пересе-
кающем пролете грозо-
защитных устройств
12.3. То же при об-
рыве провода на линии
электропередачи в со-
седнем пролете
Примечания: 1. Наименьшие расстояния от проводов до поверхности земли, воды и пересекаемых объектов определяются для условий наибольшей
стрелы провеса, при наивысшей температуре воздуха или при нормативной гололедной нагрузке и соответствующей температуре.
Для ВЛ 750 и 1150 кВ при расчете расстояний от проводов до земли и пересекаемых сооружений принимается высшая температура воздуха
с годовой обеспеченностью 99% без учета нагрева проводов электрическим током. Однако во всех случаях наименьшее расстояние от проводов до
поверхности земли в ненаселенной местности при наибольшей стреле провеса должно быть для ВЛ 750 кВ не менее 10 м.
2. Наименьшие расстояния по горизонтали от проводов до расположенных рядом объектов определяются для условий наибольшего отклонения
проводов ветром: при наибольшей нормативной скорости ветра или при наличии гололеда и соответствующих скорости ветра и температуре.
3. При пересечении линий электропередачи с различными объектами угол пересечения, за исключением пересечения магистральных и электрифи-
цированных железных дорог, не нормируется, однако угол пересечения по возможности должен быть большим.
4. Опоры пересекающей линии электропередачи, ограничивающие пролет пересечения, за исключением оговоренных случаев, могут быть промежуточного
типа. На линиях с подвесными изоляторами применяются одинарные гирлянды с креплением проводов в глухих зажимах, а при штыревых изоляторах —
двойное крепление проводов. На ВЛ 750 и 1150 кВ, как правило, применяются двухцепные поддерживающие гирлянды изоляторов.
5. Расстояние от оси ВЛ и 1150 кВ до границ городов с учетом их перспективного развития на 10 лет, а также до границ поселков и сельских
населенных пунктов, как правило, должны быть соответственно 250 и 300 м. В исключительных случаях допускается приближение ВЛ 750 кВ к границам
сельских населенных пунктов или пересечение их при условии обеспечения наименьшего расстояния от проводов ВЛ 750 кВ до земли не менее 23 м
и расстояние по горизонтали от крайних проводов ВЛ 750 кВ при неотклоненном положении до ближайших выступающих частей зданий и сооружений
или границы приусадебного участка не менее 40 м.

Таблица 8.6. Пересечения иоздушных линий электропередачи между собвй
Напряжение
пересекаю-
щей (верхней)
линии, кВ
750
330-500
150-220
20-110
1-10
Напряжение
пересекаемой
(нижней)
линии, кВ
750 и ниже
500 и ниже
220 и ниже
ПО и ниже
10 и ниже
Длина
пролета пе-
ресекающей
линии, м
До 200
300
450
500
До 200
300
450
До 200
300
450
До 200
300
До 100
150
Наименьшие допускаемые расстояния
между проводами или между прово-
дами и тросами пересекающихся линий,
м, при наименьшем расстоянии от
места пересечения до ближайшей
опоры, м
30
6,5'
6,5
6,5
7,0
5
■5
5
4
4
4
3
3
2
2
50
6,5
6,5
7,0
7,5
5
5
5,5
4
4
4
3
3
2
2,5
70
6,5
7,0
7,5
8,0
5
5,5
6
4
4
5
3
4
2,5
100
7,0^
7,5
8,0
8,5
5,5
6
7
4
4,5
6
4
4,5
-
120
8,0
8,5
9,0
6,5
7,5
5
6,5
5
-
150
8,5
9,0
9,5
7,0
8
5,5
7
5
-
Наименьшие до-
пускаемые рас-
стояния между
проводами пере-
секающихся
линий, не
требующие
пролета пере-
сечения, м
9
7
6
ДляВЛ35-110кВ
5
ДляВЛЗ-20кВ
4
Примечания: 1. На воздушных линиях без грозозащитных тросов с деревянными опорами
на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должны устанавливаться разрядники. На линиях
6—35 кВ, оборудованных АПВ, и на линиях напряжением ниже 6 кВ вместо установки разряд-
ников допускается устройство защитных промежутков.
Если расстояние от места пересечения до ближайшей опоры не более 40 м, то разрядники
и защитные промежутки устанавливаются только на ближайшей опоре.
2. При определении расстояния между проводами пересекающихся ВЛ учитывается возможность
поражения молнией обеих ВЛ. Если верхняя ВЛ защищена тросами, то учитывается только пора-
жение молнией нижней ВЛ.
3. Для ВЛ 1150 кВ расстояние по вертикали между проводами и между проводами и тро-
сами пересекающихся ВЛ при температуре окружающего воздуха 15 °С без ветра должно быть
не менее 10 м. При этом напряженность электрического поля на проводах и тросах пересекаемой
ВЛ в месте пересечения не должна превышать £0 при среднеэксплуатационных условиях.
8.4. ОПОРЫ ВЛ
Таблица 8.7. Расчетные схемы нагрузок на опоры
Типы
опор
Проме-
жуточные
Режимы работы ВЛ
нормальный
аварийный
Схемы нагрузок
Рис. 8.2, a: Gn — масса
проводов и гирлянд изоля-
торов (баз гололеда или
с гололедом); Gr — масса
тросов (с гололедом или
без гололеда); Q„ — давле-
ние ветра на провода; QT —
давление ветра на тросы;
боп — давление ветра на
опору
Рис. 8.2,6: {?„ — масса
оборванных проводов и
гирлянд изоляторов; G'T —
масса оборванных тросов;
Г„ — условное усилие в
оборванных проводах;
Тт — условное усилие в
оборванных тросах
■;> монтажный
X
Рис. 8.2, в: GU,M-
усилие на траверсу
при монтаже (подъе-
ме или опускании)
проводов с учетом
массы монтажных
приспособлений;
Gf м — то же на тро-
состойку при монта-
же (подъеме или опу-
скании) тросов

Продолжение табл. 8.7
Типы
опор
Режимы работы ВЛ
нормальный
аварийный
монтажный
Расчетные условия
1. Наибольшая скорость
ветра, гололеда нет, тем-
пература минус 5 °С
2. Провода и тросы по-
крыты гололедом, ско-
рость ветра при гололеде;
температура минус 5 °С или
др>тая более низкая тем-
пература согласно СНиП
2.01.07-85
3. Низшая температура
воздуха; гололеда и ветра
нет (только для промежу-
точных угловых опор при
пролетах, меньших пер-
вого критического)
1. Оборваны провода
одной из фаз при любом
числе цепей на опоре, со-
здающие наибольший из-
гибающий момент; тросы
не оборваны, гололеда и
ветра нет; температура
среднегодовая
2. То же, но создающие
наибольший крутящий мо-
мент
3. Оборван один трос;
провода не оборваны; го-
лоледа и ветра нет; тем-
пература среднегодовая
Схемы нагрузок
Рис. 8.3,a: Gu, GT, Qu,
Qt-, Con — см. обозначения
для промежуточных опор;
AT и (ДГТ) — разность тя-
жений по проводам (тро-
сам) в смежных пролетах
Рис. 8.3, б: G„ — масса
проводов и гирлянд изо-
ляторов при гололеде;
Cfr (G^) — масса оставших-
ся на опоре проводов (тро-
сов) с гололедом; ТП(ТТ) —
тяжение оставшихся на
опоре проводов (тросов)
при гололеде без ветра
Расчетные условия
1. Наибольшая скорость
ветра, гололеда нет, тем-
пература минус 5 °С
2. Провода и тросы по-
крыты гололедом, ско-
рость ветра при минус 5 СС
или другой более низкой
температуре согласно
СНиП 2.01.07-85
3. Низшая температура
воздуха; гололеда и ветра
нет
4. В одном пролете смон-
тированы все провода и
тросы, в другом пролете
провода и тросы не смон-
тированы. При этом нор-
мативное тяжение в прово-
дах и тросах принимается
равным 2/3 максимального
1. Оборваны провода
двух! или одной фазы од-
ного пролета при любом
числе пепей на опоре, со-
здающие наибольший изги-
бающий момент на опору;
тросы не оборваны; прово-
да и гросы покрыты голо-
ледом, ветра нет, темпера-
тура минус 5 °С
2. То же, но создаю-
щие наибольший крутящий
момент на опору
3. Оборван один грос
одного пролета, провода
не оборваны, провода и
тросы покрыты гололедом,
ветра нет, температура ми-
нус 5 °С или другая более
низкая согласно СНиП
2.01.07-85
4. Производится провер-
ка по пп. 1 и 2 при
низшей температуре возду-
ха для пролетов, меньших
первого критического
Траверсы и тросо-
стойки проверяются
на нагрузки, соответ-
ствующие способу
монтажа с учетом
усилий тягового тро-
са, массы проводов
(тросов) и гирлянд
изоляторов, а также
массы монтажных
приспособлений, при
этом температура
минус 15 °С, скорост-
ной напор 62,5 Па,
гололеда нет
Рис. 8.3, е: обозна-
чения см. на рис.
8.2, а
1. В одном из про-
летов при любом чис-
ле проводов на опоре
смонтирована лишь
одна цепь; тросы не
смонтированы
2. В одном из про-
летов смонтированы
тросы, провода не
смонтированы
3. Траверсы и тро-
состойки проверяют-
ся аналогично тому,
как это указано для
промежуточных опор
4. При всех расче-
тах принимается тем-
пература воздуха ми-
нус 15 °С, скоростной
напор 62,5 Па, голо-
леда нет

Продолжение табл. 8.7
Типы
опор
Режимы работы ВЛ
нормальный
аварийный
монтажный
Схемы нагрузок
Концевые
Рис. 8.3,г: ГП(ГТ)-тя-
жение по проводам (тро-
сам) в сторону линии
Те же, что и для анкер-
ных опор
Те же, что и для
анкерных опор
Расчетные условия
1. Одностороннее тяже-
ние всех проводов и тро-
сов; наибольшая скорость
ветра; гололеда нет, темпе-
ратура минус 5°С
2. То же, но при прово-
дах и тросах, покрытых
гололедом, и ветре при го-
лоледе, температура минус
5 °С или другая более низ-
кая температура согласно
СНиП 2.01.07-85
3. То же, но при низшей
температуре воздуха; голо-
леда и ветра нет
Те же, что и для ан-
керных опор
Те же, что и для
анкерных опор
1 Анкерные опоры облегченного типа, а также анкерные нормальные опоры при подвеске сталеалю-
мивиевых проводов сечением 185 мм2 и более, а также стальных проводов (канатов типа ТК)
рассчитываются на обрыв проводов одной фазы.
Примечания: 1. Анкерные опоры облегченного типа, а также анкерные нормальные опоры
при подвеске проводов сечением 185 мм2 и более, а также стальных тросов (типа ТК) в качестве
проводов рассчитываются на обрыв одной фазы. Во всех остальных случаях анкерные опоры рас-
считываются на обрыв двух фаз.
2. Промежуточные опоры с креплением проводов на штыревых изоляторах при помощи про-
волочной вязки в аварийном режиме следует рассчитывать на наибольшее тяжение по оборванному
проводу, но не более 1,5 кН. В пролетах пересечения вместо вязок 'следует применять глухое креп-
ление проводов, при этом опоры должны быть проверены на нагрузки аварийного режима.
3. Нормативное условное тяжение в аварийном режиме для ВЛ с нерасщепленными проводами
и глухими поддерживающими зажимами принимаются:
а) для опор жесткого типа (металлические свободностоягцие, все опоры на оттяжках и др.)
с проводами сечением до 185 мм2 — О^Гд^; то же 205 мм2 и более — 0,4Г,И(И;
б) для железобетонных свободностоящих опор гибкого типа с проводами сечением до 185 мм2 —
0,ЗГиох; то же 205 мм2 и более — 0,25 Ттах;
в) для деревянных свободностоящих опор с проводами сечением до lif|, мм2 — 0,25 Ттах, то
же 205 мм2 и более — 0,2 Гта;с, где Ттах — наибольшее нормативное тяжение по проводам.
4. Нормативное условное тяжение в аварийном режиме для ВЛ с расщепленными проводами
принимается таким же, как и для ВЛ с нерасщепленными проводами, с введением коэффициента
0,8 при расщеплении на два провода, 0,7 на три провода и 0,6 на четыре провода.
5. При расчетах опор ВЛ 500, 750 и 1150 кВ с расщепленными проводами нормативное
условное тяжение в аварийном режиме принимается равным не менее 19 кН для 500 кВ, 26 кН
для ВЛ 750 кВ и 30 кН для ВЛ 1150 кВ.
6. Нормативное условное тяжение в аварийном режиме при обрыве троса принимается равным
0.5Гвмх. а для расщепленных (на два) тросах 20 кН.
7. В качестве примера на рис. 8.2 и 8.3 приведены схемы нагрузок для двухцепных опор.
Аналогичные схемы составляют для любых конструкций опор.
8. При расчете опор следует принимать направление ветра под углом 90, 45 и .0° к оси ВЛ.

Х-
о
**5Г
Ч
~с
Эн
^
Nr~Ca" &«Г"
*)
"■»£
е;
%
геп
■St*.
О
■fja,
Рис. 8.2. Схемы (нагрузок для промежуточ-
ных опор в различных режимах:
а — нормальный режим; б — аварийный режим;
в — монтажный режим
Рис. 8.3. Схемы нагрузок для опор анкер-
ного типа в различных режимах:
а — нормальный режим; б — аварийный режим;
в — монтажный режим; г — нормальный режим для
концевых опор'
лтгЧ
'Ф
«л "Да"
4n-*
АТЙ'Щ
АТ„'Ъ
Ш*п
*-%
В)
♦'
&„
к
?te
т4&'
б _ v*v
*)
бт ту at
')
f #/
fe^
\
\'
ШШ
Ma
0
Рис. 8.4. Унифицированные деревянные опоры 6—10 кВ

Таблица 8.8. Унифицированные опоры 6, 10 и 20 кВ
Тип и условное обозначение опоры
Район по
гололеду
Расчетные габаритные пролеты для проводов, м
ПС 25 - ПС 50
АС 25 - АС 70
А 25 - А 120
Расход материалов
дерева, м'
железобетона, м3
стали, кг
Промежуточная для ненаселенной мест-
ности П10-4ДД и П20-4ДД, рис. 8.4, о
То же П10-5ДД и П20-5ДД, рис. 8.4,6
Угловая промежуточная для ненаселен-
ной местности УШ0-2ДД, УП20-2ДД,
рис. 8.4, д
То же для населенной местности
УПЮ.ЗДД и УП20.3ДД, рис. 8.4, д
Концевая (анкерная) для ненаселенной
местности АК10-2ДД и АК20-2ДД,
рис. 8.4, е
То же для ненаселенной местности
АКЮ-ЗДД и АК20-ЗДД, рис. 8.4, е
Угловые анкерные на угол поворота
до 90° для ненаселенной местности,
УА10-2ДД и УА20-2ДД, рис. 8.4,же
То же для населенной местности
УА10-ЗДД и УА20-ЗДД, рис. 8.4, ж
Ответвительная анкерная для ненасе-
ленной местности ОА10-2ДД и ОА20-2ДД,
рис. 8.4,з
То же для населенной местности
ОАЮ-ЗДД и ОА20-ЗДД, рис. 8.4, з
Промежуточная для ненаселенной мест-
ности П10-7ДБ и П20-7ДБ, рис. 8.4, в
То же Ш0-8ДБ и П20-8ДБ, рис. 8.4, г
То же для населенной местности
П10-9ДБ и П20-9ДБ, рис. 8.4, г
Угловая промежуточная для ненаселен-
ной местности УШ0-ЗДБ и УП20-ЗДБ,
рис. 8.4, д
Деревянные опоры с дереияннымя приставками
I, II
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
120-73
142-55
104-63
130-53
91-53
116-56
Деревянные опоры с железобетонными нриставками
I, И
I — III
I — III
I-IV
124-72
143-62
106-54
108-68
135-62
90-52
90-59
119-62
71-47
0,41
0,46-0,49
1,21-1,23
1,41-1,23
1,37-1,39
1,37-1,39
2,09-2,11
2,09-2,11
1,45-1,49
j
1,45-1,49
0,24-0,13
0,26-0,29
0,26-0,29
0,2
0,76-0,78
0,29
2,0
10,8-11,6
35,9-38,8
41,1-38,8
51,8-49,5
45,7
85,0-82,5
79,0-78,7
55,7-53,4
58,1-55,8
2,0
10,4-11,5
13,3-15,5
36,2-39,2

Продолжение табл. 8.8
Тип и условное обозначение опоры
Район по
гололеду
Расчетные габаритные пролеты для проводов, м
ПС 25 -ПС 50
АС 25 - АС 70
А 25 - А 120
Расход материалов
дерева, м-<
железобетона, м-
То же для населенной местности
УП10-4ДБ и УП20-4ДБ, рис. 8.4, д
Концевая (анкерная) для ненаселенной
местности АК10-ЗДБ и АК20-ЗДБ, рис.
8.4, е
То же для населенной местности
АК10-4ДБ и АК20-4ДБ, рис,. 8.4, е
Угловые анкерные на угол поворота
до 90° для ненаселенной местности
УАЮ-ЗДБ и УА20-ЗДБ, рис. 8.4, ж
То же для населенной местности
УА10-4ДБ и УА20-4ДБ. рис. 8.4, же
Ответвительная анкерная для ненасе-
ленной местности ОАЮ-ЗДБ и ОА20-ЗДБ,
рис. 8.4,з
То же для населенной местности
ОА10-4ДБ и ОА20-4ДБ. рис. 8.4, з
Промежуточная для ненаселенной мест-
ности П10-1Б (П20-1Б), рис. 8.5,а
То же П10-ЗБ (П20-ЗБ), рис. 8.5,6
Промежуточная для населенной мест-
ности П10-2Б (П20-2Б), рис. 8.5,а
То же П10-4Б (П20-4Б), рис. 8.5,6
Угловая промежуточная опора УП10-1Б
(УП20-1Б), рис. 8.5, в ■
Концевая (анкерная) на угол поворота
до 7° К10-1Б, К10-2Б (К20-1Б, К20-2Б),
рис. 8.5, в
Угловая анкерная на угол поворота
до 60° УА10-1Б, УА10-2Б (УА20-1Б,
УА20-2Б), рис. 8.5, г
I-IV
I-IV
I-1V
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I, II
I-IV
1-Ш
[-IV
[-IV
I-IV
I-1V
Железобетонные опоры
145-85
130-50
110-60
105-45
150-85
130-50
110-60
110-50
135-70
135-55
90-55
90-45
0,76--0,7#
0,29
0,92-0,94
0,29
0,82-0,94
0,29
1,41-1,43
0,44
1,41-1,43
0,44
1,0-1,04
0,44
0,44
0,45
0,45
0,45
0,45
0,9
0,9
1,35
41,5-39,2
56,4-54,1
50,2
84,6-82,3
78,7
56,0-53,7
58,5-56,2
15,9-25,9
21,5-28,'9
19-31,9
25,7-34,9
52,5-60,2
48,2-60,2
59.3-71,3

Ответвительная промежуточная I — IV
ОП10-1Б, ОП10-2Б, ОП10-ЗБ, ОШ0-4Б
(ОП20-1Б, ОП20-2Б, ОП20-ЗБ, ОП20-4Б),
рис. 8.5, д
Ответвительная угловая, промежуточ- I — IV
ная ОУШ0-1Б, ОУШ0-2Б (ОУП20-1Б,
ОУП20-2Б), рис. 8.5, е
0,45
0,9
26,6-50,7
63,2-76,9
1,15-1,17
2,31
Примечавия: 1. Чертежи опор разработаны институтом «Сельэнергопроект»: деревянные опоры — типовой проект 3.407-85, 1974 г., железобетон-
ные опоры — типовой проект 3.407-101, 1975 г. с изменениями согласно Директивному указанию «Сельэнергопроекта» от 24.06.76 г. № 14/Ш и от
27.12.83 г. № 11/Щ, железобетонные приставки примевяются по типовому проекту 3.407-57/72 и ГОСТ 14295—75*.
2. Деревянные опоры разработаны для I — IV районов по ветру, а железобетонные — для I — V районов по ветру, кроме опор типов Ш0-1Б
(П20-1Б) и П10-2Б (П20-2Б), которые рассчитаны для I — III районов по ветру.
3. Кроме приведенных в данной таблице опор в составе типового проекта 3.407-85 разработаны также:
серия повышенных переходных деревянных опор, аналогичных по конструкции и номенклатуре приведенным в настоящей таблице, ио с применением
стоек длиной 11 и 13 м (альбом V);
серия нормальных деревянных опор из целых бревен (без приставок) длиной 11 и 13 м (альбом III);
серия составных деревянных опор ВЛ 6—10 кВ с деревянными и железобетонными приставками для городских условий (альбом IV), конст-
рукция и номенклатура которых соответствуют настоящей таблице, однако эти опоры рассчитаны на скоростной напор, равный 0,85 нормативного.
4. Для изготовления деревянных опор принимается пропитанный заводским способом сосновый лес по ГОСТ 9463 — 72 с изменениями № 2—5 от
26.12.84 г. II и III сортов. Допускается применение вепропитанной лиственницы с толщиной заболони 20 мм при антисептической защите столба
в зоне земля—воздух, а для стоек опор с приставками — пропитанной заводским способом ели.
5. По условиям прочности деревянных анкерных опор максимальное нормальное тяжение по проводам принимается ие более 4500 Н, а для
железобетонных опор — 5000 Н-
На промежуточных опорах 6—20 кВ, проходящих по населенной местности, предусмотрено двойное крепление проводов на штыревых изоляторах,
а на опорах анкерного типа — крепление проводов с помощью натяжных гирлянд из подвесных изоляторов типа ПС70-Д.
6. Опоры закрепляются в пробуренных котлованах диаметром 350 (450) мм для промежуточных опор и 650 (800) мм для анкерных опор
в грунтах песчано-глинистого ряда.
В слабых грунтах для закрепления опор рекомендуется использовать ригели (плиты) и другие конструктивные решения, разработанные в типовом
проекте 3.407-59/72. Допускаемый угол поворота стойки в грунте от нормативных нагрузок не должев превышать 0,02 радиана.
7. Для опор ва деревявных приставках с проводами марок А 70 — А 120, АС 50, АС 70, ПС 35 и ПС 50 составвые опоры с креплением
проводов на крюках не рекомендуются. Следует применять опоры с траверсой. Составные опоры с железобетонными приставками в IV районе
по гололеду не рекомендуются- *
8. Максимальный угол поворота для деревянных промежуточных угловых опор принимается:
90° для проводов А 25, А 35, АС 16, АС 25;
64° для проводов А 50;
52° для проводов А 70, А 95, А 120, А 35, АС 50, АС 70;
56° для проводов ПСО Ъ^ХСЛЪ, ПС 35 и ПС 50.
9. Железобетовиые опоры разработаны на базе вибрированиых предварительно напряженных стоек типов СНВ-2,7-11 и СНВ-3,2-11, выпускаемых
по ГОСТ 23613-79.
10. Угловые анкерные железобетонные опоры рассчитаны на угол поворота до 60°.
11. Примевение проводов' А 25, А 35 и АС 16 в III районе по гололеду и выше не допускается ввиду их недостаточной перегрузочной спо-
собности, а проводов ПСО 5 — во всех районах по гололеду.
12. Габаритные пролеты для опор анкерного типа принимаются в зависимости от типов смежных промежуточных опор.
13. Наибольшие нормативный скоростной напор ветра и толщина стенки гололеда принимаются, исходя из их повторяемости 1 раз в 10 лет.
14. Все металлические детали деревянных и железобетонных опор должны быть защищены от коррозии стойким антикоррозийным покрытием.
15. Неиспользованные отверстия в деревянных деталях необходимо плотно заделать деревянными пробками на битуме.
16. Масса стали для железобетонных опор указана без арматуры железобетонных деталей-

то
то
{woo)
Рис. 8.5. Унифицированные железобе-
тонные опоры 6—10 кВ
Таблица 8.9. Уаифипироианные дереияиные опоры 35 кВ
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная П-образная сво-
бодностоящая ПД35-1,
рис. 8.6, а
Расчетные условия
Провод
Трос
AG 50/8
С 35
АС 70/11
С 35
АС 95/16
С 35
1 'Район
по го-
лоледу
I
11
III
IV
I
11
III
IV
I
II
III
IV
Расчетные пролеты, м
Габаритный
без
тро-
сов
240
185
140
120
255
200
165
135
275
240
180
155
с тро-
сами
-
j
Вет-
ро-
вой
310
230
180
150
320
260
200
170
340
280
230
190
Ве-
со-
вой
550
365
235
170
640
450
305
220
640
555
385
280
Расход материалов
дерева,
м3, на па-
сынках
на сваях
2,2
2,3
стали, кг,
без троса
с тросом
43
51

Продолжение табл. 8.9
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная П-образная сво-
бодностоящая ПД35-3,
рис. 8.6, а
То же, но без пасын-
ков или свай ПД35-5,
рис. 8.6,6
Промежуточная одно-
цепная П-образная сво-
бодностоящая повышен-
ная ПДС35-1, рис. 8.6, в
Промежуточная одно-
цепная П-образная сво-
бодностоящая повышен-
ная из лиственницы зим-
ней рубки ПДС35-5, рис.
8.6, г
Расчетные
Провод
Трос
АС 120/19
С 35
АС 150/24
С 50
АС 50/8
С 35
АС 70/11
С 35
АС 95/16
С 35
АС 120/19
С 35
АС 150/24
С 35
АС 50/8
С 35
АС 150/24
С 50
АС 50/8
С 35
АС 70/11
С 35
АС 95/16
С 35
условия
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
п
III
IV
I
II
III
IV
I-IV
I
II
1П
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
Расчетные
Габаритный t
без
тро-
сов ■
275
250
205
175
275
265
220
190,
245
190
145
120
260
205
165
140
270
225
185
155
280
255
210
180
280
270
230
195
с тро-
_
—
—
— -
—
—
—
.
—
—
—
205
170
140
115
205
185
155
130
215
210
175
150
215
215
190
160
То же, что
ПД35-1 i
275
210
165
135
290
230
185
155
300
250
205
175
235
180
135
115
250
195
160
130
255
215
175
150
пролеты, м
Вет-
ро-
вой
350
320
260
220
360
330
280
240
310
230
180
150
320
260
305
170
340
280
230
190
360
320
260
220
360
330
280
240
Бе-
со-
вок
740
420
365
245
660
505
325
305
550
365
235
170
640
450
305
220
740
555
385
290
925
605
505
350
915
540
455
320
и для опор
j ПД35-3
310
230
180
150
320
260
200
170
340
280
230
190
550-3
365
235
170
640
450
305
220
740
555
385
280
Расход материалов
дерева,
м3, на на-
сыпках
на сваях
2,6
2,6
3,1
3,2
Без тро-
са
3,0
3,1
С тро-
сом
3,3
5 3,4
»
3,3
3,4
стали, кг
без троса
с тросом
43
51
31
39
43
51
48
63

Продолжение табл. 8.9
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная П-образная сво-
бодностоящая повышен-
ная из лиственницы зим-
ней рубки ПДС35-5,
рис. 8.6, г
Промежуточная одно-
цепная П-образная сво-
бодностоящая повышен-
ная без троса ПДС35-11,
рис. 8.6, о
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 120/19
С 35
АС 150/24
С 50
АС 50/8
АС 96/16
АС 120/19
АС 150/24
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
I
11
III
IV
I
II
ш
IV
i
п
ш
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
Расчетные пролеты, м
Габаритный
без
тро-
сов
320
285
235
220
320
300
255
215
-т
\
-
-
с тро-
сами
270
245
200
170
270
260
220
190
|
:
-
-
Вет-
ро-
вой
335'
320
260
220
360
330
280
240
310
230
180
170
340
280
230
190
310
310
260
220
280
280
280
230
Ве-
со-
вой
925
610
385
270
1020
710
460
320
550
365
235
220
740
555
385
265
925
570
370
245
860
505
. 325
230
Расход материалов
дерева,
м3, на па-
сынках
на сваях
3,8
3,8
1,7
1,7
стал!., кг,
без троса
с тросом
55
63
31
31
t
Примечания: 1. Опоры разработаны Украинским отделением «Энергосетьпроект» в 1969 г.
для. I — V районов по ветру.
2. Для опор используется сосна второго сорта ГОСТ 9463* —72 с заводской пропиткой или
непропитанная лиственница зимней рубки.
3. Разрешается изменение диаметров деталей опор до 4-2 см.
4. Все металлические детали должны быть защищены от коррозии.
5. Все отверстия в деревянных деталях следует сверлить по месту. Неиспользованные отверстия
следует плотно заделать деревянными пробками на битуме.
6. Опора с тросами выполняется на базе опоры без тросов понижением траверсы на 2 м
и установкой тросодержателей.
7. Для ВЛ 35, ПО и 220 кВ разработаны деревянные упрощенные одноцепные опоры (инв.
№ 5293 ТМ института «Энергосетьпроект») по типовому проекту J4» 407-4-40 для временной установки
на ВЛ.
8. При установке опор ПД35-1, ПД35-3, ПД35-5, ПДС35-1 в IV районе по гололеду диаметр
траверсы следует увеличить на 2 см против указанного на чертеже.
При установке опор ПД35-1 и ПД35-3 в V районе по ветру для соединения стойки с па-
сынком или сваей требуются три болта диаметром 24 мм.
9. Ветровые пролеты для опоры ПД35-1 в IV и V районах по ветру при подвеске провода
АС 120/19 в I и И районах по гололеду, для опоры ПД35-5 в V районе по ветру и в I районе
по гололеду, а также опоры ПД35-5 в V районе по ветру и I районе по гололеду при подвеске
провода АС 150/24 должны быть снижены примерно на 10%.
10. При применении опоры ПДС35-! на ВЛ с проводами АС 50 — АС 120 диаметры деталей
опор могут быть уменьшены на 2 см, а расход древесины — соответственно на 0,5 м3.
11. Ветровые и весовые пролеты даны для опор без тросов при их закреплении в средних грун-
тах. Для слабых грунтов крепление опор в грунте должно быть усилено.
12. Анкерные угловые опоры для ВЛ 35 кВ применяются те же, что и для ВЛ 110 кВ, согласно
табл. 8.10.

Продолжение табл. 8.9
13. Ветровые пролеты для опоры ПДС35-11-, отмеченные звездочкой, приведены для 1 и 11
районов по ветру, в III — V районах по ветру< ветровые пролеты должны быть уменьшены.
14. В условных обозначениях "сталеалюминиевых проводов цифры означают номинальное сечение
алюминиевой части провода (числитель) и стального сердечника (знаменатель).
frif¥^
Рис. 8.6. Унифицированные
деревянные опоры 35 кВ
Таблица 8.10. Унифицированные деревянные опоры 110 кВ
Тип и условное
обозначение
Промежуточная
одноцепная сво-
бодностоящая
ПД110-1, ■
рис. 8.7, а
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 70/11
С 50
АС 95/16
С 50
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
I
II
III
IV
Расчетные пролеты, м
Габаритный
без
троса
240
190
155
130
250
210
170
145..
с тро-
сами
180
155
125
105
180
170
140
115
Ветро-
вой
350
290
220
190
345
305
250
210
Весо-
вой
600
450
305
220
600
480
295
265
Расход материалов
дерева, м3,
напасынках
на сваях
2,3
2,4
стали, кг,
без троса
с тросом
43
51

Тип и условное
обозначение
Промежуточная
одноцелная сво-
бодностоящая
ПД110-1,рис. 8.7, а
То же ПД 110-3-
рис. 8.7, а ''"
То же, но без
пасынков или свай
из лиственницы
зимней рубки
ПД110-5,
рис. 8.7,6
•
Промежуточная
однопепная П-об-
разная свободно-
стоящая повы-
шенная ПДС110-1,
рис. 8.7, в
Промежуточная
одноцепная П-об-
разная свободно-
стоящая повышен-
ная из лиственни-
цы зимней рубки
ПДС110-5,
рис. 8.7, г
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 120/19
С 50
АС 150/24
С 50
AC 185./29
С 50
АС 70/11
С 50
АС 95/16
С 50
АС 120/19 '
С 50
АС 150/24
С 50
АС 185/29
С 50
АС70-АС 185/29
С 50
АС 70/11
С 50
АС 95/16
С 50
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
11
III
IV
I-IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
Продолжение
Расчетные пролеты, м
Габаритный
без
троса
260
240
195
170
260
255
215
185
255
230
200
175
245
195
160
135
255
215
175
150
265
245
200
175
270
260
220
190
260
235
205
180
с тро-
сами
190
190
160
135
195
185
170
145
190
190
160
140
190
160
130
ПО
190
175
145
120
200
200
165
140
200
200
175
150
190
190
165
145
Ветро-
вой
310
310
260
210
360
360
310
260
325
325
315
260
350
290
220
190
380
310
250
210
400
350
290
240
400
370
310
260
400
370
310
260
Весо-
вой
600
430
270
245
550
450
355
280
485
430
290
270
600
450
305
220
600
500
385
280
600
450
390
270
600
400
355
255
575
355
325
230
То же, что и для опор
ПД 110-1 и ПД 110-3
280
220
180
150
290
245
200
170
235
190
150
125
240
205
170
145
350
290
220
190
380
310
250
210
600
450
305
220
600
490
300
270
табл. 8.10
Расхол материалов
дерева, м3,
на пасынках
на сваях
2,3
2,4
2,8
2,9
3,2
3,2
3,2
3,3
3,4
3,5
стали, кг,
без троса
с тросом
43
51
44
52
31
39
44
52
48
56

Продолжение табл. 8.10
Тип и условное
обозначение
Промежуточная
одвоцепная П-об-
разная свободно-
стоящая повышен-
ная из лиственни-
цы зимней рубки
ПДСПО-5,
рис. 8.7, г
Промежуточная
однонепная П-об-
разная свободно-
стоящая понижен-
ная без троса
ПДС110-11,
рис. 8.7, д
Промежуточная
угловая однонеп-
ная П-образная
свободностоящая
на углы поворота
1-30° без троса
ПД110-9,
рис. 8.7,е
Аякерная угловая
одноцепная АП-
образная свобод-
ностоящая без
троса УД 110-1,
рис. 8.8, а
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 120/19
С 50
АС 150/24
С 50
АС 185/29
С 50
АС 70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
АС 185/29
АС 50-АС 185
АС 50/8-0-60°,
АС 70/11-0-50°,
АС 95/16-0-35°,
АС 120/19
-0-20°,
АС 150/24 и
АС 185/29-0-15°
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
п
III
IV
I
II
III
IV
1-ГУ
I-IV
Расчетные
Габаритный
без
троса
305
275
225
195
305
290
245
210
305
265
230
200
—
—
—
—
—
—
—
-
—
_
-
—
—
—
—
—
—
-
—
с тро-
сами
250
235
195
165
190
180
165
140
185
185
155
135
—
—
—
—
—
—
—
-
—
—
-
—
—
—
—
_
—
—
-
—
пролеты, м
Ветро-
вой
345*
345*
250*
205*
400"
370
310
260
365
365
305
250
350
290
220
190
380
310
250
210
400*
350*
290*
240*
400*
370*
310*
220*
400*
370*
290*
205*
—
Весо-
вой
600
440
275
250
600
520
335
260
600
460
305
225
600
450
305
220
600
600
380
255
600
555
350
240
600
490
320
220
600
475
290
205
—
Расход материалов
дерева, м3,
на пасынках
иа сваях
3,4
3,5
3,9
3,9
М
1,9
4,3
4,5
X
м
стали, кг,
без троса
с тросом
48
56
49
64
31
**~
187
298

Продолжение табл. 8.10
Тип и условное
обозначение
То же на угол 0 —
60° УД110-5,
рис. 8.8,6
Анкерная утл%-
вая одноцепная
АП-образная сво-
бодностоящая с
тросом (на базе
опоры УД110-1)
УД110-3, рис. 8.8,й
То же (на базе
опоры УД110-5)
УД110-7,
рис. 8.8,6
ч.
Анкерная угло-
вая одноцепная П-
образная на от-
тяжках без троса
на угол поворота
0-30° и 30-60°
УД110-9, рис. 8.8, в
Анкерная угло-
вая АП-образная
одноцепная без
тросов повышен-
ная УДСПО-1,
рис. 8.8, г
То же, но с ме-
таллическими тя-
гами УДСПО-3,
рис. 8.8, д
Анкерная угло-
вая АП-образная
одноцепная без
тросов понижен-
ная УДСПО-5,
рис. 8,8, е
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 50^
АС 120/19
АС 150/24 и
АС 185/29
АС 50/8-0-25°,
АС 70/11 и
АС 95/16-0-15°,
АС 120/19,
АС 185/29-0-9°
С 35 и С 50
АС 50/8-0-60°,
АС 70/11 и
АС 95/16-0-50°,
АС120/19-0-40ь
АС 150/24 и
АС 185/29-0-35°
С 35, С 50
АС50/8-АС185/29
С 35, С 50
АС 50/8-0-80°,
АС 70/11-0-40°,
АС 95/16-0-35°,
АС 120/19-0-23°,
АС 150/24 и
АС 185/29-0-18°
АС 50/8 -30 -90°,
АС 70/11-40-90°
АС95/10-35-90°
АС 120/19-23-80°
АС 150/24 и
АС 185/29-18-60°
АС 50/8-0-90°,
АС 70/11 и
АС95/16~0-65°,
АС 120/19-0-48°,
АС 150/24 и
АС 185/29-0-37°
Район
по го-
лоледу
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
Расчетные пролеты, м
Габаритный
без
троса
-
-
-
-
с тро-
сами
-
:
■ -
-
-
Ветро-
вой
-
-
-
-
Весо-
вой
-
-
-
-
Расхол материалов
дерева, м3,
на пасынках
на сваях
6,8
7,1
7,1
7,2
7,5
4,9
5,7
10,7
10,3
13,3
4,3
стали, кг,
без троса
с тросом
501
558
483
691
748
706
403
692
805
209

Продолжение табл. 8.IQ
* Ветровые пролеты для опор' ПДС110-5 и ПДСНО-Ц приведены для I и П районов но ветру;
в III—V районах ветровые пролеты должны быть-уменьшены.
Примечания: 1. См. примечания I — 7 и-14 к табл. 8.9.
2. При установке опор ПДПО-i, ПДЙО-Э в IV райрне по гололеду и опоры ПД110-5 в III и IV
районах по гололеду диаметр траверсы следует увеличивать на 1 см против указанного на чертеже
опоры.
3. При применении опоры ПДС110-1 на ВЛ 110 кВ с проводами АС 70—АС 120 диаметры
деталей опор могут быть уменьшены на 2 см и расход древесины — роответственно на 0,5 м'.
4. Ветровые и весовые пролеты даны для опор без тросов и при их закреплении в средних
грунтах. '
5. Углы поворота для анкерных'угловых-опор приведены для Ш^эайона по ветру и I^IV районов
по гололеду при габаритных пролетах нормальных промежуточных опор без тросов.
6. При применении опоры ПД110-9 для проводов АС 50—АС 95 разрешается замена стойки
диаметром 22 см на 18 см, а пасынки и свая диаметром 30 см на 24 см, при этом расход древесины на
опору уменьшится на 0,5 м3 на пасынках и на 1,1 мЗ на сваях.
7. В IV и V районах по ветру на опоре ПД110-9 для проводов АС 150 и АС 185 допускается
угол прворота до 25".
Рис, 8.7. Унифицированные промежуточные деревянные опоры 110 кВ

5,2
-4К.--
1 ^
U,2S
г
Рис. 8.8. Унифицированные анкерные деревянные опоры ПО кВ

Таблица 8.11. Траверсы из полубревен н брусков для деревянных опор 35—110 кВ
Марка провода
Из полубревен
Диаметр
в отру-
бе, см
Объем древе-
сины на тра-
версу, м*
Из брусков
Сечение, мм
ПД35-1
ПД35-3
ПД35-5
ПДС35-11
ПДС35-5
ПДС35-11
ВЛ 3
АС 50/8, АС 70/11
АС 95/16
АС 120/9
АС 150/24
АС 50/8, АС 70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
АС 50/8, АС 70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
АС 50/8
АС 70/11, АС 95/16
AC 120/J9
АС 150/24
АС 50/8, АС 70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
5 кВ (рис
18
18
20
22
18
18
18
20
18
18
20
22
18
18
20
20
18
18
20
22
. 8.9)
0,21
0,21
0,26
0,31 "
0,21
0,21
0,21
0,26
0,21 ■
0,21
0,26
0,31
0,26
0,26 ■
0,32
0,32
0,21
0,21
0,26
0,31
100x150
100x200
100 х 200
130x150
100x150
100x200
100x200
130x150
100x150
100x200
100x200
130x150
100x150
100x200
100x200
100 х 200
100 х 150
100x200
100x200
130x150
0,2
0,26
0,26
0,25
0,2
0,26
0,26
0,25
0,2
0,26
0,26
0,25
0,2
0,26
0,26
0,26
0,2
0,26
0,26
0,25
ПД110-1
ПД110-3
ПД110-5
ПДСПО-1
ПДС110-5
ПДС110-11
ВЛ 11
АС 70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 150, АС 185
АС 70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/84, АС 185/29
АС 70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24, АС 185/29
АС 70/81
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24, АС 185/24
АС 70/81
АС 95/16
АС 120/19
АС 154/24, АС 185/29
0 кВ (рис
18
20
22
22
18
20
22
22
18
20
22
22
30
20
22
22
18
20
22
22
. 8.10)
0,3
0,36
0,43
0,43
0,3
0,36
0,43
0,43
0,3
0,36
0,43
0,43
0,45
0,45
0,54
0,54
0,3
0,36
0,43
0,43
100x180
130x180
130x180
150x200
100x180
100x180
130x180
150x200
100x180
150x200
150x200
150x200
-4
100x180
130x180
130x180
150x200
100x180
130x180
130x180
150x200
0,3
0,4
0,4
0,51
0,3
0,3
0,4
0,51
0,3
0,51
0,51
0,51
0,3
0,4
0,4
0,51
0,3
0,4
0,4
0,51
Примечания: 1. Чертежи разработаны Украинским отделением «Энергосетьпроекта» в 1969 г.
''2. Расчет траверс из полу бревен и брусков произведен на нагрузки весовых пролетов, равных l,25/rag.
ь 3. При применении опоры ПД35-5 в IV районе по гололеду с проводом АС 120 требуется траверса
из полубревен диаметром 20 см.

Продолжение табл. 8.11
4. При применении опор ПД35-3, ПД35-4, ПДС35-1 и ПДС35-11 в IV районе по гололеду с проводом
АС 150 требуется траверса из брусков сечением 100 х 200 мм.
5. При применении опоры ПДС110-5 в IV районе та гололеду, р, проводами АС 150 и АС 185 требуется
применение траверсы из полубревен диаметром 24 сЫ. •
6. См. примечание 14 к табл. 8.9.
7. При замене загнивших траверс из круглых бревен в эксплуатации для упрощения технологии
ремонтных работ траверсы из полубревен или брусков могут быть установлены по одну сторону от
стоек, как это показано на рис. 8.9, г. Такое предложение реализовано в электрических сетях Мосэнерго.
0,25
и t
1,5
*
й». I
,1,5
6,6
И
Г
I , ItfJ- UJ
V:;»*- >- =
,—„=».
п\
)
0,25
а)
Рис. 8.9, Траверсы из ггалубревен и брусков для опор ВЛ 35 кВ:
а — общий вид в плане; б —из полубревен; е —из брусков; г — вариант крепления траверсы из
полубревен с одной стороны стоек опоры при замене загнившей круглой траверсы
0,25
ЗЕ
2,0
2,0
Л
I
_П
2,0
2,0
8,5
0,25
Рис. 8.10. Траверсы из полубревен и брусков
для опор ВЛ ПО кВ (узлы те же, что и на
рис. 8.9)
Таблиц
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная П-образная сво-
бодностоящая ПД220-1,
рис. 8.11, а
а 8.12. Унифицированные деревянные опоры 220 кВ
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 300/39
С 70
1
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
Район
по
ветру
I-IV
Расчетные пролеты,
мм
Габа-
рит-
ный
250
250
235
210
Ветро-
вой
400
400
350
270
Весо-
вой
820
535
375
270
Расход материалов
дерева, м\
без троса
с тросом
5,0
5,72
стали, кг,
без троса
с тросом
94
118

Тип и условное
обозначение
■ Промежуточная одно-
цепная П-образная сво-
бодностоящая ПД220-1,
рис. 8.11, а
-
Промежуточная одно-
цепная П-образная сво-
бодностоящая, но без
пасынков, ПД220-3,
рис. 8.11,6
-7
Промежуточная одно-
цепная П-образная по-
ниженная свободностоя-
щая ПДС220-1,
рис. 8.11, в
Расчетные
Провод
Трос
АС 400/51
С 70
АС 500/64
С 70
•
АС 300/39
С 70
АС 400/51
С 70
АС 500/64
С 70
АС 300/39
С 70-
условго
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
щ
rv
I
ц
III
IV
I
п
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
тъ*х.
по -
«етру
V
I-IV
V
I-IV
V
•
I-V
I-V
I-V
1-Ш
IV
V
Продолжение табл. 8.12
Расчетные пролеты,
мм
Габа-
ный
250
250
235
210
230
230
205
185
230
230
205
185
210
2№
190
175
210
210
190
175
250
250
235
210
230
230
205
185
210
210
190
175
—
—
—
—
_
—
—
-
Ветро-
вой
335
335
335
270
340
340
300
240
290
290
290
240
310
310
280
220
270
270
270
220
400
400
350
305
340
340
300
270
310
310
280
245
400
400
350
270
385
385
350
270
320
320
320
270
Вессь
вой
820
535
375
270
660
445
320
240
660
445
320
240
550
395
285
220
550
395
285
220
920
«00
420
305
740
500
360
270
625
44Q
320
245
820
535
375
270
820
535
375
270
820
535
375
270
Расход материалов
дерева, м3,
без троса
с тросом
5,0
5,72
5,8
6,8
3,5
4,2
стали, кг,
без троса
с тросом
94
118
,
76
101
75
99

Продолжение табл. 8.12
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная П-образная пони-
женная свободностоящая
ПДС220-1, рис. .8.11, в
ч.
Анкерная угловая од-
ноцепная без тросов на
угол поворота 0 — 7°,
УД220-1, рис. 8.12, а
То же, но с тросом
на угол поворота 0 — 3°,
УД220-5, рис. 8.12, а
Анкерная угловая од-
ноцепная без тросов на
угол поворота до 50 —
60°, УД220-3, рис. 8.12, а
То же, но с тросами
на угол поворота щ
32-4Г, УД220-7,
рис. 8.12, а
Анкерная угловая по-
вышенная без тросов на
угол поворота 0 — 7°,
УД220-1, рис. 8.12,6
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 400/51
С 70
АС 500/64
С 70
АС 300/39,
АС 400/51,
АС 500/64
С 70
АС 300/39,
АС 400/51,
АС 500/64
С 70
АС 300/39,
АС 400/51,
АС 500/64
АС 300/39,
АС 400/61,
АС 500/64
С 70
АС 300/39,
АС 400/51,
АС 500/54
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
1
II
III
IV
I
II
га
IV
i
п
ш
IV
i
и
m
IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
Район
по
ветру
I-IV
V
I-III
IV
V
I-V
I-V
1-V
1-V
I-V
Расчетные пролеты,
мм
Габа-
рит-
ный
-
-
—
-
-
-
Ветро-
вой
340
340
300
240
280
280
280
240
310
310
280
220
300
300
280
220
255
255,
255
220
—
-
-
-
-
Весо-
вой
660
445
320
240
660
445
320
240
560
395
285
220
560
395
285
220
560
395
285
220
—
-
-
-
-
Расход материалов
дерева, м3,
без троса
с тросом
3,5
4,2
11,0
П~б
11,0
П£
15,5
стали, кг,
без троса
с тросом
75
99
561
796
892
Й27
629

Продолжение табл. 8.12
Тип и условное
обозначение
То же, но с тросом на
угол поворота 0—3°,
УДС220-5, рис. 8.12, б
Анкерная угловая по-
вышенная без тросов на
угол поворота 50 — 60°
УДС220-3, рис. 8.12, в
То же, но с тросом на
угол поворота 32—41 °
УДС220-7, рис. 8.12, й
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 300/39,
АС 400/51,
АС 500/64
С 70
АС 300/39,
АС 400/61,
АС 500/64
АС 300/39,
АС 400/51,
АС 500/64
С 70
Район
по го-
лоледу
i-rv
i-rv
i-rv
по вет-
РУ
I-V
I-V
I-V
Расчетные пролеты,
мм
Габа-
рит-
ный
-
-
—
Ветре
вой
-
-
—
Весо-
вой
-
—
Расход материалов
дерева, м3
без троса
с тросом
16Д
13,3
13^9
стали, кг,
без троса
с тросом
864
1120
' 1353
Примечания: 1. См. примечания 1—7 к табл. 8.9.
2. Опоры с тросами вьшолняются на базе опор без тросов наращиванием тросостоек, установкой
тросовой траверсы с заварными крюками для крепления тросов и металлической тяги.
3. В качестве концевых опор предусматривается применение стальных опор (см. табл. 8.22).
4. Длина поддерживающих гирлянд принята равной 2,0 м.
5. Верхние торцы деревянных деталей защищаются битумной пастой.
6. Углы поворота на анкерных угловых опорах приведены для III района по ветру и для габа-
ритных пролетов соответствующих деревянных промежуточных опор без тросов. Для других условий
допустимые углы поворота определяются при конкретном проектировании расчетом.
7. Допустимые углы поворота на опорах УД220-3 и УДС220-3:
Марка провода
Район по гололеду
Угол поворота
I
60°
"АС 300/39
II
55°
III
50°
IV
50°
I
60°
АС 400/51
II
50°
III
50°
IV
50°
АС 500/64
I
50°
II
50°
III
50°
IV
50°
Допустимые углы поворота на опорах УД220-7 и УДС220г7:
*-
Ж
-*
Марка провода
Район по гололеду
Угол поворота
I
41°
АС 300/39
II
35°
III
32°
IV
32°
I
38°
АС 400/51
II
33°
III
32°
IV
32°
АС 500/64
I
38°
II
33°
III
32°
IV
32°
8. Анкерные угловые опоры допускают разность тяжений по каждому проводу 8000 Н (нагрузки
нормативные).
9. На опорах УД220-3 и УДС220-7 при углах поворота 15 — 60° на траверсе со стороны внешнего
угла для оттяжки шлейфа требуется подвесная гирлянда, а при углах поворота 7—30° эта гирлянда
подвешивается со стороны внутреннего угла.

Рис. 8.11. Унифицированные деревянные промежуточные опоры 220 кВ
Рис. 8.12. Унифицированные де-
ревянные анкерные опоры 220 кВ

Таблица 8.13. Унифицирвванные железобетонные опоры 35 кВ
Тип и условное
обозначение
Расчетные условия
Провод
Район
по го-
лоледу
Угол
пово-
рота,
град
Расчетные пролеты, м
Габа-
рит-
ный
Ветро-
вой
Весо-
вой
Расход
материа-
лов:
бетона, м3
стали, кг
На вибрированных стойках
Промежуточная од-
ноцепная свободно-
стоящая ПБ35-1в,
рис. 8.13, а
То же ПБ35-Зв,
рис. 8.13,5
Анкерная угловая
одноцепная на от-
тяжках на угол 60°
УБ35-1в,
рис. 8.13, в
То же трехстоечная
свободностоящая на
угол 60° УБ35-ЗВ,
рис. 8.13, г
Промежуточная
угловая одноцепная с
оттяжкой ПУС35-1в,
рис. 8.13, д
АС 70/11
АС 95/16
АС 150/24
АС 70/11
АС 95/16
АС 150/24
АС 70/11
АС 95/16
АС 150/24
АС 70/11
АС 70/11
АС 95/16
АС 150/24
I
II
I
II
I
II
III
IV
ш
rv
III
rv
I
II
HI
IV
I
II
Ш
IV
I
II
in
IV
I
II
III
IV
I
II
Ш
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
_
—
—
-
—
-
—
-
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
55
55
60
18
18
15
15
12
12
10
10
6
6
4
4
195
•465
200
180
210
210
125
105
140
115
170
150
—
—
—
-
—
—
—
-
—
—
-
—
—
-
_
—
—
-
—
—
-
_
—
—
275
230
280
250
295
295
175
145
195
160 .
220
180
195
165
125
105
200
180
140
115
210
210
, 170
150
195
165
125
105
. 175
155*
125
105*
180
170
140
115
190
190
170
150
245
205
250
225
260
260
155
130
175
145
210
190
290
250
190
160
300
270
210
170
315
315
225
225
290
250
190
160
220
195
155
225
225
210
175
145
240
240
210
190
1,42
72
-
1,42
72
,1,42
508
4,26
81
1,42
131

Продолжение табл. 8.13
Тип и условное
обозначение
Анкерная угловая
одноцепная на оттяж-
ках повышенная на
угол 60° УСБ35-1в,
рис.8.13,е %
Расчетные условия
Провод
АС 70/11
АС 95/16
АС 150/24
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
1
11
III
IV
1
и
III
IV
Угол по-
ворота,
град
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
55
55
Расчетные пролеты, м
Габа-
рит-
ный
-
-
Ветро-
вой
195
165
125
105
200
180
140
115
210
210
170
150
Весо-
вой
290
250
190
160
300
270
210
170
315
315
255
255
Расход
материа-
лов:
бетона, м3
стали, кг
1,42
573
На центрифугированных стойках
Промежуточная од-
ноценная свободно-
стоящая ПБ35-1,
рис. 8ЛЗ,ж
То же ПБ35-3,
рис. 8.13,3
Промежуточная
двухцепная свободно-
стоящая ПБ35-2,
рис. 8.13, и
То же ПБ35-4,
рис. 8.13, к
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
1
II
I
II
I
11
III
IV
111
IV
III
IV
I
11
1
11
I
II
111
IV
III
IV
HI
IV
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
340
280
275
215
375
330
220
185
250
210
265
230
275
230
290
255
265
255
155
135
180
155
190
165
465/380
390/370
450/345
420/315
400/300
400/300
285/260
245/200
330/280
255/195
345/245
270/190
340/270
380/270
300/240
300/240
265/210
265/210
205/150
170/120
210/145
165/115
200/140
160/110
425
350
425
395
425
400
270
225
295
250
320
270
320
290
330
305
330
320
195
150
205
175
220
190
1,67
122
1,67
118
1,81
299
1,67
299

Продолжение табл. 8.13
Тип и условное
обозначение
Анкерная угловая
одноцепная с оттяж-
кой на угол 60°
УБ35-11, рис.8.13,л
Концевая одноцеп-
ная с оттяжкой
КБЗ 5-110-1,
рис. 8.13,м
Промежуточная
угловая одноцепная с
оттяжкой ПУСБ35-1,
рис. 8.13,н
Расчетные условия
Провод
АС 95/11-АС 150/24
АС 50/8
АС 185/29
АС 95/11
АС 150/24
Район
по го-
лоледу
I-IV
I-IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
Угол по-
ворота,
град
60
0-10°
20-90°
(угол на
портал)
35
35
31
31
18
18
15
15
Расчетные пролеты, м
Габа-
рит-
ный
—
-
300
250
205
175
320
295
255
215
Ветро-
вой
—
-
300
250
205
175
320
295
255
215
Весо-
вой
—
-
375
310
255
220
400
370
320
270
Расход
материа-
лов:
бетона, м3
стали, кг
2,32
270
2,32
771
(816)
1,67
211
Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта для III
района по ветру. -^
2. На всех опорах, кроме УБ35-Зв, может быть подвешен трос С 35, для чего необходимо устано-
вить тросостойки, заказываемые и поставляемые отдельно.
3. Анкерные угловые опоры могут быть использованы в качестве концевых.
4. Значение ветровых пролетов для промежуточных опор указаны в числителе для опор без грозо-
защитных тросов, в знаменателе с грозозащитными тросами.
5. Все стойки поставляются с приваренными наружными стержнями заземления.
6. Для опор УБ35-1в и УСБ35-1в с тросом предельный угол поворота для провода АС 150 принима-
ется 40°.
7. Для опоры ПУСБ35-1в, устанавливаемой без оттяжки, угол поворота должен быть уменьшен
до 0—10° в зависимости от марки провода и района по гололеду. При этом необходима установка
одного ригеля у поверхности земли. *■
8. Для опоры ПБ35-2 при подвеске проводов АС 95 допускается установка сФоек типа СК-1 вместо
СК-2, при этом ветровые пролеты не должны нревышать габаритные.
9. Опора УБ35-11 может быть установлена без оттяжки, при этом угол поворота должен быть
ограничен до 25 — 55° для опор без троса и до 18 — 33° для опор с тросом в зависимости от марки
провода и района по гололеду.
10. Опора ПУСБ35-1 может быть установлена без оттяжки, при этом угол поворота должен быть
ограничен от 0—7°, в зависимости от марки провода и района по гололеду. Кроме того, необходима
установка одного ригеля у поверхности земли.
11. В районах с частой и интенсивной пляской проводов опоры ПУСБ35-1, 11Б35-3 устанавливаются
с сокращенным пролетом, равным 0,8 габаритного.
12. В марке сталеалюминиевых проводов цифры означают: в числителе — номинальное сечение
алюминиевой части провода, а в знаменателе — сечение стального сердечника.

iva*.
,
ч
1J5,
1
1,0 \
СК-1
ч
•^
*■■
<*.
^ |eV
\
, v.*
г-.
1
н)
Рис. 8.13. Унифицированные железобетонные опоры 35 кВ

Т а б лица 8.14.
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная свободностоящая
ПБ110-1, рис. 8.14,а
То же ПБ110-3,
рис. 8.14, б
То же ПБ110-5,
рис. 8.14, в
Промежуточная угло-
вая одноцепная с оттяж-
кой на угол поворота
до 8° ПУСБПО-1,
рис. 8.14, г
Промежуточная одно-
цепная свободностоящая
повышенная ПСБПО-1,
рис. 8.14, д
Анкерная угловая од-
ноцепная свободностоя-
щая (или с оттяжками)
на угол поворота до 60е
УБПО-1-1, рис. 8.15,а
Унифицированные и типовые железобетонные опоры 110 кВ
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 70/11
С 50
АС 95/16
С 50
АС 120/19
С 50
АС 150/24
С 50
АС 185/29
С 50
АС 240/32
С 50
АС 70/11
С 50
АС 95/16
С 50
АС 120/19
С 50
АС 150/24
С 50
АС 185/29
С 50
АС 240/32
С 50
АС 70/11-АС 240/32
С 50
АС 70/11-АС 240/32
С 50
АС 70/11-АС 240/32
С 50
Район
по го-
лоледу
I
П
I
II
I
II
I
II
I
II
I
II
III
IV
III
IV
III
IV
III
IV
III
IV
га
IV
I-IV
I-IV
I-IV
Расчетные пролеты, м
Габа-
рит-
ный
295
235
310
Я55
340
285
330
300'
ззо-
310
325
315
190
155
210
175
235
200
250
220
265
220
260
230
—
До 410
Ветро-
вой
385
330
375
355
350
350
325
325
350
350
335
335
265
215
295
245
305
235
280
225
27Q
210
255
205
До 240
п.
До 515
Весо-
вой
370
295
385
320
375
340
375
355
380
370
370
370
240
195
260
220
295
250
310
275
380
275
325
255
До 240
До 460
Расход
материа-
лов
бетона, м3
стали, кг
1,67
216
1,81
216
1,81
255
. 1,81
~414~
2,52
2,32
467(801)

Продолжение табл. 8.14
Тип и условное
обозначение
Анкерная угловая од-
ноцепная свободностоя-
щая (или с оттяжками)
УБПО-13, рис. 8.15,6
То же, но пониженная
на 3 м УСБ110-17,
рис. 8.15, в
То же, но повышенная
на 3,5 м УСБИО-5,
рис. 8.15, г
То же, но повышенная
на 0,5 м УСБПО-9,
рис. 8.15, д
Анкерная угловая сво-
боднортоящая на стой-
ках диаметром 800 мм
УБ110-7, рис. 8.15,е
То же УБ110-7-1,
рис. 8.15, ж
То же УБ110-9,
рис. 8.15,3
То же УБ110-9-1,
рис. 8.15, и
То же, но повышенная
на 3 м УБ110-19,
рис. 8.15, к
То же УБ110-19-1,
рис. 8.15, л
То же, но повышенная
на 6 м УБ110-23,
рис. 8.15, л«
То же УБ110-25,
рис. 8.15, н
Анкерная угловая од-
ноцепная на оттяжках на
угол поворота до 60 е
УБ110-1, рис. 8.15, о
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 95/16-АС 240/32
С 50
АС 95/16-АС 240/32
С 50
АС 70/11-АС 240/39
С 50
АС 70/11-АС 240/39
С 50
АС 95/16-АС 240/32
С 50
АС 95/16-АС 240/32
С 50
АС 150/24-АС 240/32
АС 150/24-АС 240/32
С 50
АС 95-16-АС 240/32
С 50
АС 95/16-АС 150/24
С 50
АСГ95/16-АС 240/32
С 50
АС 95/16-АС 240/32
С 50
АС 70/11-АС 240/32
С 50
Район
по го-
лоледу
I-IV
I, II
I-IV
I, И
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
Расчетные пролеты, м
Габа-
рит-
ный
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Ветро-
вой
До 500
До 500
До 500
До 500
-
-
-
-
-
-
-
-
До 500
Весо-
вой
До 750
До 750
До 750
До 750
-
-
-
-
-
-
-
-
До 750
Расход
материа-
лов:
бетона, м3
стали, кг
4,63
599
(845)
4,64
~60СГ
5,0
579
(850)
5,0
585
3,68
376
3,09
371
7,36
789~
6,88
784
3,68
553
3,09
~52Т
3,68
919
7,36
1887
2Д
1526

Продолжение табл. 8.14
Тип и условное
обозначение
То же, но повышенная
на 3,7 м УСБИО-1,
рис. 8.15, и
То же, но пониженная
на 2 м УСБПО-3,
рис. 8.15,р
Концевая одноцелная
на оттяжках на угол
поворота до 60е
КСБПО-1, рис. 8.15, с
Промежуточная двух-
пепная свободностоя-
щая ПБ110-2, рис. 8.16,а
То же ПБ110-4, рис.
8.16,6
То же ПБ110-6, рис.
8.16, в
То же ПБ110-8, рис.
8.16, г
Анкерная угловая
двухцепная свободносто-
ящая на стойках диа-
метром 800 мм УБ110-2,
рис. 8.16,<Э
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 70/11-АС 240/32
С 50
АС 70/11-АС 240/32
С 50
АС 70/11-АСО 240/32
С 50
АС 70/11
С 50
АС 95/16
С 50
АС 120/19
С 50
АС 185/29
С 50
АС 240/32
С 50
АС 70/11
С 50
АС 95/16
С 50
АС 120/19
С 50
АС 150/24
С 50
АС 185/29
С 50
АС 240/32
С 50
АС 70/11-АС 240/32
С 50
Район
по го-
лоледу
I-IV
I-IV
I-IV
I
II
I
II
I
II
I
II
I
II
III
IV
III
IV
III
IV
III
IV
III
IV
III
IV
I-IV
Расчетные пролеты, м
Габа-
рит-
ный
-
-
-
275
215
260
235.
275
250
275
275
275
275
145
120
160
135
170
145
235
200
235
205
240
215
—
Ветро-
вой
До 500
До 500
До 500
280
280
245
245
220
220
285
285
275
275
185
145
175
140
160
130
250
205
■Л
240
200
235
195
Весо-
вой
До 750
До 750
До 750
310
250
325
275
275
275
345
345
330
330
. Ь80
150
200
165
210
180
295
250
295
255
295
245
Расход
материа-
лов:
бетона, м3
стали, кг
2,1
1789
2Д
1551
2Д
1967
1,81
522
2,52
" 422
1,67
522
2,52
484
3,68
899

Продолжение табл. 8.14
Тип и условное
обозначение
То же УБ110-4, рис.
8.16,е
То же, но повышенная
на 3 м УСЕ 110-2,
рис. 8.16, ж
То же УСБ110-4,
рис. 8.16,3
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 70/11-АС 240/32
С 50
АС 70/11-АС 240/32
С 50
АС 70/11-АС 240/32
С 50
Район
по го-
лоледу
I IV
I-IV
I-IV
Расчетные пролеты, м
Габа-
рит-
ный
-
-
-
Ветро-
вой
-
-
-
Весо-
вой
-
-
-
Расход
материа-
лов:
бетона, м3
стали, кг
7,36
1878
3,68
1808
7,36
3699
Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта для
I—III районов по ветру.
2. Длина поддерживающей гирлянды принята 1,3 м.
3. Расчетные габаритные пролеты для анкерных угловых опор обычно принимаются те же, что
и для соответствующих промежуточных опор. Предельные ветровые и весовые пролеты для этих опор
указаны на монтажных схемах в зависимости от марки проводов и района по гололеду.
4. Предельный уюл поворота на опорах ПУСБПО-1 и ПУСБПО-3 для проводов АС 240/32 в
IV районе по гололеду 6°.
5. Анкерные угловые опоры со стойками диаметром 800 мм применяются с ограничением углов
поворота в зависимости от марки провода, районов климатических условий в соответствии с указаниями
на монтажных схемах опор.
6. Для опор типов УБП0-13, УСБПО-17, УСБП0-5 и УСБПО-9 без оттяжек углы поворота
ограничены в зависимости от марки провода и указаны на монтажных схемах.
7. Для опор типов УБ110-3 и УСБ 110-5 в скобках указан расход стали для III и IV районов по
гололеду.
8. См. примечание 12 к табл. 8.13.
7Ш
СК Ч-
Ю
Рис. 8.14. Унифицированные промежуточные железобетонные опоры ПО кВ

Рис. 8.15. Унифицированные и типовые анкерные угловые железобетонные опоры НО кВ

53^85
Рис. 8.16. Унифицированные и типовые двухцепные железобетонные опоры ПО кВ
/
42
ъ$
)
„ .1
-,jj
Л
?л
-/А^
с=
■^ •*?■
^
м>
- ^
' " 1л
<n>%^w
м~
'
Г
1
&S
!
о)
Рис. 8.17. Унифицированные железобетонные опоры 150 кВ

Таблица 8.15. Унифицированные железобетонные опоры 150 кВ
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одноцеп-
ная свободностоящая
ПБ150-1 (ПБ150-Щ
рис. 8.17,а
Промежуточная двухцеп-
ная свободностоящая
ПБ150-2, рис. 8.17,5
'
Промежуточная одноцеп-
ная свободностоящая пор-
тальная ПСБ150-1, рис.
8.17, в
Расчетные условия
Провод
АС 120/19
АС 150/24
АС 185/29
АС 240/32
АС 120/19
АС 150/24
АС 185/29
АС 240/32
АС 120/19
АС 150/24
АС 185/29
АС 240/32
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
п
ш
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
U
III
IV
I
II
III
IV
Расчетные пролеты, м
Габарит-
ный
290
245
205
175
275 ~
255
220
190
275
265
230
200
270
270
235
210
290
245
205
175
275
255
220
190
250
250
230
200
245
245
225
200
385
325
270
230
385
340
285
245
385
350
305
285
380
360
315
275
Ветро-
370
345
290
220
365
355
285
210
350
350
270
295
335
335
255
190
325
325
250
195
280
280
250
185
255
255
230
180
250
250
215
170
490
455
365
300 -•
465 :Ь
455
355
285
415
415
345
270
400
400
330
265
Весо-
вой
310
285
235
205
310
305
255
225
310
310
270
235
305
305
280
230
310
295
240
205
^ 310
305
255
225
310
310
270
225
305
305
270
215
435
415
340
. 285
435
420
355
305
435
420
380
330
430
425
370
325
Расход
материа-
лов:
бетон, м3
сталь, кг
1,81
316
(1,97)
(296)
-2,52
596
3,34
360

Продолжение табл. 8.15
Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта для
III района по ветру и на подвеску троса С 50
2. Опора ПБ150-11 применяется при условии согласования с заводом-изготовителем.
3. Стойки СК-4 для опор ПБ150-2 в стержневом варианте армирования могут применяться только
в I и II районах по гололеду.
4. Длина поддерживающих гирлянд принята 1,7 м.
5. См. примечание 12 к табл. 8.13.
Таблица 8.16.
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная свободностоящая
ПБ220-1, рис. 8.18,я
То же ПБ220-3,
рис. 8Л 8, б
Промежуточная одно-
цепная свободностоящая
портальная ПСБ220-1,
рис. 8.18, в
Промежуточная yi ло-
вая одноцепная свобод-
ностоящая ПУСБ220-1,
рис. 8.18, г
Промежуточная двух-
цепная свободностоящая
ПБ220-4, рис. 8.18, д
То же ПБ220-12,
рис. 8.18, е
Унифиииронанные и типовые железобетонные
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 300/39
С 70
АС 400/51
С 70
АС 300/39
С 70
АС 400/51
С 70
АС 300/39
С 70
АС 400/51
С 70
АС 300/39
АС 400/51
С 70
АС 300/39
С 70
АС 400/51
С 70
АС 300/39
С 70
АС 400/51
С 70
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
Г
II
III
IV
г
II
I
II
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I-IV
I
II
I
II
I
II
III
IV
I
II
III
IV
опоры 220 кВ
Расчетные пролеты, м
Габа-
ритный
310
310
280
230
310
310
280
220
320
320
320
320
350
345
305
270
350
350
320
375
310
310
310
310
430
410
365
320
430
430
380
345
Ветро-
вой
360
360
280
215
315
315
260
205
335
335
320
320
425
425
375
295
370
370
345
275
'
360
360
315
315
465
465
495
410
440
440
440
390
Весо-
вой
360
360
325
285
360
360
340
255
400
400
370
370
400
400
355
320
400
400
380
345
360
збо
360
360
540
510
485
400
545
540
475
430
Расход
материалов:
бетона, м-1
стали, кг
2,52
452
2,52
577
3,62
429
2,52-
^55~
5,03
933
5,03
2548

Продолжение табл. 8.16
Тип и условное
обозначение
Анкерная угловая од-
ноцепная свобояностоя-
щая (или с оттяжками)
УБ220-1, рис. 8.18, ж
То же на оттяжках на
угол поворота до 60°
УБ220-3, рис8.18,з
Анкерная угловая на
оттяжках повышенная
на 3,8 м УСБ220-1,
рис. 8.18, и
То же свободностоя-
щая со стойками диа-
метром 800 мм УБ220-7,
рис. 8.18, к
То же УБ220-7-1,
рис. 8.18, л
То же УБ220-9,
рис. 8.18, м
То же УБ220-9-1,
рис. 8.18, и
То же повышенная на
3 м УСБ220-3
(УСБ220-5), рис. 8.18, а
То же повышенная на
6 м УСБ220-7,
8.18, п
Расчетные условия
Прояод
Трос
АС 300/39,
АС 400/51
С 70
АС 300/39,
АС 400/51
С 70
АС 300/39,
АС 400/51
С 70
АС 300/39,
АС 400/51
С 70
АС 300/39,
АС 400/51
С 70
АС 300/39,
АС 400/51
С 70
АС 300/39,
АС 400/51
С 70
АС 300/39,
АС 400/51
С 70
АС 300/39,
АС 400/51
С 70
Район
по го-
лоледу
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
Расчетные пролеты, м
Габа-
ритный
-
-
-
-
—
—
—
—
"
Ветро-
вой
-
-
-
-
—
—
—
—
"
Весо-
вой
- -
-
-
-
—
—
—
—
X
Расход
материа-
лов:
бетона, м3
стали, кг
2,56
1643(1825)
2,56
1807
2,56
1934
3,09
846
3,68
846
-6,18
1773
7,36
1773
3,68(7,36)
874(1866)
7,36
2335
Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением «Энергосетьпроекта» для
III района по ветру.
2. Длина поддерживающей гирлянды принята 2,4 м.
3. При применении опоры ПБ220-1 в IV районе по гололеду с проводом АС 400/51 высота до
нижней траверсы принимается 14,5 м.
4. Для опор типов ПУСБ220-1, УСБ220-1, УСБ220-3, УСБ220-5, УСБ220-7, УСБ220-1, УБ220-7,
УБ220-7-1, УБ220-9, УБ220-9-1 предельные углы поворота для различных марок проводов и клима-
тических условий указаны на монтажных схемах опор.
5. Стойка СК-5 в стержневом варианте армирования может применяться только в I и II районах
по гололеду.

Рис. 8.18. Унифицированные и типовые железобетонные опоры 220 кВ

Рис. 8.18. Продолжение
Таблица 8.17.
Умифицированвые и типовые железобетонвые опоры 330 кВ
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная свободностоящая
портальная ПБ330-7Н,
рис. 8.19, а
То же двухцепная
ПБЗЗО-4, рис. 8.19,5
Расчетные условия
Провод
Трос
2 х АС 300/39
С 70
2 х АС 400/51
С 70
2 х АС 300/39
С 70
2 х АС 400/51
С 70
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
Расчетные пролеты, м
Габа-
ритный
450
425
375
335
450
440
395
355
290
290
260
230
290
290
275
245
Ветро-
вой
450
425
375
335
450 X
440 **
395
355
290
290
260
230
290
290
275
245
Весо-
вой
560
530
470
420
560
550
495
445
350
360
325
285
360
36С
345
305
Расход
материа-
лов:
бетона, м3
стали, кг
5,03
1511
5,04
2914

Продолжение табл. 8.17
Тип и условное
обозначение
Анкерная угловая од-
ноцепная на оттяжках на
угол поворота до 60°
УБЗЗО-5 (УБЗЗО-7),
рис. 8.19, в «Г'.
Расчетные условия
Провод
Трос
2 х АС 300/39,
2 х АС 400/51
С 70
Район
по го-
лоледу
[-IV
Расчетные пролеты, м
Габа-
ритный
Ветро-
вой
Весо-
вой
Расход
лов:
бетона, м3
стали, кг
11,1
2304
Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта для
I —III районов по ветру.
2. Длина поддерживающей гирлянды принята 3,4 м.
3. Опора УБЗЗО-5 (УБЗЗО-7) применяется с ограничением углов поворота ВЛ в соответствии
с указаниями на монтажной схеме опоры.
"~?33й
Рис. 8.19. Унифицированные и типовые железобетонные опоры 330 кВ
Таблица 8.18.
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная на оттяжках
ПБ500-1, рис. 8.20,я
Унифицированные и
типовые
Расчетные условия
"" Провод
Трос
3 х АС 330/43
С 70
Район
по го-
лоледу
I
II
ш
IV
I
II
III
IV
железобетонные
Район
по
ветру
III
IV-V
опорь
500 кВ
Расчетные пролеты, м
Габа-
рит-
ный
380
380
340
300
370
370
330
290
Вет-
ро-
вой
560
560
515
455
465
405
375
340
Весо-
вой
550
550
465
430
555
555
490
430
Расход
материа-
лов:
бетона, м3
стали, кг
5,13
2580

Продолжение табл. 8.18
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная на оттяжках
ПБ500-1, рис. 8.20, с
То же ПБ500-3,
рис. 8.20,6
Промежуточная одно-
цепная свободностоящая
ПВС-500, рис. 8.20, в
То же ПБ500-5Н,
рис. 8.20, г
То же ПБ500-7Н,
рис. 8.20, д
Расчетные условия
Провод
Трос
3 х АС 400/51
С 70
3 х АС 500/64
С 70
3 х АС 330/43,
3 х АС 400/51
С 70
3 х АС 330/43,
3 х АС 400/51
С 70
3 х АС 330/43,
3 х АС 400/51
С 70
3 х АС 330/43,
3 х АС 400/51
С 70
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
II-III
II
III
IV
Район
по
ветру
III
IV-V
III
IV-V
IV-V
IV-V
IV-V
IV-V
Расчетные пролеты, м
Габа-
рит-
ный
385
385
350
315
380
380
345
310
355
355
325
295
350
350
320
290
450
450
405
365
360
345
355
300
Вет-
ро-
вой
525
525
425
440
380
380
350
320
480
480
440
400
350
350
320
290
450
450
415
365
360
430
390
300
Весо-
вой
500
500
400
400
500
500
400
400
440
440
400
365
440
440
400
365
560
560
505
455
450
495
440
340
Расход
лов:
бетона, м3
стали, кг
5,13
2580
6,35
2240
5,03
3570
5,03
2460
5,03
2270
Примечания: 1. Опоры разработаны Отделением дальних передач'и Северо-Западным от-
делением Энергосетьпроекта.
2. Длина поддерживающей гирлянды принята 4,5,1ц.
3. Для IV, V районов по ветру принят скоростной напор 800 Па.
4. Опора ПВС-500 применялась до 1984 г.

WS
u. tt,0
Рис. 8.20. Унифицированные и типовые железобетонные опоры 500 кВ
70S 70S
Рис. 8.21. Железобетонные опоры 750 кВ

Таблица 8.19. Железобетонные оперы 750 кВ
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная свободностоящая
ПБ750-1, рис. 8.21, а
То же ПБ750-3,
рис. 8.21,6
Расчетные условия
Провод
Трос
4 х АС 500/27
2 х АС 70/72
5 х АС 300/66
2 х АС 70/72
5 х АС 300/39
'2 х АС 70/72
5 х АС 300/66
2 х АС 70/72
5 х АС 400/22
2 х АС 70/72
5 х АС 400/51
2 х АС 70/72
Район
по го-
лоледу
II
III
II
III
II
ш
II
III
II
III
II
ш
Район
по
ветру
IV
IV
IV
IV
IV
IV
Расчетные пролеты, м
Габа-
рит-
ный
430
385
485
-435
450
400
490
435
420
375
470
420
Вет-
ро-
вой
430
430
485
485
450
400
490
435
420
375
470
420
Весо-
вой
540
480
610
485
560
400
610
480
525
410
560
460
Расход
материа-
лов:
бетона, м3
стали, кг
13,92
5630
13,92
5790
Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта.
2. Длина поддерживающей гирлянды принята 7,5 м.
3. Опоры приняты для опытно-промышленного внедрения.
4. Весовой пролет для опоры ПБ750-3 при подвеске проводов 5 х АС 400/51 во П районе по
гололеду ограничен по прочности поддерживающих гирлянд изоляторов.
Таблица 8.20. Унифицированные стальные опоры 35 кВ
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная свободностоящая
П35-1, рис. 8.22, с
Расчетные условия
Провод
АС 70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
Расчетные пролеты, м
Габа-
рит-
ный
315
250
190
160
330
270
210
180
360
305
240
205
350
Ветро-
вой
315
315
265
225
330
330
295
255
360
360
335
290
350
Весо-
вой
395
315
235
200
ъ 41°
340
260
225
450
380
300
255
440
Масса, кг,
без цинка
с цинком
1500
1560
IV
гш
295
260

Продолжение табл. 8.20
Тип и условное
обозначение
Промежуточная двух-
цепная свободностоящая
П35-2, рис. 8.22,6
%
■*.
Промежуточная двух-
цегшая свободностоящая
пониженная ПС35-2,
рис. 8.22, в
Промежуточная двух-
цепная свободностоящая
для горных районов
ПС35-4, рис. 8.22, г
Анкерная угловая одно-
одноцепная свободно-
стоящая на угол поворо-
та до 60° У35-1,
рис. 8.22, д
То же У35-3,
рис. 8.22, е
Анкерная угловая
двухцепная свободно-
стоящая на угол поворо-
та до 60° У35-2,
рис. 8.22, ж
То же У35-4,
рис. 8.22,3
Расчетные условия
Провод
АС 70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
АС 70/11-
АС 150/24
АС 70/11 -
АС 150/24
АС 120/19-
АС 150/24
АС 70/11 -
АС 95/16
АС 120/19-
АС 150/24
АС 70/11-
АС 95/16
Район
по го-
лоледу
I
II
Ш
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
1-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
1-IV
Расчетные пролеты, м
Габа-
рит-
ный
295
235
165
140
310
255
180
155
330
285
205
175
335
290
210
180
-
-
—
-
-
Ветро-
вой
295
295
230
195
310
310
255
220
330
330
290
245
335
335
295
250
-
-
—
-
-
Весо-
вой
370
295
205
175
390
320
225
190
415
355
255
220
420
360
260
225
—
-
—
-
-
Масса, кг,
без цинка
с цинком
1860
1930
1670
1750
2100
2180
2960
3080
1640
1700
4380
5020
2800
2900
Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта для
III района по ветру, кроме опоры ПС35-4, которая рассчитана для V района по ветру.
2. Все опоры рассчитаны на трос С 35, который подвешивается на специальных тросостойках.
3. Высота опоры П35-1 до нижней траверсы в I и II районах по гололеду 15 м, а в III и IV — 14 м;
для опоры П35-2 — соответственно 14 и 12 м.

Продолжение табл. 8.20
4. На тросовых участках ВЛ 35 кВ с проводами АС150 пролеты должны быть яе более 240 м,
в I, 180 м во II и 120 м в III и IV районах по гололеду.
5. Все опоры 35 кВ поставляются без тросостоек. Тросостойки заказываются отдельно.
Для возможности плавки гололеда разработаны специальные повышенные тросостойки высотой
5 и 6 м для промежуточных опор и высотой 3,95 м для анкерных угловых опор.
6. Анкерные угловые опоры У35-3 и У35-4 применяются также с подставками 5 и 9 м, а опоры
У35-1 и У35-2 — с подставкой 5 м.
7. Длина поддерживающей гирлянды принята 0,8 м в III районе по ветру и 0,9 м в V районе по
ветру.
8. Значения ветровых и весовых пролетов для пониженной опоры ПС35-2 принимаются такие же,
как и для опоры П35-2. Значения габаритных пролетов для этой опоры указаны на монтажной схеме.
9. Предельный угол поворота линий в V районе по ветру в III и IV районах по гололеду на опоре
У35-1 для провода АС 150/24 при наличии грозозащитного троса ограничивается до 48°, а на опоре
У35-2-ДО 5".
10. На анкерных угловых опорах У35-1 и У35-2 могут устанавливаться молниеотводы высотой 5
и 8 м.
iJp^Fr
ж.
Ы
Ж
■<*'
и
^Y7T\t77F77} 77^^ЛШ77^7Х Т77&ЩУ77ЯГ7. У77&Щ\У77Ъ
а) В) ' в) г)
?Щ*Щ?У7Х <У^ЩрУ7Х У//^\рЩ^У7Х /S//\b&M>y7X
[ж!
14?'%
эк)
t«J|'
»)
Рис. 8.22. Унифицированные стальные опоры 35 кВ

Таблица 8.21. Унифицированные стальные опоры 110 кВ
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная свободностоящая
П110-1, рис. 8.23, а
То же Ш10-3,«,
рис. 8.23,6 ^
То же П110-ЗУ,
рис. 8.23, в
То же П110-5,
рис. 8.23, г
Промежуточная двух-
цепная свободностоящая
П110-2, рис. 8.23, д
То же П110-4,
рис. 8.23, е
То же ПИ0-4У,
рис. 8.23, ж
То же ПИ 0-6,
рис. 8.23,3
Промежуточная пони-
женная одноцепная сво-
бодностоящая ПС110-5,
рис. 8.23, и
Расчетные условия
Провод
АС 70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
АС 185/29
АС 240/32
АС 70/11
АС 95/16
АС .70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
АС 185/29
АС 240/32
АС 70/11
АС 120/19-
АС 240/32
АС 70/11
АС 95/16
АС 70/11-
АС 240/32
АС 70/11 -
АС 240/32
Район
по го-
лоледу
I
II
I
II
I
II
I
II
I
II
I
II
I —IV
I, II
III
IV
III
IV
III
IV
III
IV
III
IV
III
IV
I, II
I, II
I-IV
I, II
га-iv
I, и
Район
по
ветру
III
III
III
III
III
III
III
III
III
III
III
III
III
III
III
III
III
III
III
III
Расчетные пролеты, м
Габа-
ритный
380
300
375
305
435
365
445
380
440
380
435
380
-
-
240
200
270
230
300
255 ,
320
280
325
280
330
290
Ветро-
вой
380
380
375
375
435
435
445
445
440
440
435
435
-
-
240
240
270
270
300
300
320
320
325
325
330
330
Весо-
вой
475
375
470
380
545
455
555
475
550
475
545
475
-
—
300
250
340
280
375
320
400
350
405
350
415
360
То же, что и для
опоры П110-1
То же, что и для
опоры П110-3
-
-
'-
-
-
-
То же, что и для
опоры П110-5
—
—
—
Масса, кг,
без цинка
с цинком
1900
1970
2460
2560
2530
2630
2590
2690
2690
2800
3240
3370
3300
3420 '
3790
3940
2180
2260

Продолжение табл. 8.21
Тип и условное
обозначение
Промежуточная пони-
женная двухцепная сво-
бодностоящая ПС110-6,
рис. 8.23, к
Промежуточная угло-
вая одноцепная свобод-
ностоящая на угол пово-
рота до 10° ПУСПО-1,
рис. 8.23, л
Промежуточная угло-
вая двухцепная свобод-
ностоящая на угол по-
ворота до 10° ПУСИО-2,
рис. 8.23, м
Промежуточная одно-
цепная свободностоящая
для горных условий
ПС110-9, рис. 8.23,н
То же, но двухцепная
ПС110-10, рис. 8.23, о
Анкерная угловая од-
ноцепная свободностоя-
щая на угол поворота
линии до 60° У110-1,
рис. 8.24,а
То же У110-3,
рис. 8.24,6
Анкерная угловая
двухцепная свободно-
стоящая на угол по-
ворота линии до 60°
У110-2, рис. 8.24, в
То же У110-4,
рис. 8.24, г
Анкерная угловая от-
ветвительная одно-
цепная свободностоящая
УС110-7, рис. 8.24,0
Расчетные условия
Провод
АС 70/11-
АС 240/32
АС 70/11
АС 120/19
АС 150/24
АС 185/29
АС 240/32
АС 70/11-
АС 240/32
АС 95/16 —
АС 240/32
АС 95/16-
АС 240/32
АС 70/11-
АС 240/32
АС 70/11-
АС 150/24
АС70/И-
АС 240/32
АС 70/11-
АС 150/24
АС 70/11-
АС 240/32
Район
по го-
лоледу
I и II
Ш
IV
Ш
IV
III
IV
III
IV
III
IV
III
III
IV
III
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
I-IV
Район
по
ветру
ш
V
V
V
V
V
V
V
V
III
III
III
III
III
Расчетные пролеты, м
Габа-
ритный
-
240
205
275
235
295
255
315
270
320
280
Ветро-
вой
-
335
235
385
330
400
360
400
330
400
390
Весо-
вой
-
480
410
550
470
590
510
600
540
600
560
То же, что и для
опоры ПУСПО-1
То же, что и для
опоры ПУСИО-1
То же, что и для
опоры ПУСПО-1
-
-
-
"•?
-:4
-
-
-
-
-
Масса, кг,
без цинка
с цинком
3330
3460
4420
4590
6750
7010
2850
2960
4720
4900
5040
5240
3250
3380
7700
8000
5270
5470
7440
7730

Продолжение табл. 8.21
Тип и условное
Анкерная угловая от-
ветвительная двухцепная
УС110-8, рис. 8.24, е
Анкерная угловая од-
ноцепная с горизонталь-
ным расположением про-
водов свободностоящая
УС110-3, рис. 8.24, .ж
Анкерная угловая од-
ноцепная для городских
условий свободностоя-
щая УС110-5, рис. 8.24,з
То же, но двухцепная
УС110-6, рис. 8.24л/
Расчетные условия
Провод
АС 70/11-
АС 240/32
АС 70/11-
АС 240/32
АС 70/11-
АС 240/32
АС 70/11-
АС 240/32
Район
по го-
лоледу
I-IV
I-IV
I-IV
1-IV
Район
по
ветру
III
III
III
III
Расчетные пролеты, м
Габа-
ритный
-
—
-
Ветро-
вой
-
-
-
Весо-
вой
-
—
-
Масса, кг,
без цинка
с цинком
12080
12 650
5290
5500
6740
7000
10450
10860
Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта и
рассчитаны на подвеску троса С 50.
2. При подвеске проводов АС 240/32 на опоре У110-2 угол поворота ВЛ при наличии разности
тяжений на опоре ограничивается до 50° во II районе и 48° в III и IV районах по гололеду, а при
отсутствии разности тяжений — до 58° во II районе и до 50° в III и IV районах по гололеду.
3. Длина поддерживающей гирлянды принята 1,3 м.
4. Опоры УП0-1 и У110-2 могут быть использованы в качестве концевых опор, углы поворота,
допускаемые на концевых опорах, указаны на монтажных схемах опор. В случаях, когда угол поворота
на концевых опорах превышает эти значения, опоры устанавливаются не по биссектрисе угла, а с
предельным углом относительно линии, указанным на монтажной схеме. В этих случаях необходимо
проверить величины воздушных промежутков от проводов до опоры.
5. Повышенные промежуточные опоры монтируются путем применения нормальных опор с че-
тырехметровыми подставками. Повышенные анкерные угловые опоры монтируются с помощью нор-
мальных опор с одной девятиметровой или с двумя пяти- и девятиметровыми подставками. Опора
типа УС110-8 применяется без подставок.
6. Угол поворота на опоре ПУС110-2 при подвеске проводов АС 185 и АС 240 не должен превышать
8°.
7. Предельный угол поворота линии в V районе по ветру и в III и IV районах по гололеду на опоре
У110-1 для проводов АС 240/32 при наличии грозозащитного троса ограничивается до 55°, а на опоре
У110-2- до 45°.
8. Опоры У110-3 и У110-4 являются нормальными для ВЛ с проводами до АС 120/19 включи-
тельно и облегченными (т. е. рассчитанными на обрыв одного провода) для ВЛ с проводами АС 150/24.
Эти опоры могут применяться также и для ВЛ 150 кВ.
9. Институтом «Энергосетьпроект» разработаны четырехцепные опоры для строительства ВЛ ПО кВ
в стесненных условиях трассы и на подходах к подстанциям и станциям.
10. Промежуточные опоры ПО кВ могут применяться в качестве повышенных на ВЛ 35 кВ.
11. Опоры П110-ЗУ и ПП0-4У применяются в качестве анкерных угловых.
12. На опорах Ш10-5, П110-6, ПС110-9, ПС110-10 могут устанавливаться тросостойки для возмож-
ности плавки гололеда на тросах. В этих случаях в обозначении опор в конце добавляется буквы ПГ.
13. Разработан вариант стальных опор ПО кВ с болтовыми секциями вместо сварных. При этом
в обозначении опор в конце добавляется буква В.
14. Для проводов АС 70/11, АС 95/16 и АС 120/19 разработаны повышенные одноцепные и
двухцепные анкерные угловые опоры для ВЛ 35 и ПО кВ на базе опоры П220-2: одноцепные типов
ПС220-21У35 и ПС220-21У110 с высотой до нижней траверсы 24 м и двухцепные типов ПС220-2У35
и ПС220-2УП0 с высотой 17,5 м.
15. На анкерных угловых опорах У110-1, У110-2, У110-3 и У110-4 (с подставкой высотой 5 м),
УС110-5 и УСПО-6 могут устанавливаться молниеотводы высотой 5 и 8 м.
16. Опоры П110-1, П110-ЗУ, ПУСПО-1, ПУСП0,2 и УС110-5 изготовлялись до 1987 г.

Рис. 8.23. Унифицированные
промежуточные стальные опоры
НО кВ

Рис. 8.24. унифицированные анкерные угловые стальные опоры
НО кВ

Таблица 8.22. Унифицированные стальные опоры 150 кВ
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная свободностоящая
П150-1, рис. 8.25, а
То же двухцепная
П150-2, рис. 8.25,6
Расчетные условия
Провод
АС 120/19
АС 150/24
АС 185/29
АС 240/32
АС 120/19-
АС 240/32
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
IV
I-IV
Район
по
ветру
III
III
III
III
III
Расчетные пролеты, м
Габа-
ритный
420
350
290
250
425
Тб5
310
270
425
365
315
270
415
370
320
280
Ветро-
вой
420
420
405
350
425
425
425
380
425
425
425
380
415
415
415
370
То же, что и
опоры П150-1
Весо-
вой
525
435
365
315
530
455
340
340
530
390
390
340
520
460
400
350
для
Масса, кг,
без цинка
с цинком
2620
2720
3860
4010
Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта и рас-
считаны на подвеску троса С 50.
2. Анкерные угловые опоры для ВЛ 150 кВ применяются те же, что и для ВЛ 110 кВ (см.
табл. 8.21).
3. При углах поворота ВЛ более 26° для обводки шлейфов на анкерных угловых опорах требуется
подвеска поддерживающей гирлянды.
4. Длина поддерживающей гирлянды принята 1,6 м. "
5. В качестве пониженной промежуточной опоры может быть использована опора ПСПО-5.
6. В качестве повышенных промежуточных опор могут быть использованы опоры П110-5 и П110-6
с подставкой.
7. В качестве повышенных анкерных угловых опор могут быть использованы опоры У110-1
и У110-2 с одной и двумя подставками.
8. В качестве ответвительных анкерных угловых опор могут быть использованы опоры УС 110-7
и УС 110-8.
9. В качестве одноцепных промежуточных угловых опор может быть использована опора
ПУСПО-1.
10. На опорах П150-1 и П150-2 могут устанавливаться тросостойки для возможности плавки
гололеда на тросах. В этом случае в обозначениях опор в конце добавляются буквы ПГ.
11. См. примечание 13 к табл. 8.21.
Рис. 8.25. Унифицированные стальные опо-
ры 150 кВ

Таблица 8.23. Унифицированные стальные опоры 220 кВ
Тип и условное
обозначение
Промежуточная сво-
бодностоящая П220-3,
рис. 8.26, а
То же с двумя тросами
П220-Зт, рис. 8.26,6
То же пониженная на
5 м ПС220-3, рис. 8.26, в
Промежуточная одно-
цепная на оттяжках
П220-5, рис. 8.26, г
То же повышенная на
4,5 м~П220-5-4,5,
рис. 8.26, д
То же пониженная на
6 м П220-5-6Д
рис. 8.26, е
То же пониженная на
10,5 м П220-5 - 10,5,
рис. 8.26, ж
Промежуточная двух-
цепная свободностоящая
П220-2, рис. 8.26,з
То же пониженная на
5 м ПС220-2, рис. 8.26, к
Промежуточная угло-
вая одноцепная свобод-
ностоящая ПУС220-1,
рис. 8.26, к
Анкерная угловая од-
ноцепная с одним тро-
сом на угол поворота до
6° У220-1, рис. 8.26, л
Расчетные условия
Провод
АС 300/39
АС 400/51
АС 300/39-
АС 400/51
АС 300/39-
АС 400/51
АС 300/39-
АС 400/51
АС 300/39-
АС 400/51
АС 300/39-
АС 400/51
АС 300/39-
АС 400/51
АС 300/39
АС 400/51
АС 300/39-
АС 400/51
АС 300/39-
АС 400/51
АС 300/39 --
АС 400/51
Район
по го-
лоледу
I
II
III
IV
1
II
III
IV
I-IV
I IV
I, II
I, II
I, II
I, II
I
II
III
IV
I
[1
III
IV
[-IV
I-IV
I-IV
Расчетные пролеты, м
Габарит-
ный
520
490
430
380
520
475
435
390
Ветро-
вой
520
520
520
520
520
520
520
520
Весовой
650
615
540
475/440
595
595
545/520
490/390
То же, что и для опоры
П220-3
-
-
То же, что и для опоры
П220-3
-
-
-
470
440
385
345
465
425
390
355
-
-
—
-
-
-
470
470
470
470
465
465
465
465
-
-
—
-
-
-
530
550
480
430
520
530
490
440
-
-
—
Масса, кг,
без цинка
с цинком
4700
4880
4880
5070
4060
4210
3430
3540
3730
3850
3080
3180
2780
2880
6210
6450
5500
5720
6820
7080
8610
8950

Продолжение табл. 8.23
Тип и условное
обозначение
То же, но с двумя
тросами и горизонталь-
ным расположением про-
водов У220-3,
рис. 8.26, м
Анкерная угловая
двухцепная на угол пово-
рота до 60° У220-2,
рис. 8.26, и
Анкерная угловая од-
ноцепная для городских
условий повышенная на
5 м УС220-5, рис. 8.26, о
То же двухцепная
УС220-6, рис. 8.26, и
Расчетные условия
Провод
АС 300/39-
АС 400/51
АС 300/39-
АС 400/51
АС 300/39-
АС 400/51
АС 300/39-
АС 400/51
Район
по го-
лоледу
I-IV
I-IV
I, II
I, И
Расчетные пролеты, м
Габарит-
ный
—
—
-
Ветро-
вой
—
—
—
-
Весо-
вой
—
—
-
Масса, кг,
без цинка
с цинком
7250
7530
14400
14980
Ю830
11250
18 720
19450
Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетыгроекта для III
района по ветру.
2. Длина поддерживающей гирлянды принята 2,4 м. Грозозащитный трос С 70.
3. Промежуточные опоры П202-2, ПС220-2, ПУС220-1 и анкерные угловые опоры У220-2 -могут
применяться также и для подвески двух тросов, при этом используется тросостойка для двух
тросов, а в обозначении опор в конце добавляется буква «т».
4. Напряжение в грозозащитном тросе, не должно превышать 400 МПа.
5. Все анкерные опоры могут быть использованы в качестве концевых, при этом углы поворота
указаны на монтажных схемах опор. В случаях, когда углы поворота на концевых опорах
превышают эти значения, опоры устанавливаются не по биссектрисе угла, а с предельным углом
относительно линии, указанным на монтажной схеме. В этих случаях необходимо проверить вели-
чины воздушных промежутков от проводов до опоры.
6. При углах поворота более 21° для обводки шлейфа на верхней траверсе опоры У220-1 и на верхней
и нижней траверсах опоры У220-2 требуется подвеска поддерживающих гирлянд (с наружной стороны
угла поворота). На опоре У220-3 для обводки шлейфа средней фазы при любых углах поворота
требуется подвеска двух поддерживающих гирлянд на верхней траверсе.
7. Разработаны специальные промежуточные и промежуточные угловые опоры для горных условий:
свободностоящие (ПС220-5 и ПС220-6) и на оттяжках (ПС220-7) для III и ГУ районов по гололеду
и для V района по ветру. Все эти опоры могут применяться с одним или двумя тросами.
8. Промежуточные свободностоящие одноцепные и двухцепные опоры могут применяться ъ
подставкой высотой 5 м, а анкерные угловые с подставками высотой 5 и 9 м, а также с двумя
подставками высотой 5+9=14 м.
9. Весовые пролеты для опоры П220-5 в III и ГУ районах по гололеду указаны в знаменателе для
опоры П220-3.
10. По согласованию с заводом-изготовителем могут применяться анкерные угловые опоры на
провод АС 300/39 и ограниченные углы поворота; одноцепные с одним тросом типа У220-7 (угол
поворота до 40°) и с двумя тросами типа У220-11 (угол поворота до 60°); двухцепные с одним и
двумя тросами типов У220-10 и У220-10 т (угол поворота до 60°). Эти опоры также применяются
с подставками 5 и 9 м.
11. Опора УС220-5 изготовлялась до 1987 г.

Рис. 8.26. Унифицированные стальные опоры 220 кВ

\Щ ")
'[М\ и) №\ о)
Рис. 8.26. Продолжение
№4 ")
Таблица 8.24. Унифицированные стальные опоры 330 кВ
Тип и условное
обозначение
Промежуточная одно-
цепная свободностоящая
ПЗЗО-З, рис. 8.27, а
То же пониженная на
5мПС330-3, рис. 8.27,6
Промежуточная одно-
цепная на оттяжках
П330-1, рис. 8.27, в
То же П330-9,
рис. 8.27, г
Промежуточная двух-
цепная свободностоящая
П330-2, рис. 8.27, д
То же пониженная на
5 м ПС330-2, рис. 8.27, е
Расчетные условия
Провод
2 х АС 300/39
2 х АС 400/51
2 х АС 300/49
2 х АС 300/39
2 х АС 300/39,
2 х АС 400/51
2 х АС 300/39
2 х АС 400/51
2 х АС 300/39, -
2 х АС 400/51
Район
по го-
лоледу
I
II
I
II
I-IV
I-IV
I, II
III
IV
I
II
III
IV
I
II
III
w
1-IV
Расчетные пролеты, м
Габа-
ритный
495
470
495
450
-
То же, >
ПЗЗО-3
То же, >
ПЗЗО-3
410
365
445
415
365
325
425
395
365
\ «0
-
Ветро-
вой
495
495
495
495
-
ITO И ДЛЯ
•гго и дл
495
495
445
525
-
Весо-
вой
620
590
620
565
-
опоры
я опоры
i5515
:¥55
555
520
455
405
530
495
455
\ 415
-
Масса, кг,
без цинка
с цинком
6150
6390
5420
5630
4860
5020
5110
5300
10080
10480
9070
9420

Продолжение табл. 8.24
Тип и условное
обозначение
Анкерная угловая од-
ноцепная с одним тро-
сом на угол поворота
до 60° У330-1,
рис. 8.27, ж
То же, но с двумя
тросами и горизонталь-
ным расположением
проводов УЗЗО-3,
рис. 8.27,з
Анкерная угловая
двухцепная на угол по-
ворота до 60° УЗЗО-2,
рис. 8.27, и
Промежуточная сво-
бодностоящая одноцеп-
ная для районов с заг-
рязненной атмосферой
ПС330-5, рис. 8.27, к
То же двухцепная
ПС330-6, рис. 8.27, л
То же анкерная угло-
вая двухцепная УСЗЗО-2,
рис. 8.27, лг
Расчетные условия
Провод
2 х AC 30Q/39,
2 х АС 400/51
2 х АС 300/39,
2 х АС 400/51
2 х АС 300/39,
2 х АС 400/51
2 х АС 300/39,
2 х АС 400/51
2 х АС 300/39,
2 х АС 400/51
2 х АС 300/39,
2 х АС 400/51
Район
по го-
лоледу
[IV
I-IV
I-IV
I-IV
I IV
I-IV
Расчетные пролеты, мм
Габа-
ритный
—
—
-
Ветро-
вой
"
—
-
Весо-
вой
"
—
-
То же, что и для опоры
П330-9
То же, что и для опоры
П330-2
—
—
—
Масса, кг,
без цинка
с цинком
13150
ТзббсГ
10 500
10910
22970
23 870
7150
¥050
10930
11360
31010
142КГ
Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта для
III района по ветру.
2. Длина поддерживающей гирлянды принята 3,5 м.
3. Грозозащитный трос С 70. Напряжение в грозозащитном тросе не должно превышать 400 МПа.
4. Все анкерные угловые опоры могут быть использованы в качестве концевых, при этом углы
поворота на них указаны на монтажных схемах опор. В случаях, когда углы на концевых опорах
превышают эти значения, опоры устанавливаются не по биссектрисе угла, а с предельным углом
относительно линии, указанным" на монтажной схеме. В этих случаях необходимо проверить величины
воздушных промежутков от проводов до опоры.
5. Промежуточные опоры ПЗЗО-3, ПСЗЗО-3, П330-2, ПСЗЗО-2 и анкерные угловые опоры УЗЗО-1,
УЗЗО-2 и УСЗЗО-2 могут применяться также с двумя тросами. При этом используется специальная
тросостойка для двух тросов, а в обозначении опор в конце добавляется буква «т».
6. При углах поворота более 21 с для обводки шлейфов на верхней траверсе опоры У330-1 и на
верхней и нижней траверсах опоры УЗЗО-2 требуется подвеска поддерживающих гирлянд (с наружной
стороны угла поворота). На опоре УЗЗО-3 для обводки шлейфа средней фазы при любых углах
поворота требуется подвеска двух поддерживающих гирлянд на верхней траверсе.
7. См. примечание 8 к табл. 8.23.
8. Опора ПС330-5 изготовлялась до 1987 г.

',/xvjt/k>]pxv//< vxv][xM|//<\y/x 7>х^|77^|/л\у/;< чу//\ ij pdv^ \/a\ у/a
5,75
B)
№\
»; >
ш/шУт\т^ш ifeiW^
U^j B; ^
sz
* «) ^
Рис. 8.27. Унифицированные стальные опоры 330 кВ

Таблица 8.25. Типовые стальные опоры 500 кВ
Тип и условное
обозначение
Промежуточная на от-
тяжках ПБ-1, рис. 8.28, а
То же ПБ-2, рис. 8.28, а
«р.
То же ПБ-3, рис. 8.28,6
То же ПБ-4, рис. 8.28, б
То же ПБ-5,
рис>8.28,б
То же ПБ-1-3,
рис. 8.28,6
Промежуточная сво-
бодностоящая Р2,
рис. 8.28, в
То же Р1,
рис. 8.28, в
Промежуточная угло-
вая на оттяжках на угол
до 2° ПУБ-2, рис. 8.28, г
То же на угол 2 — 5°
ПУБ-5, рис. 8.28, д
Расчетные условия
Провод
3 х АС 400/51
Зх АС 500/64
Зх АС 400/51
3 х АС 500/64
Зх АС 400/51
ЗхАС 500/64
3 х АС 400/51
ЗхАС 500/64
ЗхАС 400/51
ЗхАС 500/64
3 х АС 330/43
ЗхАС 400/51
ЗхАС 500/64
3 х АС 400/51
3 х АС 500/64
З^х АС 400/51
ЗхАС 500/64
ЗхАС 400/51
Район
по го-
лоледу
И
п
II
III
IV
II
III
IV
II
II
II
III
IV
II
III
IV
II
ш
IV
II
III
IV
II
II
IV
II
IV
II
IV
II
IV
II
III
IV
II
III
IV
II
II
IV
Скорост-
ной на-
пор, МПа
550
550
550
800
800
800
800
800
550
800
800
550
550
800
800
550-800
Расчетные пролеты, м
Габа-
ритный
460
425
460
410
370
425
385
350
450
420
450
405
385
420
380
345
450
405
365
420
380
345
430
450
365
420
345
460
370
425
350
450
405
365
420
380
345
450
405
365
Ветро-
вой
460
425
460
410
370
425
385
350
450
420
450
405
365
420
380
345
450
405
365
420
380
345
460
525
420
485
395
530
425
495
400
450
405
365
420
380
345
450
405
365
Весо-
вой
575
530
575
510
460
530
480
435
560
525
560
505
455
525
475
430
525
505
455
525
475
430
575
655
525
605
495
660
530
620
500.
560
505
455
525
475
430
560
505
455
Масса, кг,
без цинка
с цинком
6540
6730
6710
6910
7320
7530
7770
7990
8180
8410
6760
6960
11470
11820
10810
11140
9440
9730
9310
' 9590

Продолжение табл. 8.25
Тип и условное
обозначение
То же на угол 2 — 5°
ПУБ-5, рис. 8.28, д
То же на угол 5 — 20°
ПУБ-20, рис. 8.28, е
Анкерная угловая
трехстоечная свободно-
стоящая на угол до 60°
У2, рис. 8.28, ж
То же на угол до 45°
У1, рис. 8.28, ж
То же транспозицион-
ная У IT, рис. 8.28,з
То жеУ2Т, рис. 8.28, з
То же косогорная У1к,
рис. 8.28, и
То же У2К рис. 8.28, и
Анкерная угловая
трехстоечная на угол
до 60° на оттяжках
высотой 17 м УБМ-17,
рис. 8.28, к
То же высотой 22 м
УБМ-22, рис. 8.28, л
Расчетные условия
Провод
3 х АС 500/64
Зх АС 400/51,
3 х АС 500/64
Зх АС .400/51
Зх АС 400/51,
3 х АС 500/64
Район
по го-
лоледу!
II
III
IV
II-IV
II-IV
II-IV
Скорост-
ной на-
пор, МПа
550-800
550-800
550-800
550 и
800
Расчетные пролеты, м
Габа-
ритный
420
380
345
-
-
-
Ветро-
вой
420
380
345
-
-
-
Весо-
вой
525
475
430
-
-
-
Расчетные условия те же, что и для опоры У1
Расчетные условия те же, что и для опоры У2
Расчетные условия те же, что и для опоры У1
Расчетные условия те же, что и для опоры У2
Зх АС 400/51,
3 х АС 500/64
Зх АС 400/51,
3 х АС 500/64
II-IV
II-IV
550-800
550-800
'—
-
—
-
—
-
Масса, кг,
без цинка
с цинком
9310
9590
13270
13670
15450
15920
14410
14840
15 980
16460
17030
17540
15 560
16030
16640
17140
12850
13 330
15180
15640
Примечания: 1. Опоры разработаны ОДП Энергосетьпроекта и рассчитаны на подвеску двух
тросов марки С 70.
2. Материал опор — сталь марок ВМСт-3 и 14Г2; оттяжки для опор типов Щ>1, ПБ-2 и ПБ-1-3 —
стальной канат 15,5-140-В-СС, а для опор типов ПУБ-2 и ПУБ-5 — стальной канат 21,0-120sg;CC;
стальное литье Ст-35л. Все конструкции опор болтовые оцинкованные. "3*
3. Нормативное наибольшее напряжение в проводах АС 330 и АС 400 принято 113 МПа, а в
проводе АСО 500—93,1 МПа, напряжение при среднеэксплуатационных условиях 67,5 МПа.
4. Опоры У1 и У2 могут быть использованы в качестве концевых.
5. Опоры Р2 и Р1 могут применяться с подставками высотой 5 и 10 м, опоры У2 и У1 — с
подставками 5 и 12 м.
Подставки применяются для нормальных условий и усиленные для опор, устанавливаемых в поймах
рек.
6. Стойки опор У1Т и У2Т в зависимости от угла поворота ВЛ устанавливаются по специальным
схемам со смещением относительно биссектрисы угла поворота.
7. На базе каждой из опор ПБ-1, ПБ-2, ПБ-3, ПБ-4 и ПБ-5 разработаны четыре схемы косогор-
ных опор, позволяющих отказаться от планировочных работ при установке~опор на косогорах поперек
линии.
8. Разработаны тросостойки для подвески вместо стальных тросов С 70 проводящих сталеалю-
миниевых марки АС 70/72 или АЖС 70/39 для организации по ним высокочастотных каналов.
9. Опоры ПБ5, Р1, У1, У1Т, ПУБ5 и ПУБ20 изготовлялись до 1987 г.

^ri' ^У^—\-^L^
K5S
ъш? i?*??
M.
ЛИ
\Щ в) 3
9,6 \ 12Ж [
n,o
*)
Й
17,0
1
1
"a"
> f
J
^l!"
H
p
«/
1
|
i
5£
J
1 1
2.0 7,0
м^м,
S,BB
s,se
72,7
!_„
7*, 7
7*J."
72,0
JVL
«ткжЩ$йЯ№*!55г<5
0e=9°S3'_
3,2
W-3f°S9'
S^-SO"
11.,2S
ri3
\
. №,g.
74<„0
7*-,0
n,o
0°-9°59'
W°-3t°59r
tt°-60°
Рис. 8.28. Типовые стальные опоры 500 кВ

Таблица 8.26. Типовые стальные опоры 750 кВ
Тип и условное
обозначение
Промежуточная пор-
тальная на оттяжках
ПП750-1, рис. 8.29, с
То же ПП750-3, рис.
8.29, с
\
То же ПП750-5, рис.
8.29, с
-
То же У-образная на
оттяжках ПН750-1, рис.
8.29, б
То же свободностоя-
щая портальная ПС750-1,
рис. 8.29, в
То же ПС750-3, рис.
8.29, в
Расчетные условия
Провод
5 х АС 300/39
5 х АС 300/66
5 х АС 400/22
5 х АС 400/51
5 х АС 300/39
5 х АС 400/51
5 х АС 300/39
5 х АС 300/66
5 х АС 400/22
5 х АС 400/51
5 х АС 300/39
5 х АС 300/43
5 х АС 400/51
5 х АС 300/39
5 х АС 300/66
5 х АС 400/22
5 х АС 400/51
5 х АС 300/39
5 х АС 300/66
Район
по голо-
леду
II
III
II
III
II
III
II
III
III
IV
III
IV
III
IV
III
IV
III
IV
III
IV
п
III
п
III
II
III
п
III
II
III
II
III
II
III
II
III
II
щ
Скорост-
ной на-
пор, МПа
550
550
550
550
550
550
800
800
800
800
550
550
550
550
550
550
550
550-800
550-800
Расчетные
пролеты, м
Габа-
рит-
ный
500
440
540
47-5-
470
415
515
460
385
425
365
410
430
375
465
415
405
355
450
405
540
470
550
485
560
495
500
440
540
475
470
415
515
460
430
385
485
425
Вет-
ро-
вой
500
440
540
435
470
415
515
460
385
425
365
410
430
375
465
415
405
355
450
405
540
470
550
485
560
495
560
440
540
475
590
520
645
460
430
385
465
425
Ве-
со-
вой
625
550
675
595
590
520
645
575
480
530
455
515
535
470
580
520
505
445
580
505
675
590
690
605
700
620
625
550
&!5
i95
705
625
775
575
535
480
580
530
Масса, кг,
с цинком
11080
11490
1.1390
11820
12600
13060
"\,
11300
11660
19880
20670
20250
21060

Продолжение табл. 8.26
Тип и условное
обозначение
Промежуточная пор-
тальная свободностоя-
щая ПС750-3, рис. 8.29, в
if.
Анкерная -<■ угловая
трехстоечная свободно-
стоящая на угол до 60°
УС750-1, рис. 8.29, г
То же косоторная
УСК750-1, рис. 8.29, д
То же транспозицион-
ная УС/50-1 + 5Т,
рис. 8.29, е
Расчетные условия
Провод
5 х АС 400/22
5 х АС 400/51
5 х АС 300/39
5 х АС 300/66
5 х АС 400/22
5 х АС 400/51
5 х АС 300/39
5 х АС 300/66
5 х АС 400/22
5 х АС 400/51
5 х АС 300/39
5 х АС 300/66
5 х АС 400/22
5 х АС 400/51
Район
по голо-
леду
II
III
П
ш
II-IV
II-IV
II-IV
Скорост-
ной на-
пор, МПа
550-800
550-800
550-800
550-800
550-800
Расчетные
пролеты, м
Габа-
рит-
ный
405
365
460
410
-
-
-
Вет-
ро-
вой
405'
460
575
410
-
-
-
Ве-
со-
вой
505
450
690
515
-
-
Масса, кг,
без цинка
с цинком
20250
21060
29510
30660
32330
33 590
44 530
46250
Нримечания: 1. Опоры разработаны Отделением дальних передач и Северо-Западным отделе-
нием Энергосетьпроекта.
2. Опоры рассчктаны на подвеску двух расщепленных тросов 2 х АС 70/72, используемых для
организации по ним высокочастотных каналов. На тросах может быть предусмотрена плавка
гололеда.
3. Все конструкции опор оцинкованные, собираемые на болтах. Материал опор — сталь марок
ВСт-ЗПс и 14Г2, оттяжки — канат стальной 17,0-140-В-СС-Н, стальное литье — Ст-35л, гр. П.
4. Анкерные угловые опоры могут быть использованы в качестве конпевых с установкой
на 0° со стороны линии.
5. Анкерные угловые опоры и опоры ПС750-1 и ПС750-3 могут применяться с подставками
высотой 5 и 10 м.
6. На базе каждой из опор ПП750-1, ПП750-3 и ПП750-5 разработаны четыре схемы косогорных
опор, позволяющих отказаться от планировочных работ при установке опор на косогорах поперек
линии.
7. Для опоры ПС750-3 длины пролётов для IV района по гололеду указаны для ветрового
иапора 550 МПа, для ветрового напора 800 МПа длины пролетов следует снизить на 10—15 м.
8. Опора ПН750-1 применялась только на ВЛ 750 кВ Конаково—Ленинград.
&i
10J10JI
-троя w/wejcs
VZ?t y/AS%4SX Ж V, Ъ? Z&Z
Рнс. 8.29. Типовые стальные опоры 750 кВ

Рис. 8.29. Продолжение
'Таблица 8.27.
Тип и обозначение
опоры
Промежуточная V-об-
разная на оттяжках
ПОГН50-1М, рис. 8.30,с
То же ПОП 150-5,
рис. 8.30,6
Анкерная угловая и
концевая свободностоя-
щая трехстоечная на
угол до 60° высотой 23 м
У1150-1, рис. 8.30, в
То же повышенная на
5 м У1150-1+ 5, рис.
8.30, г
То же повышенная
на 12 м У1150-1+ 12,
рис. 8.30, д
То же транспозицион-
ная У1150-1 + 12Т, рис.
8.30, е
Стальные опоры 1150 кВ
Расчетные условия
Провод
Трос
8 х АС 300/48
2 х АС 70/72
8 х АС 330/43
2 х АС 70/72
8 х АС 400/51
2 х АС 70/72
8 х АС 300/48
2 х АС 70/72
8 х АС.330/43
2 х АС 70/72
8 х АС 400/51
2 х АС 70/72
То же
То же
То же
То же
Район
по голо-
леду
п{
п,{
IV
■■{
ш{
IV
II
III
II
III
п
III
II
ш
Скорост-
ной на-
пор, МПа
700
750
700
750
700
700
750
700
750
700
800
800
800
800
800
800
700
700
Расчетные
пролеты, м
Габа-
рит-
ный
420
415
380
370
335
420
415
375
370
335
-
—
-
-
Вет-
ро-
вой
420
415
400
370
340
420
415
380
370
340
400
360
400
360
400 ;
360&
425
380
Ве-
со-
вой
460
460
430
400
375
460
460
420
410
375
600
540
600
540
600
540 .
600
600
Масса, кг,
без цинка
с цинком
20 350
21050
17 830
18430
46480
48220
58170
60 350
76170
79040
86220
89460
Примечания: 1. Опоры разработаны Отделением дальних передач Энергосетыгроекта.
2. Все конструкции опор оцинкованные, собираемые на болтах.
3. Материал опор — сталь марок ВСт —ЗПс и 14Г2, оттяжки — канат стальной 17,0-140-В-СС-Н,
стальное литье — Ст-35л, гр. II.
4. Габаритные, ветровые и весовые пролеты для промежуточных опор указаны для проводов
АС 330/43 и АС 300/48, а для анкерных опор — для провода АС 400/51.
5. Расстояния между стойками анкерных угловых опор принимаются не менее расстояния между
фазами на промежуточной опоре и устанавливаются в проекте в зависимости от угла поворота
на данной опоре.

Рис. 8.30. Стальные опоры 1150 кВ:
/ — узел крепления натяжных гирлянд троса: 2 — то же провода; 3 — узел крепления, поддерживаю-
щий гирлянды для обводки шлейфа троса; 4 — то же оттяжных гирлянд провода; 5 — подставка П5;
б — подставка П7; 7 — дополнительная стойка; 8 — узел крепления натяжных транспозишюнных гир-
лянд провода

Таблица 8.28. Стальные опоры со стойками мнвгограниого сечения 110 и 220 кВ
Тип и обозначение
Промежуточная одно-
цепная на оттяжках для
ВЛ ПО кВ ПМ0110-3-1,
рис. 8.31,а
Промежуточная двух-
цепная на оттяжках для
ВЛ ПО кВ ПМПО-2,
рис. 8.31,6
Промежуточная одно-
цепная на оттяжках для
ВЛ 220 кВ ПМ220-5Т,
рис. 8.31, в
Промежуточная одно-
цепная свободностоягцая
для ВЛ 220 кВ ПМ220-1,
рис. 8.31, г
То же ПМ220-3, рис.
8.31,д
Расчетные условия
Провод
Трос
АС 120/19
С 50
АС 70/11
С 50
АС 95/10
С 50
АС 120/19
С 50
АС 240/32
С 70
АС 300/39
С 70
АС 400/51
С 70
АС 240/32
С 70
Район
по голо-
леду
I
II
I
П
I
II
I
II
I
п
I
II
I
II
I
II
Скорост-
ной на-
пор, МПа
500
650
650
500
500
Расчетные
пролеты, м
Габа-
рит-
ный
400
365
355
285
375
320
415
355
500
470
375
365
375
375
450
430
Вет-
ро-
вой
435
435
415
355
415
355
415
355
500
470
420
420
375
375
450
430
Ве-
со-
вой
480
455
445
355
470
400
520
445
620
590
370
455
470
455
560
540
Масса, кг,
без цинка
с цинком
2000
2050
3070
3180
3690
3820
3360
3490
3800
3940
Примечания: 1. Опора ПМОПО-З разработана институтом «Сельэнергопроект», а остальные
опоры разработаны Северо-Западным отделением Энергосетьпроекта.
2. Опоры могут применяться при условии предварительного согласования с заводом-изготови-
телем.
Рис. 8.31. Начало

J J
-ilk:
2J
2JS
¥,8
г)
Рис. 8.31. Стальные опоры
со стойками многогранного
сечения ПО и 220 кВ
Таблица 8.29. Унифицированные переходные стальные опоры ВЛ 110—500 кВ
Тип и обозначение
Промежуточная одноцепная для ВЛ
ПО кВ ПШ 10-1/67,5, рис. 8.32, а
То же ПШ 10-1/57,5
То же ПШ 10-1/47,5
То же ПШ 10-1/37,5
Промежуточная двухцепная для ВЛ
ПО кВ ПШ 10-2/60, рис. 8.32,6
То же ПППО-2/50
То же ПШ 10-2/40
Промежуточная одноцепная для ВЛ
220 кВ ПП220-1/79, рис. 8.32, в
То же ПП220-1/69
То же ПП220-1/59
То же ПП220-1/49
То же ПП220-1/38
Промежуточная двухцепная для ВЛ
220 кВ ПП220-2/70, рис. 8.32, г
То же ПП220-2/60
То же ПП220-2/50
То же ПП220-2/40
Промежуточная одноцепная для ВЛ
330 кВ ПП330-1/81, рис. 8.32, д
То же ППЗЗО-1/71
То же ПП330-1/61
То же ПП330-1/51
То же ППЗЗО-1/41
Расчетные условия
Провод
Трос
До АС 185/128
До С 70
До АС 185/128
До С 70
До АС 500/336
До С 140
До АС 500/336
До С 140
До 2хАС 500/336
До С 200
Скорост-
ной на-
пор, МПа
500
500
500
500
650
650
650
650
650
Высота
до ниж-
ней тра-
версы, м
67,5
57,5
47,5
37,5
60
50
40
19
69
59
49
38
70
60
50
40
81
71
61
51
41
Масса,
КГ
56360
47230
37700
31030
60860
51130
40700
75000
62000
52 500
43 500
35000
83000
71000
62000
52000
136900
116960
99 300
80720
67 880

Продолжение табл. 8.29
Тип и обозначение
Промежуточная двухцепная для ВЛ
330 кВ ПП330-2/70, рис. 8.32, е
То же ППЗЗО-2/60
То же ППЗЗО-2/50
То же ППЗЗО-2/40
Промежуточная одноцепная для (ВЛ
500 кВ ПП500-1/100*1, рис. 8.32, ж
То же ПП500-1/88
То же ПП500-1/76
То же ПП500-1/64
То же ПП500-1/52
То же ПП500-1/40
Концевая трехстоечная одноцепная
для ВЛ 220 кВ К220-1*2, рис. 8.32,3
То же двухцепная К220-2, рис. 8.32, и
Концевая трехстоечная одноцепная для
ВЛ 330 кВ*1 К330-1, рис. 8.32, к
То же двухдепная К330-2, рис. 8.32, л
Концевая трехстоечная одноцепная
для ВЛ 500 кВ*з К500-1, рис. 8.32,jw
Расчетные условия
Провод
Трос
До 2 х АС 500/336
До С 200
До 2 х АС 500/336
До С 200
До АС 500/336
До С 140
До 2 х АС 500/336
До С 200
До 2 х АС 500/336
До С 200
Скорост-
ной на-
пор, МПа
650
650
500
650
650
Высота
до ниж-
ней тра-
версы, м
70
60
50
40
100
88
76
64
52
40
12
12
12
12
13,5
Масса,
кг
148400
128160
110600
94500
211600
206 500
179800
177000
150400
148 300
125700
125 500
105900
105700
87300
88 300
29000
38000
33000
62000
33000
*' Масса опоры: в числителе — для расчетных температур минус 40 "С и выше, в знаменателе—
для расчетных температур минус 41 — 50 °С.
*2 Опоры применяются также с подставками высотой 5 м.
*3 То же высотой 6 м.
Примечания: 1. Опоры разработаны Северо-Западным отделением института «Энергосеть-
проект» и рассчитаны для применения в I — IV районах по гололеду.
2. Опоры могут применяться в районах с более тяжелыми климатическими условиями и с дру-
гими проводами и трЪсами при условии, что нагрузки на опоры не будут превышать значений,
указанных на монтажных схемах опор.
3. Опоры неоцинкованные и подлежат защите от коррозии согласно указаниям на монтажных
схемах опор.

Рис. 8.32. Унифицированные стальные переходные опоры

8.5. ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ ФУНДАМЕНТЫ, ПАСЫНКИ И ПРИСТАВКИ
Таблица 8.30. Фундаменты сборные железвбетонные под свободностоящие опоры
Марка
ФК-1
Ф1-2
Ф2-2
ФЗ-2
Ф4-2
Ф5
ФП6
Ф6
Ф1-А
Ф2-А
ФЗ-АМ
Ф4-АМ
Ф5-АМ
ФП5-А*
Ф6-АМ
ФС-1
ФС2-4
ФС-А*
ФЗ-АМ
Ф5-АМ
ФПБ5-А5
Ф6-А5М
ФС1-А5НМ
ФС2-А5НМ
Размеры фундамента, мм
а
1200
1200
1500
1800
2100
2400
2700
2700
1500
1800
2100
2100
2700
2700
—
_
-
—
2100
2700
2700
—
h
2200
2700
2700
2700
2700
3200
5000
3200
3200
3200
3400
3400
3400
3400
—
_
-
—
3115
3115
5270
_ "
—
Расход материалов
бетона, м3
0,54
0.59
0,96
1,17
1,36
1,79
2,69
2,24
1,0
1,2
1,7
2,0
2,5
3,0
2,7
2.4
2,8
4,5
1,7
2,5
2,82
2,7
4,22
4,64
стали, кг
82
90
102
133
278
35Г
532
412
293
311
445
533
643
821
792
520
592
1486
385
587
741
667
1101
1181
Масса, кг
1350
1500
2400
3400
4460
5600
6700
5600
2500
3000
4500
5000
6500
7500
6900
6000
7000
11500
4300
6250
7150
6800
10600
И 600
Номер
рисунка
8.33,а
8.33,6
8.33, в
8.33,г
8.33, д
8.33,6
8.33, в
8^33, е
* Выпускаются только по предварительному согласованию с заводами-изготовителями.
Таблица 8.31. Фундаменты сборные железобетонные под опоры на оттяжках
Марка
ФК1-0
Ф2-0
ФЗ-0
Ф4-0
Ф1-05
Ф2-05
ФЗ-05
Ф4-05
ФК1-05
ФК2-05
ФКЗ-05
ФК4-05
Размеры фундамента, мм
а
1200
1500
1800
2100
1200
1500
1800
2000
1200
1500
1800
2000
h
2200
2700
2700
2700
2700
2700
2700
2700
1700
1700
1700
1700
Расход материалов
бетона, м3
0,54
0,96
1,17.
1,36
0,73
0,95
1,17
1,33
0,54
0,77
0,99
1,15
стали, кг
59
85
95
170
69
77
87
140
58
67
77
130
Масса, кг
Й50
2400
2900
3400
1800
2400
2900
2900
^ 1400
1980
2500
2900
Номер
рисунка
8.33,ж
8.33,з

д-
Я p,
3f
zoo
I
200
Рис. 8.33. Фундаменты сборные железобетонные
Марка
ПА1-1
ПА1-2
ПА2-1
ПА2-2
ПАЗЛ
ПАЗ-2
Таб
лица 8.32. Анкерные плиты для крепления
Размеры, мм
а
юоо
1000
1500
1500
2000
2000
* -
1000
1500
2000
3000
3000
4000
h
450
450
600
600
600
600
Расход материалов
бетона, м3
0,2
0,28
0,65
0,89
1,15
1,43
стали, кг
25
30
68
92
114
198
оттяжек
Масса, кг-
500
700
1600
2200
2800
3700
Номер
рисунка
8.34
к^—"^.,
Рис. 8.34. Анкерные плиты для крепления
оттяжек опор

Таблица 8.33. Ригели фундаментные железобетонные
Марка
Р1
АР5
АР6
АР6-1
Р1-А
АР7
АР7-1
АР8
Размеры, мм
а
1500
3000
3500
3500
3000
2000
2000
6000
*
500
400
500
500
400
300
300
640
с
620
620
700
810
620
400
430
810
й
140
200
200
200
140
200
200
250
Расход
материалов
бетона,
м3
0,08
0,20
0,28
0,28
0,20
0,09
0,09
1,04
ста-
ли,
кг
14
62
98
"98
38
18
18
198
Масса, кг
200
500
760
760
500
230
230
2600
Номер
рисунка
8.35, с
8.35,6
Таблица 8.34. Опорные плиты железобетонные
Марка
ОП-1
ОП-2
ОП-3
ОП-4
Размеры, мм
а
1600
2000
2500
1500
<*1
720
720
720
350
d2
660
660
660
300
ь
150
. 200
300
10Q
h
500
550
550
300
Расход
материала
бетона,
м3
0,62
0,97
1,37
0,35
стали,
кг
43
75
101
48
Масса,
кг
4550
2400
3400
880
Номер
рисунка
8.35, в
■at
КПП * п
ж
вт
.1500
о)
ш
rf*
^Фч.
I +H+ UN
В)
\П^
6)
Рис. 8.35. Ригели и опорные плиты
Таблица 8.35
Шифр
С25-1-6-0*
С25-2-6-0*
С25-1-6-1*
С25-2-6-1*
С25-1-8--0*
С25-2-8-0*
С25-1-8-1*
С25-2-8-1*
С35-1-8-0
С35-2-8-0
С35-1-8-1
С35-2-8-1
. Сваи железобетонные квадратного сечении (без наголовников)
Размеры, мм
1 '
6000
6000
6000
6000
7000
8000
8000
8000
8000
8000
8000
8000
а
250
250
250
250
250
250
250 .
250
350
350
350
350
Ь
375-
375
375
375
375
375
375
375
500
500
500
500
Расход материалов
бетона,
м3
0,37
0,37
0,37
0,37
0,49
0,49
0,49
0,49
0,96
0,96
0,96
0,96
стали, 3
кг ч
84
143
98
157
107
186
121
200
199
287
214
319
Масса,
\ КГ
900
1000
1000
1000
1200
1200
1200
1400
2400
2.6
2,4
2,5
Номер
рисунка
8.36, а

Продолжение табл. 8.35
Шифр
С35-1-8-2
С35-2-8-2
С35-1-10-0
С35-2-10-0
С35-1-10-1
С35-2-10-1
С35-1-10-2 V
С35-2-10-2
С35-1-12-0
С35-2-12-0
С35-1-12-1
С35-2-12-1
С35-1-12-2
С35-2-12-2
Размеры, мм
/
8000
8000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
12000
12000
12000
12000
12000
12000
а
350
350
350
350
350
350
350
350
350
350
350
350
350
350
Ъ
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
Расход материалов
бетона,
м3
0,96
0,96
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,44
1,44
1,44
1,44
1,44
1,44
стали,
кг
216
306
246
354
261
386
263
373
291
423
306
455
308
441
Масса,
кг
2,4
2,6
3,0
3,2
3,0
3,2
3,0
3,2
3,6
3,9
3,6
3,9
3,6
3,8
Номер
рисунка
* Выпускаются только по предварительному согласованию с заводами-изготовителями.
Рис. 8.36. Железобетонные приставки для деревянных опор ВЛ до 20 кВ
Таблица 8.36. Сваи цилиндрические железобетонные из свайных звеньев диаметром 560 мм
и длиной 11 и 7,4 м*1
Тип сваи
Ц-1-1/3 + К
Ц-2-1УЗ + К
Ц-1-1/2 + К
Ц-2-1/2 + К
Ц-1-1/3 + 1/3 + К
Ц-2-1/3 + 1/3 + К
Ц-1-1/2 +1/3+ К
Ц-2-1/2 + 1/3 -|- К
Ц-1-1/2 + 1/2 + К
Ц-2-1/2 + 1/2 +К
Общая
длина
сваи, мм
7800
7800
11500
11500
15 200
15200
18 900
18900
22600
22600
Расход материалов
бетона, мЗ
0,89
0,89
1,34
1,34
1,78
1,78
2,23
2,23
2,67
2,67
стали, кг*2
371-561
462-652
479-669
617-807
690-880
872-1062
798-988
1027-1217
906-1096
1182-1372
Номер
рисунка
8.36,6 ••
8.36,в

Продолжение табл. 8.36
Тип сваи
Ц-1-1Д+1/3 + 1/3 + К
Ц-2-1/3 + 1/3 + 1/3 + К
Общая
длина
сваи, мм
22600
22.600
Расход материалов
бетона, м3
2,67
2,67
стали, кг*2
1007-1197
1282-1472
Номер
рисунка
8.36,г
*■ Выпускаются только по предварительному согласованию с Заводами-изготовителями.
*2 Расход стали зависит от типа наголовника: минимальный для крепления оттяжек, наибольший
для четырех болтов с расстоянием между ними 350 мм. *"~
Таблица 8.37. Приставки железобетонные для деревянных опор ВЛ до 20 кВ
по ГОСТ 14295-75* (рис. 8.37) с изменением № 1 от Зв.12.83 г.
Марка
ПТ-1,7-3,25
ПТ-2,2-3,25
ПТ-1,7-4,25
ПТ-2,2-4,25
ПТ-4,0-6,0
ПТ-4,0-4,5
Размеры, мм
/
3250
3250
4250
4250
6000
4500
а
100
100
100
100
120
120
Ь
180
180
180
180
220
220
h
220
220
220
.220
265
265
Расчетные изгибающие
моменты, кН • м
перпендику-
лярно оси
ВЛ Мх_х
17,0
22,0
22,0
22,0
40,0
40,0
параллельно
оси ВЛ
Му-у
9,0
14,0
14,0
14,0
24,0
24,0
Мас-
250
250
330
330
680
510
Назначе-
Для ВЛ
0,4 кВ
Для ВЛ
0,4-20 кВ
То же
Для ВЛ
до 35 кВ
№.
№
Х-«г
Рис. 8.37. Железобетонные приставки для
деревянных опор ВЛ до 20 кВ
Фундаменты разработаны Северо-Запад-
ным отделением Энергосетьпроекта в 1975 —
1976 гг. для ВЛ 35—500 кВ, а приставки —
институтом «Сельэнергопроект».
Защитный слой бетона для рабочей
арматуры должен быть не менее 30 мм (для
приставок — не менее 20 мм).
Фундаменты, применяемые на линиях,
проходящих в районах с агрессивными
грунтами, должны быть защищены гидро-
изоляцией или изготовлены из сульфато-
стойкого цемента в соответствии с указания-
ми СНиП 2.03.11-85.
Допускаются следующие отклонения раз-
меров элементов фундаментов:
+ 5 мм — для поперечных размеров се-
чения, длины и высоты;
+ 2 мм — для расстояний между анкер-
ными болтами или отверстиями под болты
в металлических деталях;
+ 5 мм — для высоты выступающих
частей анкерных болтов;
+10 мм — по длине приставок.
Приставки ПТ-2,2-3,25 и ПТ-2,2-4,25 для
промежуточных пор В Л 6—10 кВ в IV и
выше районах по гололеду применять не до-
пускается.
Приставки для ВЛ 0,4—10 кВ могут из-
готовляться с отверстиями для припассовки
их болтами к деревянным стойкам.
Для изготовления сборных фундамен-
тов под свободностоящие опоры и для
цилиндрических свай применяется бетон
марки 400, а для остальных изделий —
марки 300.
щ
8.6. ЗАЩИТА ДЕТАЛЕЙ ДЕРЕВЯННЫХ
ОПОР ВЛ ОТ ГНИЕНИЯ В УСЛОВИЯХ
ЭКСПЛУАТАЦИИ
Для защиты деревянных опор от гниения
в условиях эксплуатации рекомендуется при-
менять антисептики в соответствии с табл.
8.38 и 8.39.
Дополнительная пропитка (допропитка)
древесины опор ВЛ. Для продления срока
службы древесины опор ВЛ и связи, нахо-

дящихся в эксплуатации, применяется допол-
нительная пропитка (допропитка), состоящая
в том, что водорастворимый антисептик,
проникая вместе с влагой в древесину,
предохраняет опасные зоны опор от гиения
(рис. 8.38).
Допропитку производят по всей линии
при обнаружении загнивания древесины или
после шести лет эксплуатации. Для изготов-
ления бандажей в качестве антисептика ис-
пользуются водорастворимые комбинирован-
. ные антисептикй**типа Доналит УА, УЛЛ,
УАЛЛ, препарату *ХМ-5 или пасты с фто-
ристым натрием.
Размеры бандажей и расход антисептика
приведены в табл. 8.40.
Таблица 8.38. Водорастворимые антисептики
Название
Натрий фтористый техни-
ческий
Арс^нат натрия
Динитрофенол
Бихромат калия или натрия
Нафтенат меди
Купорос медный
Техническая характеристика
Сильный антисептик, белый порошок, растворяется
в воде не более 3,5%, хорошо проникает в древесину,
не имеет запаха и не горит
Очень сильный антисептик, ядовит, входит в состав
комбинированных антисептиков, кристаллический порошок,
хорошо растворим в воде
Желтый кристаллический порошок с запахом миндаля,
очень сильный антисептик, плохо растворяется в воде (не
более 0,65 %), летуч, пожароопасен и ядовит
Красные прозрачные кристаллы, отлично растворим
в воде, токсичен, образует сложные невымываемые сое-
динения в древесине с другими антисептиками
Обладает большой токсичностью, растворяется в маслах
и растворителях
Синие кристаллы, хорошо растворим в воде, не горючий,
удовлетворительно проникает в древесину, корродирует
металлы
Примечание. Большинство водорастворимых антисептиков могут быть использованы только
в комбинированных антисептиках, где они, дополняя друг друга, образуют трудно вымываемые
соединения, что важно для древесины, работающей на открытом воздухе.
Таблица 8.39. Комбинированные водорастворимые антисептики
Название и состав
Доналит УА* (ГДР):
натрий фтористый
арсенат натрия
динитрофенол
бихромат натрия (калия)
Препарат ХМ-5:
марки А:
купорос медный
бихромат натрия
ангидрид хромовый
Содержание,
%, по
массе
25
33
5
37
50
48,3
1,7
Техническая характеристика
Сильный антисептик, рас-
творяется в воде до 4%.
Применяется для пропитки
как сухой, так и влажной
древесины
Эффективный антисептик,
практически не вымываем.
растворяется в воде до 10%,
а при 60 °С - до 30 %
Рекомендуемое
поглощение,
кг/м3
6,0 (срок службы
до 15 лет)
10—12 (срок служ-
бы до 15 лет)
7
Рис. 8.38. Места дополнительной пропитки
(допропитки) древесины опор ВЛ:
а — места наложения бандажей; б — защита вер-
ха опоры; / — бандаж; 2 — битумная лента; 3 —
опора; 4 — жесткий пояс; 5 — антисептическая пас-
та; 6 — мешковина; 7—дырчатый колпачок

Продолжение табл. 8.39
Название и состав
марки Б:
купорос медный
бихромат натрия
Препарат ХХЦ:
хлорид цинка
цихромат натрия (ка-
лия)
уксусная кислота («ле-
дяная»)
Содержание,
массе
50
50
77-80
20-22
0,05
Техническая характеристика
Слабый антисептик, раст-
воряется в воде до 5%,
составные части смешиваются
перед применением. Для опор
ВЛ не применяется
Рекомендуемое
поглощение,
кг/м3
16—18 (срок служ-
бы до 40 лет)
10-12
i-Состав антисептика может несколько изменяться без снижения его антисептических свойств.
Примечания: 1. В ГДР изготовляются и поставляются в СССР антисептики Доналит
марок УУА, УЛЛ, УАЛЛ, VAP и Пиро 1. Доналиты УАЛЛ и УЛЛ растворяются в воде до 10%
и применяются для обработки сырой древесины, работающей на открытом воздухе, пастами и для
приготовления антисептических бандажей.
Доналит Пиро 1 растворяется в воде до 33%, может наноситься распылением на конструкции,
защищенные от дождя (балки, обрешетки и др.), а также для пропитки в ваннах.
2. Требования к качеству и режимы пропитки древесины водорастворимыми антисептиками
нормированы ГОСТ 20022.7—82 «Автоклавная пропитка водорастворимыми антисептиками под дав-
лением», ГОСТ 20022.8 — 82 «Пропитка способом вакуум — атмосферное давление—вакуум», ГОСТ
20022.9 — 76* «Капиллярная пропитка способом нанесения на поверхность» [см. также «Инструкцию
по пропитке столбовой древесины автоклавно-диффузионным способом антисептиками Доналит УАЛЛ
и Доналит УЛЛ» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979)]"
Таблица 8.40. Устройство антисеитаческих бандажей
Диаметр столба к месте
установки бандажа, см
До 20
21-25
26-30
31-35
36-40
Длина бандажа, см
70
'80
100
115
130
Расход антисептика на один бандаж, кг
готовой пасты
0,7
0,8
1,0
1,15
1,30
сухого порошка
антисептика
0,35
0,4
0,5
0,6
0,7
Примечания: 1. Антисептическая паста для изготовления бандажей и диффузионной пропитки
древесивы приготовляется по следующему рецепту (в массовых частях) н в следующей последовательности:
порошок антисептика 55; сульфитный щелок (сухой) 3—5, разбавляется в горячей воде (40—50°С)
15—20,' коалин сухой или жирная глина 10—15; масло вазелиновое или талловое 3—5; смачи-
ватель ОП-7 5 — 7.
Паста тщательно перемешивается до сметанообразного состояния и при необходимости раз-
бавляется водой; рекомендуется использовать в тот же день.
2. Бандажи изготовляют шириной 0,5, длиной 5—6 м из двух слоев: внешнего (пергамин,
рубероид или полиэтиленовая пленка) и внутреннего (мешковина или другой .подобный материал,
на который наносится антисептическая паста маховой кистью или специальной лСЩаткой).
3. Мешковину накладывают на гидроизоляционный внешний слой, пасту наносят на 0,4 м цшрины
мешковины и накрывают вторым слоем мешковины. Все заворачивают в рулон, чтобы паста
была внутри, и завязывают проволокой или шнуром.
4. Приготовленный бандаж укладывают в полиэтиленовые мешки или металлические бочки
(можно использовать бочки из-под антисептика). У опоры в зависимости от диаметра столба
отрезается кусок необходимой длины.
5. Бандаж плотно накладывают на поверхность опоры с небольшим нахлестом и закрепляют
несколькими гвоздями так, чтобы верхняя кромка бандажа находилась на 10 — 20 см выше уровня
земли. Внешний слой бандажа обтягивают битумной ленгой. В населенной местности или в местах
прогона скота битумной лентой покрывается бандаж на 20 — 25 см над уровнем земли.
6. Готовые бандажи и антисептические пасты содержат ядовитые вещества, при их использовании
необходимо обеспечить соблюдение правил по технике безопасности и промышленной санитарии,
чтобы эти вещества не попали в глаза, в дыхательные пути или в тело через раны. Антисептики,
бандажи, посуда и инструмент должны храниться под замком. Более подробно — см. «Методические
указания по изготовлению и установке антисептических бандажей из Доналита УА и УАЛЛ на
деревянных опорах линий электропередачи» (М.:СПО ОРГРЭС, 1976).

8.7. ПРОВОДА И ГРОЗОЗАЩИТНЫЕ ТРОСЫ
Таблица 8.41. Физико-механические свойству проволоки для проводов ВЛ
Материал проволоки, ГОСТ
Медная твердотянутая (МТ) ГОСТ
2112-79* (СТ СЭВ 1383-78) с из-
менениями № 1 от 19.03.81 г. и
№ 2 от 24.09.85 г. диаметром, мм:
1,0-2,95
2,96-4,80
Алюминиевая твердотянутая (AT)
ГОСТ 6132-79* (СТ СЭВ 1382-78)
с изменениями № 1 от 19.03.81 г.
и № 2 от 25.09.85 г. диаметром, мм:
1,5-2,5
2,51-4,0
4,01-5,0
Алюминиевая твердотянутая повы-
шенной прочности (АТп) ГОСТ
6132-79 (СТ СЭВ 1382-78) с из-
менениями № 1 от 19.03.81 г.
и № 2 от 25.09.85 г. диаметром,
ММ".
1,5-1,85
1,86-2,00
2,01-2.30
2,31-2,57
2,58-2,80
2,81-3,05
3,06-3,40
3,41-3,80
3,81-4,50
Бронзовая марки ТБМ
Плот-
ность,
г/смЗ
8,9
8,9
2,7
2,7
2,7
2,7
2,7
2,7
2,7
2,7
2,7
2,7
2,7
2,7
8,9
Предел
прочности,
МПа, не менее
400(430)*!
380(400)*!
170
165
160
191
186
183
181
176
174
171,5
171,5
167
540-600*2
Относитель-
ное удлине-
ние при об-
рыве (при
длине
200 чм), %,
не менее
1,0 1
1,5 |
1,3
1,5
2,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,6
1,6
1,7
1,8
2,0
1,0
Предел
текучести,
МПа
280
-ПО
-115
350-400
Модуль
упругости,
МПа
130 103
63-103
63•103
130-103
Коэффициент
упругрг о
удлинение,*
1/ГМПаЮ)
77-Ю-6
160 Ю-6
160-Ю~6
77 -Ю-6
Коэффициент
температур-
ного расши-
рения,
17-10~6
23-lO-6
23-10^6
(17-18) х
х 10-6*2
Электриче-
ское активное
сопротив-
ление
(при 20 °С),
Ом - мм2/км
17,8
17,7
28,15
28,15
30,0

Стальная низкоуглеродистая оцин-
кованная ГОСТ 3282-74* с изме-
нениями № 3 от 19.12.83 г. и
№ 4 от 15.06.84 г. диаметром,
мм:
1,8-2,5
2,51-3,6
3,61-5,0
Стальная для сердечников проводов
ГОСТ 9850-72* с изменением № 3
от 19.12.84 г. Диаметром, мм:
1,5-2,2
2,3-2,95
3,05-3,5
3,6-4,5
Стальная канатная (для оцинкован-
ных стальных тросов) ГОСТ 7372 —
79* с изменениями № 1 от
09.02.83 г. и № 2 от 30.03.83 г.
диаметром 1,5 — 3,2 мм
Из алюминиевого сплава ABE твердая
марки ACT (ТУ 16-501.016-74)
Из алюминиевого сплаваб&ТЗЩ термо-
механически обработанная марки
АСЗ (ТУ 16-501.016-74)
7,85
7,85
7,85
7,85
7,85
7,85
7,85
7,85
2,7
2,7
690-1080*2
640-980*2
590-880*2
1310(1450) ~)
1280(1410) (
1240(1410) (
1180 (1380)J
1200-1600*2
220*3
300*3
6
8
10
4(4,5)
1,5
4,0
500 ]
450 >
400 J
850
850
Л 35
-180
200-Юз
200-103
200-103
65-103
65 • 103
50-10"
50 10~6
50 • 10~6
155-10~е'
155-Ю-6
12-10-
12-10~6
12-Ю-6
23 • Ю^6
23-Ю-6
138
30,0
32,5
*' В скобках указано значение предела прочности Медной проволоки, выпускаемой с государственным Знаком качертва.
*2 При отсутствии данных следует принимать меньшие из указанных значений.
*' Допускается применение проволок с пределом прочности не менее 200 МПа (вместо 220 МПа) и 285 МПа (вместо 300 МПа) при условии,
что среднеарифметическое значение временного сопротивления разрыву проволок в проводах марок АН й АЖ будет 220 МПа й 300 МПа соот-
ветственно.

Таблица 8.42. Механические характеристики
Материал и марки проводов
Алюминиевые А и АКП сечением, мм2:
от 16 до 35
50 и 70
95
от 120 до 185 и от 300 'до 400
240
450 и более
Сталеалюминиевые АС, АСКС, АСКП и
АСК с сечением алюминия, мм2:
от 10 до 25 при а* = 6,0 -=- 6,25
от 35 до 95 при а= 6,0 -ч- 6,13
70 при а = 0,95
95 при а = 0,65
120 и более при а = 6,11 -f- 6,25
120 и более при а = 4,29 -=- 4,39
150 и более при а = 7,71 -=- 8,04
185, 300 и 500 при а = 1,46 -=- 2,43
330 при а= 11,55 -=- 12,22
400 и 500 при а = 17,93 и 18,09
Приведенная
нагрузка от
собственной
массы,
даН/(мм2 ■ м)
2,75
2,75
2,75
2,75
2,75
2,75
ю-3
ю-3
ю-3
ю-3
ю-3
ю-3
3,46-НГ3
3,46
5,37
5,85
3,46
3,71
3,34
4,84
3,15
3,03
ю-3
ю-3
ю-3
ю-3
ю-3
ю-3
10~3
ю-3
ю-3
н допускаемые напряжения алюминиевых и сталеалюминиевых
Модуль
упругости,
МПа-10
6,3 • 103
6,3 ■ 10^
6,3-103
6,3-103
6,3 • 103
6,3 -103
8,25-103
8,25-103
13,4-103
16,6-103
8,25-103
8,9-103
7,7 -103
11,4-102
6,65 • 103
6,65-103
Температур-
ный коэффи-
циент линей-
ного удли-
нения, град-
23-
23-
23-
23-
23-
23-
10-ь
ю-6
ю-6
ю-6
ю-6
10""6
19,2-10"6
19,2
14,5
13,9
19,2
18,3
19,8
15,5
21,2
21,2
-10"6
■10~6
■Ю-6
■1(Г6
• Ю-6
•1(Г6
■Ю-6
■Ю-6
■ ю-6
Предел прочности
при растяжении,
МПа-10, для алю-
миниевой проволоки
марок
AT
16
16
15
16
15
16
29
29
67
76
29
33
27
55
24
21,5
АТп
17
17
16
17
16
17
30
30
68
77
30
34
28
56
26
23
Наибольшее до-
пускаемое напряже-
ние, МПа-10, для
алюминиевой про-
волоки марок
AT* ,
5,6
6,4
6,0
7,2
7,2
7,2 -
10,2
11,6
26,8
30,4
13,0
14,9
12,2
25,0
10,8
9,7
¥ АТп
6,0
6,8
6,4
7,6
7,6
7,6
10,5
12,0
27,2
30,8
13,5
15,3
12,6
25,2
11,7
10,4
чроводов
Допускаемое напря-
жение при среднего-
довой температуре,
МПа-10, для алю-
миниевой проволоки
марок
AT
4,8
4,8
4,5
4,8
4,8
4,8
8,7
8,7
20,1
22,8
8,7
9,9
8,1
16,5
7,2
6,5
АТп
5,1
5,1
4,8
5,1
5Д
5,1
9,0
9,0
20,4
23,1
9,0
10,2
8,4
16,8
7,8
6,9
* а — отношение сечения алюминиевой части провода к сечению стального сердечника.
Примечания: 1. Область применения проводов по ГОСТ 839 —80Е см. табл. 8.52.
2. В районах, где толщина стенки гололеда превышает 22 мм, в сталеалюминиевых проводах сечением 120 мм2 и более при а = 4,29 -=- 18,09,
а также в стальных тросах сечением 95 мм2 и более допускается повышение напряжения- при наибольшей нагрузке до 60% предела прочности.
Однако при этом для толщины стенки гололеда 20 мм напряжение в этих проводах ке должно превышать 45 %, а в тросах — 50 % предела
прочности.

Таблица 8.43. Механические характеристики и допустимые напряжении стальных проводов и тросов, проводов из алюминиевого сплава
и биметаллических сталеалюминиевых проводов
Материал и марки проводов и тросов
Стальные:
однопроволочные ПСОЗ — ПС05
многопроволочиые ПС всех сечений
тросы ТК всех сечений
Биметаллические сталеалюминиевые ПБСА 120
Из алюминиевого сплава сечением, мм2:
от 16 до 95 марки АН
от 16 до 95 марки АЖ .
120 и более марки АН
120 и более марки АЖ
70/39 марки. АЖС
500/336 марки АЖС
Приведенная
нагрузка от
собственной
массы,
даН/(мм2 ■ м)
7,85-Ю-3
8,0-Ю-3
8,0-10" 3
5,87- Ю-3
2,75 -КГ3
2,75-10~3
2,75 -10-3
2,75-10"3
4,62-Ю'3
4,85 ■ Ю-3
Модуль
упругости,
МПа-10
20-103
20-103
20-103
13-103
6,5-103
6,5 ■ 103
■ 6,5-103
6,5-103
11,65-103
11,4-103
Температурный
коэффициент
линейного уд-
линения, град-1
12-КГ6
12-Ю-6
12- Ю-6
13,75-10~6
23 • 10~6
23- КГ6
23-КГ6
23 -КГ6
16-10~6
15,5-Ю-6
/
Предел
прочности
при растяже-
нии, МПа" 10
40,0
62,0
-
90,0
20,8
28,5
20,8
28,5
62,0
63,6
Наибольшее
допустимое
напряжевие,
МПа-10
16,0
31,0
-
40,5
8,3
11,4
9,4
12,8
^ 27,9
28,7
Допустимое
напряжение при
среднегодовой
температуре,
МПа-10
12,0
21,6
-
27,0
6,2
8,5
6,2
8,5(5,7)
15,5(12,4)
19,0
Примечания: 1. Предел прочности при растяжении стальных тросов принимается, исходя из прочности на разрыв по соответствующим ГОСТ,
но не менее 1200 МПа. Наибольшее допустимое напряжение стальных тросов равно 50%, а допустимое напряжение при среднегодовой температуре
воздуха — 35 % предела прочности на растяжение этих тросов. :
2. При расчете других проводов и тросов, не включенных в настоящую таблицу, их механические характеристики должны приниматься по
соответствующим нормативным документам; наибольшие допустимые напряжения и допустимые напряжения при среднегодовой температуре ие должны
превышать соответственно 0,5 и 0,3 предела их прочности. ^
3. До разработки виброустойчивых поддерживающих зажимов и зажимов распорок, для проводов ДЖ 120 и АЖС 70/39 значение допустимого
среднезкешгуатационного напряжения рекомендуется ограничить значением не более 0,2 сгВр (указано в скобках).
4. См. также примечание 2 к табл. 8.42.

Таблица 8.44. Характеристики алюминиевых и медных проводов (ГОСТ 839 —80Е)
Число и диаметр
проволок, мм
Расчетное
сечение, мм2
Расчетный
диаметр
провода.
мм
Сопротивление
постоянному
току при 20 °С,
Ом/км, не более
Разрывное усилие
провода, даН, не менее
Масса
провода, кг/км
Алюминиевые провода
7x1,70
7x2,13
7 х 2,50
7 х 3,00
7 х 3,55
7x4,10
19 х 2,80
19x3,15
19x3,50
19x4,00
37x3,15
37 х 3,45
37 х 3,60
37 х 3,90
37x4,15
61x3,37
61 х 3,50
61x3,66
61 х 3,80
61x3,95
61x4,10
1 х 2,24
1 х 2,76
1 х 3,57
7x1,70
7x2,51
7 х 3,00
19x2,13
19x2,51
19 х 2,80
19x3,15
15,9
24,9
34,3
49,5
69,2
92,4
117
148
183
239
288
346
389
442
500.
544
587
641
691
747
805
3,94
5,85
9,89
15,90
34,61
49,40
67,70
94,00
117,00
148,00
5,1
6,4
7,5
9,0
10,7
12,3
14,0
15,8
17,5
20,0
22,1
24,2
25,6
27,3
29,1
30.3
31,5
32,94
34,2
35,6
36,9
Медные
2,2
2,8
3,6
5,1
7,5
9,0
10,7
12,6
14,0
15,8
1,838
1,165
0,850
0,588
0,420
0,315
0,251
0,198
0,161
0,123
0,102
0,085
0,076
0,067
0,058
0,054
0,050
0,046
0,043
0,039
0,036
провода
4,601
3,070
1,820
1,157
0,524
0,369
0,272
0,194
0,156
0,124
-/273,6
-/410,9
-/560,9
719,8/776,7
1008,8/1069,9
1304,3/1385,6
-/1962,3
2275,1/2412,4
2812,5/2983,2
3668,6/3784,4
4426,7/4695,4
5319,1/5640,8
5980,0/6342,0
6794,0/6976,0
7453,1/7918,9
8359,0/8866,0
9017,0/9563,2
9860,3/10457,5
10629,2/11272,5
11490,2/11832,4
11998,1/12748,3
166,1
246,7
388,1
603,1
1314,1
1745,5
2711,5
3763,7
4684,5
5515,1
43
68
94
135
189
252
321
406
502
655
794
952
1072
1217
1378
1500
1618
1771
1902
2062
2220
35
52
88
142
311
444
612
850
1058
1338

М 185
М 240
М 300
М 400
37x2,51
37 х 2,84
37x3,15
37 х 3,66
183,00
234,00
288,00
389,00
17,6
19,9
22,1
25.5
0,100
0,079
0,064
0,047
7330,3
9383,7
10740,0
14498,8
Примечания: 1. Разрыввое усилие провода: в числителе для проводов из проволоки марки AT, в знаменателе -
2. Срок службы проводов 45 лет.
1659
2124
2614
3528
марки АТп.
800
800
600
600
Таблица
Марка
провода
8.45. Характеристики сталеалюминиевых проводов (ГОСТ 839—80Е) и проводов из алюминиевого сплава
J сердечником (ТУ 16-705.183-81 с изменением АКИТ4120-83)
1
Число и диаметр
проволок, мм
алюминие-
вых
стальных
Расчетное сечение мм2
алюми-
ния
стали
всего
провода
Расчетный
диаметр, мм
стального
сердеч-
ника
провода
Сопротивле-
ние постоян-
ному току
при 20 °С,
Ом/км, не
более
Разрывное усилие
провода, даН,
не более
со стальным
Масса
провода,
кг/км
Строи-
тельная
длина, м,
не менее
Провода нормальной конструкции (АС)
АС 10/1,8
АС 16/2,7
АС 25/4,2
АС 35/6,2
АС 50/8,0
АС 70/П
АС 70/72
АС 95/16
АС 95/141
АС 120/19
АС 120/27
АС 150/19
АС 150/24
АС 150/34
АС 185/24
АС 185/29
АС 185/43
АС 185/128
АС 205/27
АС 240/32
АС 240/39
6x1,5
6x1,85
.6 х 2,3
6x2,8
6x3,2
6x3,8
18x2,2
6x4,5
24x2,2
26 х 2,4
30 х 2,22
24x2,80
26 х 2,70
30x2,50
24x3,15
26x2,98
30 х 2,80
54x2,10
24x3,30
24 х 3,60
26 х 3,40
1x1,5
1x1,85
Гх2,3
1x2,8
1x3,2
1x3,8
19x2,2
1x4,5
37 х 2,2
7x1,85
7 х 2,20
7x1,85
,< 7x2,10
г Тх2,50
7x2,10
7x2,30
7 х 2,80
37x2,10
7 х 2,20
7 х 2,40
7 х 2,65
Ю,6
16,1
24,9
36,9
48,2
68,0
68,4
95,4
91,2
118
116
148
149
■ 147
187
181
185
187
205
244
/«.
1,77
2,69
4,15
6,15
8,04
11,3
72,2
15,9
141,0
18,8
26,6
18,8
24,2
34,3
24,2
29,0
43,1
128,0
26,6
31,7
38,6
12,37
18,79
29,05
43,05
56,24
79,30
140,60
111,3
232,2
136,8
142,6
166,8
173,2
181,3
211,2
210,0
228,1
315,0
231,6
275,7
274,6
1,5
1,9
2,3
2,8
3,2
3,8 .
п,о
4,5
15,4
5,6
6,6
5,5
6,3
7,5
6,3
6,9
8,4
14,7
6,6
7,2
8,0
4,5
5,6
6,9
8,4
9,6
11,4
15,4
13,5
19,8
15,2
15,5
16,8
17,1
17,5
18,9
18,8
19,6
23,1
19,8
21,6
21,6
2,766.
1,800
1,176
0,790
0,603
0,429
0,428
0,306
0,321
0,249
0,253
0,199
0,198
0,201
0,157
0,162
0,158
0,158
0,143
0,121
0,124
-/408,9
-/622,0
-/929,6
-/1352,4
1663,8/1711,2
2346,3/2413,0
-/9682,6
3243,3/3336,9
—/18077,5Ж'
-/4152,1
-/4946,5
-/4630,7
-/5227,9
-/6264,3
5624,1/5807,5
5963,4/6205,5
-/7776,7
-/18381,6
6173,3/6374,0
7265,7/7505,0
7858,1/8089,5
42,7
64,9
100,3
148
195
276
755
385
1357
471
528
554
599
675
705
728
846
1525
774
921
952

Марка
провода
AC 300/39
AC 300/48
AC 300/66
AC 300/67
AC 300/204
AC 330/30
AC 330/43
AC 400/18
AC 400/22
AC 400/51
AC 400/64
AC 400/93
AC 450/56
AC 500/26
AC 500/27
AC 500/64
AC 500/204
AC 500/336
AC 550/71
AC 600/72
AC 650/79
AC 700/86
AC 750/93
AC 800/105
AC 1000/56
AC 1000/643
AC 1200/67
Число и диаметр
проволок, мм
алюминие-
вых
30 х 3,20
24 х 3,00
26 х 3,80
30 х 3,50
30x3,50 {
54 х 2,65
48 х 2,98
54x2,80
42x3,40
76 х 2,57
54x3,05
26x4,37
30x4,15
54x3,2
42 х 3,9
76 х 2,84
54x3,40
90 х 2,65
54x3,40
54x3,60
56 х 3,70
96 х 2,90
96 х 3,02
96x3,15
96 х 3,30
76x4,10
54x4,72
76 х 4,5
стальных
7 х 3,2о
7 х 2,65
7 х 2,95
19x2,10
7x3,50
37 х 2,65
7 х 2,3
7 х 2,8
7x1,85
7x2,0
7 х 3,05
7 х 3,4
19 х 2,50
7x3,2
7x2,2
7 х 2,2
7 х 3,40
37 х 2,65
61 х 2,65
7 х 3,60
19x2,20
19x2,30
19 х 2,40
19x2,50
19x2,65
7 х 3,20
91 х 3,0
7 х 3,5
Расчетное сечение, мы2
алюми-
ния
2А1
301
295
288
289
298
335
332
381
394
394
390
406
434
502
481
490
496
490
549
580
634
687
748
821
1003,2
944,5
1208,0
стали
Э&,3
38,6
47,8
65,8
67,3
204,0
29,1
43,1
18,8
22,0
51,1
63,5
93,5
56,3
26,6
26,6
63,5
204,0
336,0
71,2
72,2
78,9
85,9
93,2
105,0
56,3
643,2
67,4
всего
провода
297,3
339,6
342,8
353,8
356,3
502,0
364,1
375,1
399,8
416,0
445,1
453,5
499,2
490,3
528,6
507,6
553,5
700,0
826,0
620,0
652,2
712,9
772,9
841,2
926,0
1059,5
1586,4
1275,4
Продолжение табл. 8.45
РЙСЧЕ
тный
диаметр, мм
стального
сердеч-
ника
¥.6
8,0
8,9
10,5
10,5
18,6
6,9
8,4
5,6
6,0
9,2
10,2
12,5
9,6
6,6
6,6
10,2
18,6
23,9
10,8
11,0
11,5
12,0
12,5
13,3
9,6
33,0
10,5
провода
22,4
24,0
24,1
24,5
24,5
29,2
24,8
^25,2
26,0
26,6
27,5
27,7
29,1
28,8
30,0
29.4
30,6
34,5
37,5
32,4
33,2
34,7
36,2
37,7
39,7
42,4
51,9
46,5
Сопротивле-
ние постоян-
ному току
при 20"С,
Ом/км, не
более
0,122
0,098
0,100
0,102
0,103
0,099
0,088
0,089
0,078
0,075
0,075
0,075
0,072
0,068
0,059
0,061
0,060
0,060
0,060
0,054
0,051
0,047
0,043
0,039
0,036
0,029
0,031
0,024
Разрывное усилие
провода, даН,
не более
^—~^
9588,9/9825,3
8916,0/9057,4
9776,2/10062,3
12343,6/12627,0
11469,6/11725,0
-/28457,9
8456,1/8884,8
-/10378,4
8186,4/8560,0
-/9511,5
11538,5/12048,1
12536,8/12918,3
16973,7/17371,5
12711,4/13137,0
10727,5/11218,8
10639,2/11254,8
14345.1/14825,7
31231,2/31960,9
46182,5/46604,9
16078,0/16616,4
17814,8/18383,5
19236,9/20045,1
20901,0/21777,5
22711,4/23445,0
25202,3/26007,3
21421,1/22404,7
-/85426,5
25914,7/-
Масса
провода,
кг/км
1106
1132
1186
1313
1323
2428
1152
1255
1199
1261
1490
1572
1851
1640
1592
1537
1852
2979
4005
2076
2170
2372
2575
2800
3092
3210
7720
3860
Строи-
тельная
длина, м,
не менее
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1200
1200
1000
1000
1000
1000
1000
—
1000

АЖС 70/39
АЖС 500/336
Провода из алюминиевого сплава (АЖС)
12x2,65
54 х 3,4
7 х 2,65
61x2,65
66,1
490
38,6
336
104,7
826
8,0
23,9
13,3
37,5
0,509
0,0694
6500
53000
484
4005
2000
Примечания; 1. Разрывное усилие: в числителе — для проводов из проволоки AT, в знаменателе — марки АТп.
2. Сталеалюминиевые провода с повышенным содержанием стали могут изготовляться следующих строительных длин: провода АС 70/72, АС 95/141,
АС 185/128 - 4000 м, провод АС 300/204 - 3500 м, провод АС 500/336 - 3000 м. Провода АС 1000/643 и АЖС 500/336 изготовляют по согласованию
с заводом-изготовителем, при этом мЪжет быть согласовано изготовление этих проводов без сварок проволок в наружном повиве.
3. Провод АС 1000/643 изготовляется по ТУМИ 186-71, а провод АС 1200/67 - по ТУ 16-705.176-80.
4. С 1987 г.\ в СССР начат выпуск ■ сталеалюминиевых упрочненных проводов типа АСу по ТУ 16-705.176—80 с изменением № 2 от 11.12.86 г.
следующих сечений: 50/8,0; 70/11; 95/16; 240/32; 300/39; 300/48; 330/43; 400/51; 400/64; 400/93; 500/26; 550/71; 1000/56; 1000/643; 1200/67. Все размеры
и характеристики этих проводов те же, что и у проводов типа АС, кроме разрывною усилия, которое у проводов типа АСу выше на 2—6%.
Таблица 8.46. Характеристики бронзовых проводов (ТУК ООМ.505.128—55)
Марка
провода
Б 50
Б 70
Б 95
Б 120
Б 150
Б 185
,J3 240
И^ЗОО
Число
и диаметр
проволок, мм
19x1,88
19x2,17
19x2,53
19x2,80
37 х 2,24
37 х 2,53
37x2,85
61x2,53
Расчетное
сечение,
мм2
50
70
95
117
146
186
136
307
■Расчетный
диаметр, мм
9,2
10,9
12,7
14,3
15,7
17,7
20,0
22,8
Прочность на
разрыв, даН,
не менее
2500
3500
4800
6000
7400
9500
12000
15 500
Масса,
кг/км
458
641,
870
1099
1374
1695
2198
2748
Примечание. Прочность проводов на разрыв вычисляется по формуле
./<
rfiPf
(8.5)
P=0,95dZS,
вр
где сг^ — предел прочности бронзовой проволоки по табл. 8.41, МПа; S — расчетное сечение
провода, мм2.

Таблица 8.47. Характеристики сталеброизовых проводов (ТУК ООМ.505.128 —55)
БС 185/43
БС 240/117
БС 300/167
БС 400/196
БС 509/134
«г*
Число и диаметр
проволок, мм
бронзо-
вых
30 х 2,80
46x2,53
50 х 2,80
54 х 3,0
72 х 3,0
стальных
7x2,8
19x2,8
37x2,4
37x2,6
19x3,0
Расчетное
сечение, мм2
брон-
зы
185
232
307
381
509
стали
43,1
116,8
167,6
196,9
134,3
Расчетный
диаметр, мм
стального
сердеч-
ника
8,4
14,0
16,8
18.2
16,0
провода
19,6
24,3
28,0
30,2
33,0
Проч-
ность на
разрыв,
даН, не
менее
14000
26000
35000
40 600
43 000
Масса,
кг /км
2038
3129
4162
5077
5750
Примечания: 1. Провода БС 509/134 изготовляются по особым техническим условиям.
2. Прочность на разрыв вычисляется по формуле
^ВР с
: а6р •'б]
+ о'
Г/о .
(8.6)
где ой — предел прочности бронзовых проволок по табл. 8.41, МПа; о/" — напряжение в стальном
сердечнике при 1 %-ном удлинении, равное для многопроволочного стального сердечника 1200 МПа;
5gp и $с — сечения бронзовой и стальной частей провода, мм2.
Таблица 8.48. Характеристики стальных проводов
Марка
провода
Число и
диаметр
проволок,
мм
Расчет-
ное
сечение,
мм2
Расчет-
ный
диаметр
прово-
да, мм
Электрическое
сопротивление,
Ом/км
Активное
сопротив-
ление при
-|-20оС
Внутрен-
нее индук-
тивное
сопро-
тивление
Прочность
на разрыв,
даН, не
менее
Масса
провода.
Строи-
те льная
длина,
м, не
менее
Провода однопроволочные оцинкованные
ПСО 3
(ПСО 3,5)
ПСО 4
ПСО 5
ПСО 6
3,0
3,5
4,0
5,0
6,0
7,1
9,6
12,6
19,6
28,3
3,0
3,5
4,0
5,0
6,0
28-30
24-26
19-21
15-18
-
—
—
—
—
—
390(265)
525-
690(465)
1080(725)
- (1046)
57(55,5)
75-
100(98,7)
155(154,2)
- (221,9)
440
400
400
320
-
ПС 25
ПС 35
ПС 50
ПС 70
Провода многопроволочные оцинкованные (ТУ 14-4-861-75)
5 х 2,5
7 х 2,5
12x2,3
19x2,3
24,6
34,4
49,4
76,4
6,8
„7,8
9,2
11,5
5,5-6,7
4,1-5,3
2,8-3,7
1,7-2,3
1,0-2,0
0,6-1,8
0,3-1,2
0,2-0,7
1530
2120
3050
4710
272
389
617
1500
1500
1500
1500
Примечания: 1. Провода однопроволочные марки ПСО обладают пределом прочности
550 МПа, но в настоящее время не выпускаются. Метизной промышленностью выпускается стальная,
медистая или обыкновенная, оцинкованная проволока диаметром 3, 4, 5 и 6 мм для линии связи
(телеграфная проволока) по ГОСТ 1668 — 73 с изменениями № 1 от 09.02.83 г. и № 2 от 13.12.84 г.
с пределом прочности 360 МПа; прочность такой проволоки указана в таблице в скобках, остальные
характеристики те же, что и для проводов ПСО.
2. Электрическое сопротивление (активное и внутреннее индуктивное переменному току) дано
для токов от 10 А до максимального тока нагрузки, допускаемого по условиям нагрева.
3. Полное сопротивление переменному току до 15 А для проводов ПСО 3 28 — 30, ПСО 3,5 23—25,
ПСО 4 19-22, ПСО 5 15-18 Ом/км.

Таблица 8.49. Обозначения проводвв по ГОСТ 839—74 и 839—80 и соответствующих
им проводов но ГОСТ 839—59
Медные нровода
ГОСТ 839-74,
ГОСТ 839-80
М 4
М 6
М 10
М 16
М 25
М 35
М 50
М 70
М 120
М 150
М 185
М 240
М 300
М 350
М 400
ON
«Л
1
ON
m
OO
в
о
М-4
М-6
М-10
М-16
М-25
М-35
М-50
М-70
М-120
М-150
М-185
М-240
М-300
М-400
Алюминиевые провода! Сталеалюминиевые провода
■а-" о
Г-- ОО
1 1
ON ON
mm
ОО ОО
t&
ОО
1-1-
А 16
А 25
А 35
А 50
А 70
А 95
А 120
А 150
А 240
А 300
А 350
А 400
А 450
А 500
А 550
А 600
А 650
А 700
А 750
А 800
ON fi <tO
»Л Г- ОО
1 II
ON С, ON
m mm
oo у oo oo
и l <_>L>
о ft oo
A-16
A-25
A-35
A-50
A-70
A-95
A-120
A-150
A-240
A-300
A-400
A-500
A-600
AC 10/1,8*1
AC 16/2,5*1
AC 25/4,2*1
AC 35/6,2*1
AC 50/8,0*1
AC 70/11*1
AC 70/72
AC 95/16*i
AC 95/15*2
AC 95/141
AC 120/19
AC 120/27
AC 150/19
AC 150/24
AC 150/34
AC 185/24
AC 185/29
AC 185/40
AC 185/128
AC 205/24
AC 240/32
AC 240/39
AC 240/56
1
ON 1 ^ О
in 1 r- oo
i В ii
ON ON ON
m У mm
°°>» 1 000°
о Щ l oo
(~ В 1 US-
AC-10*i^.
AC-16*1
ДС-25*'
AC-35*i
AC-50*i
AC-70*i
АСУС-70
AC-95*i
AC-95*2
АСУС-95
AC-120
АСУ-120
ACO-150
AC-150
АСУ-150
ACO-185
AC-185
АСУ-185
АСУС-185
ACO-240
AC-240
АСУ-240
AC 300/39
AC 300/48
AC 300/66
AC 300/67
AC 300/204
AC 330/27*2
AC 330/30*3
AC 330/43
AC 400/18*3
AC 400/22
AC 400/51
AC 400/64
AC 400/93
AC 450/56
AC 500/26
AC 500/27
AC 500/64
AC 500/204*3
AC 500/336
AC 550/71
AC 600/72
AC 650/79
AC 700/86
AC 750/93
AC 800/105
AC 1000/56
ON
«Л
1
ON
m
О e;
f- в
ACO-300
AC-300
АСУ-300
АСУС-300
AC№330
ACO-400
AC-400
АСУ-400
ACO-500
АСУС-500
ACO-600
ACO-700
4.
*l Co стальным серденником, состоящим из одной проволоки.
*2 Выпускались только по ГОСТ 839—74.
*3 Выпускаются только по ГОСТ 839 — 80.
Примечания: 1. По ГОСТ 839 — 74 и 839 — 80 наряду с проводами марок А и АС вы-
пускаются коррозионно-стойкие провода тех же сечений марок АКП, АСКС, АСКП и АСК. Провода
марок АКП и АСКП — это провода м%рок А и -АС, межпроволочное пространство которых по всему
сечению, за исключением наружной повёрэщдсти, заполнено нейтральной смазкой повышенной тер-
мостойкости. Провода марки АСКС — это проводатгарки АС, в которых межпроволочное пространство
стального сердечника и его поверхность заполнены той же смазкой. Провода марки АСК — это про-
вода марки АСКС, в которых стальной сердечник не только заполнен смазкой, но и изолирован
двумя лентами на полиэтилентерефталатной пленке. Различные марки коррозионно-стойких 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 8.50. Характеристики проводов из алюминиевых сплавов марок АЖ и АН
(ГОСТ 839 — 80) и биметаллических сталеалюминиевых проводов марки ПБСА
(ТУ 14-4-1256-84)
Г</1арка проводов, мм2
АЖ 16, АН 16
АЖ 25, АН 25*,
АЖ 35, АН 35'1;
АЖ 50, АН 50!---
АЖ 70, АН 70
АЖ 95, АН 95
АЖ 120, АН 120
АЖ 150,- АН 150
АЖ 185, АН 185
АЖ 240. АН 240
АЖ 300, АН 300
АЖ 350, АН 350
АЖ 400, АН 400
АЖ 450, АН 450
АЖ 500, АН 500
АЖ 550, АН 550
АЖ 600, АН 600
АЖ 650, АН 650
АЖЧОО, АН 700
АЖ 750, АН 750
АЖ 800, АН 800
ПБСА 120
Число и
диаметр
проволок,
мм
7x1,7
7x2,12
7 х 2,5
7x3,0
7 х 3,55
7x4,12
19 х 2,8
19x3,15
19 х 3,5
19x4,0
37 х 3,2
37 х 3,45
37 х 3,69
37 х 3,90
37x4,15
61 х 3,37
61x3,55
61 х 3,66
61x3,8
61 х 3,95
61x4,1
19x2,8
Расчет-
ное се-
чение,
мм2
15,9
24,7
34,4
44,5
69,3
93,3
117,0
148,0
183,0
234,0
298,0
346,0
396,0
442,0
501,0
544,0
604,0
642,0
692,0
747,0
805,0
44/73
Расчет-
ный ди-
аметр
прово-
да, мм
5,1
6,4
7,5
9,0
10,7
12,4
14,0
15,8
17,5
20,0
22,4
24,2
25,8
27,3
29,1
30,3
32,0
33,0
34,2
35,6
36,9
14,0
Сопротивле-
ние постоян-
ному току
при 20°С,
Ом/км,
не более
АЖ
2,07
1,33
0,960
0,665
0,475
0,353
0,283
0,223
0,181
0,139
0,111
0,096
0,084
0,075
0,066
0,061
0,055
0,052
0,048
0,044
0,041
0,6
АН
1,91
1,29
0,884
0,614
0,434
0,326
0,260
0,206
0,167
0,128
0,103
0,088
0,077
0,069
0,061
0,056
0,051
0,048
0,044
0,041
0,038
58
Разрывное
усилие
провода,
даН, не менее
АЖ
АН
453 332
704 516
980 719
1411 1035
1975 1448
2659 1950
3335 2445
4218 3099
5216 3825
6812 4995
8493 6228
9861 7231
11286 8276
12597 9238
14279 10471
15504 11370
17214 12624
18 297 13 418
19 722 14463
21290 15 612
22943 16 825
10000
Строи-
тельная
длина,
м, не
менее
3000
3000
3000
3000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
1500
1500
1500
1500
1200
1200
1000
1000
1000
1500
Масса
провода,
кг/км
44,1
68,6
95,5
137,5
192,5
259,3
326,1
412,7
510,7
668,7
830,4
970,0
1104,2
1234,5
1397,7
1582,4
1685,5
1802,3
1907,3
2087,0
2248,9
690,0
Примечания: 1. Провода марки АЖ — термоупрочненные.
2. Наружный пс вив имеет правое направление скрутки.
3. Соединение проволок в проводах, скрученных из семи проволок, не допускается.
4. Провода мар -:и АЖ изготовляются из проволоки марки АСЗ, провода марки АН — из прово-
локи марки ACT.
5. Срок службы проводов АЖ и АН — не менее 25 лет.
6. Провода Mapi- а ПБСА изготавливаются из биметаллических сталеалюминиевых проволок с тол-
щиной алюминиевого покрытия не менее 0,2 мм и временным сопротивлением не менее 900 МПа;
расчетное сечение: ал юминия — в числителе, стали - в знаменателе.
Таблица 8.51. Характеристики стальных оцинкованных канатов для грозозащитных
тросов и оттяжек опор
ГОСТ, (число проволок),
марка
ГОСТ 3062-80,
(7), ЛК-0
ГОСТ 3063-80,
(19), ТК
Номиналь-
ный диаметр
троса, мм
6,7
7,3
8,0
8,6
9,2
7,6
8,1
8,6
9,1
Расчетное
сечение,
ММ 2
26,96
32,05
38.01
44,01
50,45
33,82
38,46
43,30
48,64
Число и диаметр
проволок, мм
1 х 2,3 + 6 х 2,2
1 х 2,5 + 6 х 2,4
1 х 2,8 + 6 х 2,6
1 х 3,0 + 6 х 2,8
1x3,2 + 6x3,0
1x1,6 + 18x1,5
1x1,7+ 18x1,6
1x1,8 + 18x1,7
1x1,9+ 18x1,8
Прочность
на разрыв,
даН, не
менее
2975
3535
4195
4855
5565
4255
4840
5465
6120
Масса,
кг/км
235
279
331
382
439
291
330
373
418

Продолжение табл. 8.51
ГОСТ, (число проволок),
марка
ГОСТ 3063-80, (19), ТК
^
ГОСТ 3064-80,
(37), ТК
Номиналь-
ный диаметр
троса, мм
10,0
11
12
13
14
15
16
12,5
14
15,5
17
18,5
20
21
22,5
Расчетное
сечение,
мм2
60,01
72,58
86,34
101,72
117,90
135,28
153,84
94,44
116,56
141,00
167,77
197,29
228,74
262,51
-298,52
Число и диаметр
проволок, мм
1x2,1 + 18x2,0
1x2,3 + 18x2,2
1x2,5 + 18x2,4
1x2,8+ 18x2,6
1x3,0 + 18x2,8
1x3,2 + 18x3,0
1x3,4+18^:3,2
1x1,9 + 36x1,8
1x2,1 +36x2,0
1x2,3 + 36x2,2
1x2,5 + 36x2,4
1x2,8 + 36x2,6
1 х 3,0 + 36 х 2,8
1 х 3,2 + 36 х 3,0
1 х 3,4 + 36 х 3,2
Прочность
на разрьш,
даН, не
менее
7560
7830
9315
10950
12650
14550
17250
11200
13650
14350
17050
20100
23250
26750
31700
Масса,
кг/км
515
623
741
873
1015
1160
1320
806
995
1205
1435
1685
1955
- 2240
2550
Примечание. Предел прочности стальной проволоки диаметром более 2
1200 МПа, проволоки диаметром 1,5—2,0 мм — не менее 1400 МПа.
- не менее
Таблица 8.52. Маркя и преимущественные области применения изолированных проводов
Марки
прово-
дов
Конструкция проводов
Преимущественные области применения
М
А, Ап
АКП,
АлКП
АС, АпС
АСКС,
АпСКС
Провод, скрученный из медных
проволок
Провод, скрученный из алюми-
ниевых проволок
Провод марки А, но межпро-
волочное пространство всего про-
вода, за исключением наружной
поверхности, заполнено нейтраль-
ной смазкой повышенной тер-
мостойкости
Провод, состоящий из сталь-
ного сердечника и алюминиевых
проволок
Провод марки АС, но межпро-
волочное пространство стального
сердечника, включая его наруж-
ную поверхность, заполнено ней-
тральной смазкой повышенной
термостойкости
В атмосфере воздуха типов II и III на суше
и в море всех макроклиматических районов
по ГОСТ 15150-69*
В атмосфере воздуха типов I и II, но при
условии содержания в атмосфере сернистого
газа не более 150 мг/(м2-сут) (1,5 мг/м3) на
суше всех макроклиматических районов по
ГОСТ 15150-69*, кроме районов ТВ и ТС
На побережьях морей, соленых озер, в про-
мышленных и в районах засолоненных песков,
а также в прилегающих к ним районах
с атмосферой воздуха типов II и III на суше
и море всех макроклиматических районов по
ГОСТ 15150-69* \
В атмосфере воздуха типов I и II при
условии содержания в атмосфере сернистого
газа не более 150 мг/(м2-сут) (1,5 мг/м') на
суше всех макроклиматических районов, кроме
районов ТС и ТВ, по ГОСТ 15150-69*
На побережьях морей, соленых озер, в про-
мышленных районах и районах засолоненных
песков, а также в прилегающих к ним рай-
онах с атмосферой воздуха типов II и III,
но при условии содержания в атмосфере сер-
нистого газа не более 150 мг/(м- ■ сут) (1,5 г/мЗ)
на суше всех-- макроклиматических районов
по ГОСГ>'Ш50 —69*, кроме районов ТВ

Продолжение табл. 8.52
Конструкция проводов
Преимущественные области применения
Провод марки АС, но межпро-
волочное пространство всего про-
вода, за исключением наружной
поверхности, заполнено нейт-
ральной смазкой повышенной
термостойкости
Провод, скрученный из прово-
лок нетермообработанного алю-
миниевого сплава марки ABE
Провод марки АН, но меж-
проволочное пространство всего
провода, за исключением на-
ружной поверхности, заполнено
нейтральной смазкой повышен-
ной термостойкости
Провод марки АС, но сталь-
ной сердечник изолирован двумя
лентами полиэтилентерефталат-
ной пленки. Многопроволочный
стальной сердечник под поли-
этилентерефталатными лентами
покрыт нейтральной смазкой по-
вышенной теплостойкости
Провод, скрученный из прово-
лок алюминиевого термообра-
ботанного сплава ABE
Провод марки АЖ, но межггро-
волочное пространство всего про-
вода, за исключением наружной
поверхности, заполнено нейт-
ральной смазкой повышенной
термостойкости
Провод, состоящий из сталь-
ного сердечника и проволок
алюминиевого термообработан-
ного сплава
Провод марки АЖС, но меж-
проволочное пространство всего
провода, за исключением наруж-
ной поверхности, заполнено ней-
тральной смазкой повышенной
термостойкости _^
Провод, состоящий из биме-
таллических сталеалюминиевых
проволок
На побережьях морей, соленых озер, в
промышленных районах и в районах засоло-
ненных песков, а также в прилегающих
к ним районах с атмосферой воздуха типов
II и III на суше и море всех макрокли-
матических районов по ГОСТ 15150 — 69*
В атмосфере воздуха типов I и II, но при
условии содержания сернистого газа не более
150 мг/(м2-сут) (1.5 мг/м3) на суше всех
макроклиматических районов по ГОСТ
15150-69*, кроме ТВ .и ТС
На побережьях морей, соленых озер, в про-
мышленных районах и в районах засолонен-
ных песков, а также в прилегающих к ним
районах с атмосферой воздуха типов II и III
на суше и море всех макроклиматических
районов по ГОСТ 15150-69*
На побережьях морей, соленых озер, в про-
мышленных районах и районах засолоненных
песков, а также в прилегающих к ним рай-
онах с атмосферой воздуха типов II и III
при условии содержания в атмосфере серни-
стого газа не более 150 мг/(м--сут) (1,5 мг/м3)
и хлористых солей не более 200 мг/(м2-сут)
на суше всех макроклиматических районов
по ГОСТ 15150-69*, кроме ТВ
В атмосфере воздуха типов I и II при
условии содержания в атмосфере сернистого
газа не более 150 мг/(м2-сут) (1,5 мг/м3)
на суше всех макроклиматических районов
по ГОСТ 15150-69*, кроме ТВ и ТС
На побережьях морей, соленых озер, в про-
мышленных районах -и в районах засолоненных
песков, а также прилежащих к ним районах
с атмосферой воздуха типов II и. Ш на суше
и море всех макроклиматических районов
В атмосфере воздуха типов I и II, но при
условии содержания в атмосфере сернистого
газа не более 150 мг/(м2-сут) (1,5 мг/м3)
на суше всех макроклиматических районов,
кроме ТС и ТВ, по ГОСТ 15150-69*
На побережьях морей, соленых озер, в про-
мышленных районах и районах засолоненных
песков макроклиматических районов по ГОСТ
15150-69*
Область применения аналогична областям
применения проводов АС, АпС и АЖС
Примечания: 1. В обозначении проводов, в которых применяется алюминиевая проволока
марки AT, стоит буква А, а проводов, в которых применяется алюминиевая проволока АТп
(см. табл. 8.41) — буквы Ап.
2. При применении для провода стальной оцинкованной проволоки второй группы в марке
провода к букве С добавляют цифру 2.
3. По требованию потребителя алюминиевые и сталеалюминиевые провода марок АКП, АНКП,
АЖКП, АСКП могут изготовляться с наружной поверхностью, покрытой термостойкой смазкой.
В этом случае к марке провода добавляют букву 3.

Таблица 8.53. Допустимые длительные токовые нагрузки (по нагреву) на неизолированные
провода для ВЛ
Провода марок А, АКП, М, Б, БС, ПС
Сечение
провода,
мм2
10
16
25
35
50
70
95
120
Допустимые токовые нагрузки, А,
алюми-
ниевые
А и АКП
105
135
170
215
265
320
375
на провода
мед-
ные
М
95
130
180
220
270
340
415
485
брон-
зовые
Б
.
—
—
—
215
265
330
380
стале-
брон-
БС
—
—
—
—
_
—
—
сталь-
ные
ПС
—
60
75
90
125
135
—
Сечение
провода,
ММ2
150
185
240
300
. 400
500
600
Допустимые токовьк
алюми-
ниевые
А и АКП
440
500 '
590
680
815
980
1070
на
мед-
ные
М
570
640
760
880
1050
—
—
нагрузки, А,
провода
брон-
зовые
Б
430
500
600
700
—
—
—
стале-
бронзо-
вые БС
515
640
750
890
980
—
сталь-
ные
ПС
—
—
_
—
—
—
Продолжение табл. 8.53
Сталеалюминиевые провода марок АС, АСКС, АСК и АСКП
Сечение
провода
(алюминий/
сталь),
мм2
10/1,8
16/2,7
25/4,2
35/6,2
50/8
70/11
95/16
120/19
120/27
Допустимые
нагрузки, А
80
105
130
175
210
265
330
380
375
Сечение
провода
(алюми-
ний/
сталь),
мм2
150/19
150/24
150/34
185/24
185/29
185/43
185/128
240/32
240/39
Допусти-
мые токо
вые на-
грузки, А
425
450
450
505
510
515
520
605
610
Сечение
провода
(алюминий/
сталь), мм2
240/56
300/39
300/48
300/66
300/67
300/204
330/30
330/43
400/18
Допустимые
токовые
нагрузки, А
610
690
690
705
705
710
745
745
825
Сечение
провода
(алюминий/
сталь),
мм2
400/22
400/51
400/64
500/26
500/27
500/64
500/336
600/72
700/86
Допусти-
мые токо-
вые на-
грузки, А
825
835
850
965
930
-945
980
1050
1220
Примечания: 1. Токовые нагрузки на полые провода ПА 640 1680 А, ПМ 240 950 А,
ПМ 300 1050 А, а на стальные провода ПСО 3 23 А, ПСО 3,5 26 А, ПСО 4 30 А и ПС 5 35 А.
Токовые нагрузки на провода из алюминиевого сплава марки АН на 3%, а марки АЖ на 6%
меньше, чем на алюминиевые провода марок А и АКП тех же сечений.
2. Токовые нагрузки определены из расчета нагрева проводов до +70°С к температуры воздуха
+25 °С (см. ПУЭ, гл.1—3). При других температурах рекомендуется применять следующие
поправки:
Температура воздуха, °С . . . 5 и 0 +5 +15 +25 +30 +35 +40 +45 " +50
ниже
Поправочный коэффициент 1,3 1,24 1,2 1,1 1,0 0,94 0,88 0,81 0,74 0,67
8.8. ДОПУСТИМЫЕ ПЕРЕГРУЗКИ
ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ
Во избежание преждевременного отклю-
чения потребителей и ограничения мощ-
ности электростанций допускается перегруз-
ка ВЛ на период ввода резервов, восста-
новления повреждений на ВЛ и подстанциях,
но не более чем на одни сутки. При этом
токовая нагрузка на провода ВЛ не должна
превышать 120 % длительно допустимых зна-
чений токовой нагрузки при фактически
имеющейся в данное время суток температу-
ре окружающего воздуха. Для расчета аварий-
ной токовой нагрузки ВЛ следует пользо-
ваться коэффициентами перегрузки ло отно-
шению к длительно допустимой токовой
нагрузке (см. табл. 8.53) при температуре
окружающего воздуха +25СС, указанными

+ 15
1,33
+20
1,26
+25
1,2
+ 30
1,13
+ 35
1,06
+40 +45 +50
0,97 0,89 0,8
Температура окружающе-
го воздуха, "С .... —5 и 0 +5 +10
ниже
Коэффициент перегрузки 1,55 1,5 1,44 1,38
Примечания: 1. Допустимость аварийной перегрузки ВЛ должна быть предварительно про-
верена на соблюдение минимально допустимых расстояний от проводов ВЛ до земли, дорог, водных,
пространств, зданий и сооружений, ВЛ и линий связи с учетом нагрева проводов электрическим
током в соответствии с «Методикой расчета предельных токовых нагрузок по условиям нагрева
проводов для действующих линий электропередачи», утвержденных Главтехуправлением Минэнерго
СССР (М., СПО «Союзтехэнерго», 1978). Согласно этой методике может быть произведен расчет
предельных токовых нагрузок с учетом конкретных метеорологических условий и расстояний между
проводом и землей ка действующих ВЛ. При этом допустимая температура принимается для медных
проводов 90, а для сгалеалюминиевых 100 °С.
2. Решение %>допустимости аварийной перегрузки ВЛ должно приниматься с учетом состояния
проводов, соединительных и натяжных контактных зажимов.
3. Перечень ;ВЛ с указанием допустимой аварийной нагрузки для различных сочетаний тем-
пературы окружающего воздуха и скорости ветра- должен находиться у диспетчера предприятия
электрических сетей.
4. Таблица допустимых значений аварийной перегрузки ВЛ составлена на основании «Типовой
инструкции по ликвидации аварий в электрической части энергосистем», утвержденной Главтехуп-
равлением Минэнерго СССР (СПО, «Союзтехэнерго», 1986 г.).
8.9. ЗАЩИТА ПРОВОДОВ
И ТРОСОВ ОТ ВИБРАЦИИ
Защита от вибрации одиночных прово-
дов и тросов не требуется, если длины
пролетов ВЛ и среднеэксплуатационные
напряжения в проводах не превышают зна-
чений, указанных в табл. 8.54.
При прохождении ВЛ по сплошному
лесному массиву с высотой деревьев более
высоты подвеса проводов и тросов, а так-
же вдоль горных долин (по низу) защита
проводов и тросов ВЛ также не требуется.
Защита от вибрации одиночных про-
водов марок А, АН и АЖ сечением 35 —
95 мм2 и сгалеалюминиевых сечением 35 —
70 мм2 при длине пролетов 80 м и более
осуществляется гасителями петлевого типа,
изготовляемыми из отрезков проводов той
же марки, что подвешиваются на линии
(рис. 8.39). Размеры петлевых гасителей
принимаются следующие:
Марка проводаАС 35, А, АН, АЖ 35
и 50;
L, м ...... . 1,0
Ь, м ..... . 0,15
Марка провода АС 50, А, АН, АЖ 70;
L, м. . . . . . 1,15
Ь, м 0,15
Марка проводаАС 70, А, АН, АЖ 95
L, м ..... . 1,35
Ь, и . . '. . . . 0,20
Таблица 8.54. Условия защиты проводов и тросов от вибрации
Провода или тросы
Алюминиевые
Сталеалюминиевые и из
алюминиевых сплавов
Медные
Стальные
Номинальное
сечение,
мм2
До -95
120-185
240 и более
До 95
120-185
205 и более
До 70
95 и более
До 70
95 и более
Открытая, ровная
местность без кустарников
и деревьев
Пролеты
длиной, м,
и более
80
100
120
80
100
120
100
120
100
120
Среднеэксп-
луатационное
напряжение,
МПа, и более
35
40
100
180
Сильно пересеченная или
застроенная местность,
редкий и низкорослый лес
Пролеты
длиной, м,
и более
100
125
150
100
125
150
125
150
125
150
Среднеэксп-
луатационное
напряжение,
МПа, и более
40
45
ПО
200

ными грузами и с грузами каплевидной фор-
мы вместо цилиндрической. Эффективность
работы таких гасителей очень низкая. Име-
лись случаи усталостных повреждений про-
водов и грозозащитных тросов ВЛ, осна-
щенных этими гасителями. В настоящее
время выпуск таких гасителей прекращен,
а установленные ранее гасители с укорочен-
ными грузами и грузами каплевидной фор-
мы подлежат замене на стандартные (см.
табл. 8.88).
В связи £~ имевшими место случаями
повреждения проводов из алюминиевых спла-
вов АЖ 120 и АЖС 70/39 ВНИИЭ были
проведены специальные исследования, кото-
рые показали необходимость разработки
для проводов марок АЖ и АЖС поддержи-
вающих зажимов и зажимов гасителей вибра-
ции с применением специальных прокладок
из износоустойчивых эластомеров с полу-
проводящими свойствами.
До разработки таких зажимов для про-
водов АЖ и АЖС рекомендуется принимать
среднеэксплуатационные напряжения аэ <
< 0,2ствр.
Вновь разработанный провод из биме-
таллических сталеалюминиевых проволок
Таблица 8.55. Число гасителей вибрации в пролете на одинарных проводах
Условия прохождения трассы линии (харак-
тер местности)
Открытая, ровная или слабопересеченная
местность без древесной растительности,
пересечение долин в горах
Сильнопересеченная или застроенная мест-
ность, редкий или низкорослый лес
Длина проле-
та, м
Менее 150
150 и более
200 и менее
Более 200
Среднеэксплуатационное на-
пряжение в проводах, МПа
Алюминиевые провода
35-40
Более 40
Сталеалюминиевые и провода
из алюминиевых сплавов АН
и АЖ
40-45
Более 45
Медные провода
100-110
Более ПО
Стальные щровода и грозоза-
щитные тросы
180-200
Более 200
1 гаситель в пролете
1
Защита от
вибрации не
требуется
1
2
1
2
Рис. 8.39. Гаситель вибрации петлевого типа
для защиты от вибрации проводов на проме-
жуточных порах ВЛ с подвесными изоля-
торами:
L — длина гасителя; Ъ — стрела провеса
Защита от вибрации одиночных алюми-
ниевых проводов сечением 120 мм2 и бо-
лее, сталеалюминиевых сечением 95 мм2 и
более, проводов из алюминиевых сплавов
сечением 70 мм2 и более, медных проводов
и стальных проводов и грозозащитных
тросов сечением 50 мм2 и более осуществляет-
ся типовыми гасителями типа ГВН согласно
табл. 8.55.
В начале 80-х годов некоторое время
выпускались гасители вибрации с укорочен-

марки ПБСА 120 по лабораторным иссле-
дованиям ВНИИЭ имеет устойчивость от
повреждений при вибрации по крайней мере
не хуже, чем сталеалюминиевый провод
того же диаметра. Поэтому критерии и сред-
ства защиты от вибрации для провода
ПБСА 120 рекомендуется принимать, как для
сталеалюминиевых проводов.
При установке двух гасителей в про-
лете с каждой стороны пролета устанав-
ливается по одному гасителю; при установке
одного гасител*» в пролете (с одной сто-
роны пролета) рекомендуется устанавливать
их через одну опору — по обе стороны от
крепления провода или троса к гирлянде.
Защита от вибрации расщепленной фазы,
состоящей из двух проводов, соединенных
в пролете распорками с расстоянием между
ними не более 75 м при длине пролетов
150 м и более, осуществляется типовыми
гасителями типа ГВН согласно табл. 8.56.
При установке четырех гасителей в про-
лете с каждой стороны пролета устанав-
ливается по два гасителя (по одному на
каждом проводе); при установке двух гаси-
телей они устанавливаются по одному на
фазу t каждой стороны пролета поочередно
на разных провода* фазы.
Провода расщепленной фазы, состоящей
из трех —пяти проводов и более, соединен-
ные распорками с расстоянием между ними
не более 75 м, в обычных пролетах не
требуют защиты от вибрапии при любых
значениях среднеэкснлуатационного напряже-
ния. При этом для четырех и пяти про-
водов в фазе до разработки распорок по-
вышенной надежности и стойкости к вибра-
пии рекомендуется для обеспечения без-
опасного уровня колебаний проводов устанав-
ливать сосредоточенные распорки поочеред-
но с группами из пяти и семи парных
распорок (соответственно для фаз из четырех
и пяти проводов) с расстоянием между ними
(под пролетами) не более 40 м. Подпролеты,
примыкающие к опорам, сокращаются: пер-
вый до 20 м, а следующий за ним до
25 — 30 м. В отдельных случаях могут при-'
меняться только группы из парных распорок.
Выбор типов гасителей вибрации и их
месторасположения. Выбор типов гасителей
для защиты от вибрации проводов и тро-
сов в обычных пролетах производится соглас-
но табл. 8.88.
Место установки гасителей определяется
по формуле
S = 0,0013d
(8.7)
где S — расстояние места установки гасителя
от края поддерживающего или натяжного
зажима, м; d — диаметр провода, мм; Т —
тяжение провода при среднегодовой темпе-
ратуре для расчетного пролета, даН; р —
масса провода, кг/м.
Полученные по формуле размеры S
округляются с точностью до 0,05 м.
Выбор типов гасителей типа ГПГ и их
месторасположения для больших переходных
пролетов (500 м и более) должен про-
изводиться согласно «Руководящим указа-
ниям по защите от вибрации проводов и
тросов ВЛ 35 кВ и выше», разработанных
ВНИИЭ, или по специальным расчетам или
Таблица 8.56. Число гасителей вибрации в пролете иа расщепленных проводах
Условия прохождения трассы линии (ха-
рактер местности)
Открытая, ровная ити спабопересечен-
ная местность, без древесной расти-
тельности, пересечение долин в горах
Сильнопересеченная застроенная мест-
ность; редкий или низкорослый лес
Длина про-
лета, м
150-200
Более 200
150-200
Более 200
Среднеэксплуатационное напряжение
в проводах, МПа
Алюминиевые провода
Менее 40
40-45
Более 45
Сталеалюминиевые и провода из
алюминиевых сплавов
Менее 45
Защита от виб-
рации не тре-
буется
45-50
2
2 ,
Защита от вибрации не
требуется
Более 50
2
4
2
2

исследованиям (для очень больших пролетов
или для ВЛ 750 кВ и выше). .
8.10. БОРЬБА С ПЛЯСКОЙ ПРОВОДОВ
Вся территория СССР в зависимости от
интенсивности пляски проводов и тросов ВЛ
согласно карте районирования по пляске,
имеющейся в ПУЭ, разделена на три района:
I — районы с редкой пляской проводов,
где повторяемость пляски реже 1 раза в
10 лет;
II — районы с умеренной пляской про-
водов, где повторяемость пляски примерно
1 раз в 5—10 лет;
III — районы с частой пляской проводов,
где повторяемость пляски более 1 раза в
5 лет.
II район по интенсивности пляски про-
водов и тросов расположен в основном южнее
56-й параллели от западных границ СССР до
Новосибирской области, а также вдоль
побережья морей на севере и востоке СССР.
Ш район по интенсивности пляски проводов
н тросов охватывает в основном районы
Донбасса, Юга Украины, Средней Волги и
Башкирии. Вся остальная территория СССР
относится к I району по интенсивности
пляски.
Для В Л 35 — 500 кВ с подвесными изо-
ляторами при вертикальном или смешанном
расположении проводов в ПУЭ установлены
минимальные расстояния между проводами
по условиям их работы в пролете в зави-
симости от стрелы провеса и района по
интенсивности пляски. При этом в районах с
толщиной стенки гололеда 15 — 20 мм расстоя-
ние между проводами подлежит дополнитель-
ной проверке по формуле
d = 1,0 + L//110 + 0,61/7 + ОД 56, (8.8)
где d — расстояние между проводами, м;
U — номинальное напряжение ВЛ, кВ; / —
наибольшая стрела провеса, м; Ь — расстоя-
ние между проводами по вертикали, м.
Эта проверка производится только в I
и II районах по интенсивности пляски про-
водов.
При выборе расстояний между провода-
ми во II и III районах по интенсив-
ности пляски для линий или их участков,
защищенных от поперечных ветров релье-
фом местности, лесным массивом, построй-
ками или сооружениями, высота которых
составляет не менее 2/3 высоты опор, реко-
мендуется принимать I район вместо II и II
район вместо III.
На опорах всех типов горизонтальное
смещение проводов не требуется, если рас-
стояние между проводами по вертикали пре-
вышает 0,8/ + U/250 при одиночных прово-
дах и / + U/250 при расщепленных прово-
дах, где/ — наибольшая стрела провеса про-
вода, соответствующая габаритному пролету;
U — номинальное напряжение ВЛ.
Существуют пассивные и активные ме-
роприятия для борьбы с пляской проводов
и тросов.
К пассивным мероприятиям относятся:
соответствующий выбор расстояний
между проводами и между проводами и
тросами, который либо исключает, либо
снижает до минимума схлестывание;
устройство узлов крепления проводов и
тросов к опорам и отдельных элементов
линейной арматуры, обеспечивающих необ-
ходимую шарнирность в вертикальной и
горизонтальной плоскостях при перемещении
проводов и тросов во время пляски;
укрепление шлейфов на анкерных опорах,
препятствующее их приближению к травер-
сам опор при пляске проводов.
К активным мероприятиям относятся:
плавка гололеда на проводах и грозо-
защитных тросад или профилактический их
нагрев электрическим током (см. § 8.11),
которые устраняют возможность интенсив-
ной пляски проводов при образовании одно-
стороннего гололеда;
применение междуфазных упругих'изоли-
рующих распорок из полимерных материалов
и из фарфора, которые устанавливаются по
2 — 4 шт. в каждом пролете на участках
ВЛ, где наблюдается интенсивная пляска
проводов (рис. 8.40);
применение различных механических уст-
ройств, ограничивающих пляску проводов:
маятниковых демпферов (расстраивающих
маятников), изменяющих частоту крутиль-
ных колебаний проводов и ограничиваю-
я) 10м Юм S)
Рис. 8.40. Схемы установки междуфазных
изолирующих распорок:
а — две распорки на пролет; 6 — четыре распорки
на пролет; / — распорки; 2 — провода

щих возможность появления интенсивной
пляски, спиральных демпферов из пласти-
ковых материалов, одеваемых на провод
на длине до 20% пролета, гидравлических
демпферов, эксцентричных грузов и др.;
применение аэродинамических демпфе-
ров (стабилизаторов) в виде различной фор-
мы обтекателей, устанавливаемых на про-
водах, цилиндров большого диаметра с от-
верстиями, профилированных пластин, подве-
шиваемых в пролетах ВЛ под проводами
и др.; «р.
снятие (демонтаж) распорок на ВЛ с рас-
щепленными фазами из двух и четырех
проводов с одновременным вертикальным
смещением соседних проводов пучка по отно-
шению друг к другу.
Практическое применение в СССР нахо-
дят:
плавка гололеда и профилактический
нагрев проводов электрическим током;
установка междуфазных изолирующих
упругих распорок из полимерных материа-
лов на ВЛ 35-220 кВ;
плоские аэродинамические пластмассо-
вые обтекатели, разработанные ВНИИЭ, за-
крепляемые на отдельных участках провода
в пролете длиной около 1/3. длины про-
лета;
крутильные гасители, разработанные
Союзтехэнерго, которые устанавливаются на
одиночных проводах и тросах по концам
пролета с помощью специальных зажимов.
В ряде энергосистем разрабатываются
и проходят экспериментальную проверку
другие конструкции гасителей пляски как
для одиночных, так и для расщепленных
проводов в фазе. Информация о них может
быть получена во ВНИИЭ, который является
головным по разработке методов борьбы с
пляской проводов.
На ВЛ с расщепленными фазами наблю-
дается особый вид колебаний проводов на
участках между дистанционными распорками,
связанный с экранированием одного из про-
водов другим при воздействии ветра на
провода, расположенные в одной горизон-
тальной плоскости. Этот вид колебаний
называют субколебакиями проводов расщеп-
ленной фазы. По амплитудам и частотам
субколебания занимают промежуточное по-
ложение между вибрацией и пляской про-
водов. Амплитуда субколебаний может дости-
гать от 5 — 6 см до нескольких десятков
сантиметров, а период — от 0,2—0,5 до 1 — 2 с
при достаточно больших скоростях ветра.
Субколебания могут приводить к повреж-
дениям проводов в результате их соударе-
ний между дистанционными распорками и к
усталостным повреждениям самих распорок,
детали которых могут истираться и разру-
шаться от длительного воздействия субколе-
баний проводов.
По зарубежным данным отношение го-
ризонтального расстояния между проводами
расщепленной фазы к диаметру проводов,
уменьшающее вероятность появления суб-
колебаний, должно быть не менее 20. По
опыту работы ВЛ 500 и 750 кВ в СССР,
на которых применена групповая схема
установки дистанционных распорок, указан-
ное отношение может быть уменьшено до
12-13.
В случае появления на действующих
линиях субколебаний проводов, сопровож-
дающихся повреждением проводов или ди-
станционных распорок, следует с привлече-
нием ВНИИЭ пересмотреть схему установки
дистанционных распорок, уменьшив расстоя-
ния между распорками, или заменить их на
другую, более совершенную конструкцию
распорок-гасителей.
8.11. ПЛАВКА ГОЛОЛЕДА
И ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЙ НАГРЕВ
ПРОВОДОВ И ТРОСОВ ДЛЯ БОРЬБЫ
С ГОЛОЛЕДОМ
Плавку гололеда рекомендуется пре-
дусматривать на проводах ВЛ напряжением
до 220 кВ включительно, проходящих в IV
и особых районах по гололеду, а также
в районах с интенсивной и частой пляской
проводов.
Плавку гололеда на грозозащитных тро-
сах следует осуществлять в тех случаях,
когда возможно сближение освободившихся
от гололеда проводов и грозозащитных
тросов, покрытых гололедом.
На ВЛ 330 кВ и выше в IV и осо-
бых районах по гололеду, а также на ВЛ
35 — 220 кВ в III районе по гололеду плавка
гололеда на проводах и тросах может быть
предусмотрена только на основании резуль-
татов технико-экономических расчетов, пока-
зывающих целесообразность такой плавки
гололеда.
Количество и расположение устройств
для плавки гололеда в предприятиях электри-
ческих сетей должны выбираться с таким
расчетом, чтобы плавка гололеда на ВЛ
ПО кВ и выше могла быть обеспечена за
12 ч, а на ВЛ 35 кВ и ниже -за 8 ч.
Как правило, схема плавки гололеда
должна собираться и вводиться в работу в
течение 1 ч после получения команды диспет-
чера.

Если отключение В Л 110—220 кВ для
плавки гололеда приводит к перерыву элект-
роснабжения потребителей, рекомендуется
плавка гололеда с пофазным вьшодом ВЛ
из работы.
Для своевременного выявления образо-
вания гололеда на проводах и грозозащит-
ных тросах и организации плавки гололеда
или профилактического нагрева рекомендует-
ся устанавливать на проводах и тросах
автоматические сигнализаторы гололеда.
Исправность сигнализаторов должна прове-
ряться перед наступлением гололедного се-
зона.
Допустимая температура нагрева прово-
дов при плавке гололеда по условию ме-
ханической прочности принимается:
для алюминиевых и медных проводов
90 в длительном режиме плавки и 120 °С при
повторно-кратковременном режиме;
для сталеалюминиевых проводов — соот-
ветственно 100 и 130 °С, а для проводов
из алюминиевого сплава АЖ, АЖС и АН —
соответственно 80 и 100 "С.
На время плавки гололеда, учитывая
ее относительную кратковременность, мини-
мально допустимые расстояния между про-
водами ВЛ, на которой проводится плавка
гололеда, и землей или пересекаемыми
объектами, могут быть уменьшены на 1 м.
Исходя из минимальных расстояний
определяется допустимая стрела провеса про-
водов, соответствующее механическое напря-
жение в проводе и допустимая температура
нагрева проводов при плавке гололеда или
профилактическом нагреве проводов током.
Определение наибольших допустимых
токов плавки при различных температурах
воздуха и скоростях ветра следует произ-
. водить в соответствии с «Методическими
указаниями по плавке гололеда переменным
током» М 34-70-027-80 (СПО «Союзтех-
энерго», 1983 г.).
Расчетные формулы для некоторых схем
плавки гололеда переменным током приве-
дены в табл. 8.57.
В табл. 8.57 приняты следующие обозна-
чения: /„j, — ток плавки, A; U„ — линейное
напряжение источника питания схемы плавки;
кВ; / — длина участка плавки, км; Z0 —
удельное полное сопротивление трехфазной
линии, Ом/км; Z'D — удельное полное сопро-
тивление заземленного провода, Ом/км;
R-i — сопротивление заземляющего устройст-
ва, Ом; Zom — удельное сопротивление
взаимоиндукции контуров плавки провод—
Таблица 8.57. Рекомендуемые расчетные формулы
Схема
(рис. 8.41)*
б
в — д
е
ж
3
и, к
Способ плавки гололеда
Трехфазное КЗ
Однофазное КЗ
Однофазное КЗ при последовательном
соединении проводов всех фаз по схеме
«змейка»
Двухфазное КЗ без земли
Втречное включение фаз трансформа-
торов
Двухфазное КЗ с землей
Расчетный ток плавки, А
I - U"
Q/sZal)
j VB
]/b(Zal + 2Rl)
I - U'
]/bQZul~2ZaJ + 2R3)
*8?
ПЛ" 2Z0/
r _ Un
ш z0i
I - u'
'nn Zbl + 2R3
* По схеме а ток плавки равен двойному току нагрузки на ВЛ.

if gpffl №*
ii^-- '
"№"
»)
Рис. 8.41. Схемы плавки
гололеда
земля, Ом/км:
^3 + /0,1451g
I»'
(8.9)
где г3 — сопротивление земли, равное
0,05 Ом/км; D3 — глубина возврата тока через
землю, м; D — среднегеометрическое расстоя-
ние между проводами (тросами), м.
Значения токов в сталеалюминиевых
проводах, препятствующие образованию го-
лоледа при различных погодных условиях,
приведены на рис. 8.42.
Значения наибольшего допустимого и
одночасового тока плавки гололеда на стале-
алюминиевых проводах для различных погод-
ных условий приведены на рис. 8.43, а на
стальных тросах — на рис. 8.44.
Соотношения между напряжением источ-
ника питания схемы плавки гололеда на
проводах по способу трехфазного КЗ, про-
тяженностью ВЛ и требуемой мощностью
при допустимых токах плавки приведены
в табл. 8.58.
Соотношения между напряжением источ-
ника питания схемы плавки гололеда на
тросах, протяженностью ВЛ и требуемой
Таблица 8.5Ь. Параметры схемы плавки гололеда по способу трехфазного КЗ
Напряжение
источника
питания. кВ
6
10
35
Ток плавки, А
295-540
375-675
475-830
545-950"
295-540
375-675
475-830
545-950
650-1110
295-400
375-675
475-830
545-950
650-1110
755-1270
Марка провода
АС 50/8
АС 70/П
АС 95/16
АС 120/19
АС 50/8
АС 70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
АС 50/8
АС 70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
АС 185/29
Требуемая
мощность,
MB • А/км
0,06-0,21
0,08-0,27
0,11-0,35
0,14-0,43
0,06-0,21
0,08-0,27
0,11-0,35
0,14-0,43
0,19-0,54
0,06-0,21
0,08-0,27
0,11-0,35
0,14-0,43
0,19-0,54
0,23-0,69
Возможная
длина участка
плавки, км
18-9,8
17,5-9,7
16,0-9,2
14,9-8,5
28,7-15,7
27,7-15,4
25,5-14,6
23,6-13,5
21-12,3
95,5-52,0
92,5-51,5
84,5-48,5
78,7-45,2
70,7-41,4
62,2-37,0

Продолжение табл. 8.S8
Напряжение
источника
питания, кВ ,
ПО
150
220
330
500
Ток плавки, А
375-675
475-830
545-950
650-1110
755-1270
895-1490
545-950
650—.1110
755-1270
895-1490
1095^1700
1095-1700
1270-2040
1460-2330
2190-3400
2540-4080
2920-4660
3580-5960
3810-6120
4380-6990
Марка провода
АС 70/11 '
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
АС 185/29
АС 240/39
АС 120/19
АС 150/24
АС 185/29
АС 240/39
АС 300/39
АС 300/39
АС 400/51
АС 500/64
2 х АС 300/39
2 х АС 400/51
2 х АС 500/64
4х АС 240/39
3 х АС 400/51
3 х АС 500/64
Требуемая
мощность,
MB ■ А/км
0,08-0,27
0,11-0,35
0,14-0,43
0,19-0,54
0,25-0,69
0,34-0,93
0,1,4-0,43
0,19-0,54
0,25-0,69
0,34-0,93 '
0,51-1,23
0,51-1,23
0,66-1,71
0,86-2,18
1,48-3,56
1,94-5,01
2,42-6,16
3,70-10,20
4,4-11,4
5,8-14,7
Возможная
длина участка
плавки, км
231-162
246-153
248-142
223-130
196-116
170-102
337-193
300-176
268-159
232-140
186-120
273-175
244-152
216-136
283-182
250-155
230-144
280-168
250-155
220-138
Примечание. Расчеты выполнены при температуре воздуха минус 5°С и скорости ветра
от 0 до 5 м/с.
Таблица 8.59. Параметры схем плавки гололеда на грозозащитных тросах
Напряжение
источника
питания, кВ
6
10
35
ПО
6
10
35
ПО
6
10
35
ПО
Ток
плавки,
А
90-120
110-160
140-200
Марка
троса
С 35
С 50
С 70
Схема плавки «трос —трос»
Требуемая
мощность,
MB • А/км
41,7-70
45,1-91
51-98
Протяженность
участка
плавки, км
7-5
11-9
39-11
124-98
8-6
13-9
45-33
142-103
9-7
20-11
52-39
162-121
Схема плавки «трос —земля»
Требуемая
мощность,
MB ■ А/км
40,1-67,4
42,7-86
ч.
47,5-^0,9
Протяженность
участка
плавки, км
7-6
12-10
44-35
137-109
8-6
14-10
49-36
155-112
10-7
16-12
56-41 '
175-130
мощностью при допустимых токах плавки
приведены в табл. 8.59.
Значения тока плавки /пл, удельных
активных, реактивных и полных сопротивле-
ний сталеалюминиевых проводов трехфазной
линии (Z0) переменному току приведены в
табл. 8.60.
Значения тока плавки 1т, удельных
активных, реактивных и полных сопротивле-
ний заземленных сталеалюминиевых прово-
дов (Z'o) переменному току приведены в
табл. 8.61.
Значения тока плавки /пл, удельных
активных, реактивных и полных сопротив-
лений стальных проводов и тросов пере-
менному току приведены в табл. 8.62.
Для плавки гололеда на ВЛ 220 кВ
и выше постоянным током используются
установки типа ВУКН, приведенные в
табл. 8.63.

1 2 3 4 S о |/,M/C 20qW
«p.
I, A
200
ZOO
100
i
/!<?;#-
-ie.oG
—s
Ш
Ж.
AC ISO
— Ь>т —■
и-"'
Ш
X
41-
*- r
#
I, Л
F
m?j—
! 8 1
101!
-
—
i'~
^
L.*,
AC,1
-—
?
Z
70
—
ж5
"f1
- ■
.„..
—
-
..--
._
-
—
JM
500
0 1 2 S f 5 5 с, м/с W]i.
f)
AC 95
~2T^
■-*Hifi«*-*"J i
5"
:0
£> 112
6" к, м/с Ш?
да;
q^
AC 120
■J!fk
0 1 2 S t- S в кгм/е
в)
Z.A
ll/f/fi
sue
HOD
?P<i
600
m
we
~
--
_~
i
y,
Mfs
200
100
-*■
—.
- *
—
**
—
AC:.
z
■;>
—
**-•
— .
"■'
*tL
~-
- -
--
—
w
'—
H
— '
сЯ^1
.:
»~
—
-
~
~
<«■
._
~.,
*~~~
"^
•eSS
...
[—H
._
1—
J
-Й
V*
-4r -
~5 -\
fS*^
-r
p»d
—
tJ
1 2 3 f 5' 6 i/, м/с 0 U И И I/, м/с
ж) к)
Рис. 8.42. Токи, препятствующие образованию гололеда в сталеалюминиевых проводах
марок:
а-АС 50; 6 -АС 70; г - АС 120; д - АС 150; е - АС 185; ж - АС 240; з - АС 300; и - АС 400;
к - АС 500

S»J»VSB\ 2W30035D 5,Ш*
70 ПО № aj
Рис. 8.43. Наибольшие допустимые и одночасовые токи плавки гололеда на сталеалю-
миниевых проводах при скоростях ветра:
а — 2 м/с; 6 — 5 м/с; в — 10 м/с; одночаеовый ток плавки гололеда с диаметром голо-
ледной муфты D = 6 см; — то же при D = 8 см; —■ — ■ — ■— наибольший допустимый ток
плавки гололеда при D — 6 см
Zftflfk
zoo
■100
0
/
i
*
—
/
V
f
/
/ft
$
/
ff
s
n
и
\
J'
Ф
~~
-IB"
/
t
"=c
,
p
~m
~5
-0
-s
'C~
h»,*
35 SO 70 85 S,m>i
a)
0 Li
■IS 50 70 gS SjtmZ
6)
35 Sff ?0 BS SjMU*
Рис. 8.44. Наибольшие допустимые и одночасовые токи плавки гололеда на стальных про-
водах и тросах с диаметром гололедной муфты D = 6 см при различных скоростях ветра:
о —2 м/с; 6 — 5 м/с; в — 10 м/с; -одночаеовый ток плавки; —- —■ наибольший допу-
стимый ток плавки

Таблица 8.60. Параметры трехфазной лишт
Марка
провода
АС 50/8
АС 70/11
А 95, АС 95/16
А 120, АС 120/1$
А 150, АС 150/24"
АС 185/29 -ь
АС 240/39
АС 240/32
АС 300/48
АС 300/39
АС 400/64,
АС 400/51
АС 500/64
2хАС 300/39
2 х АС 400/51
2 х АС 500/64
4 х АС 240/32
Наибольший
допустимый
ток плавки,
А
540
675
830
950
1110
1270
1490
1490
1700
1700
2400
2330
3400
4080
4660
5960
Активное
сопротивле-
ние при
/ = +20 °С
Ом/км
0,65
0,46
0,34
0,33
0,27
0,21
0,17
0,132
0,130
0,107
0,108
0,080
0,065
0,054
0,040
0,0325
0,0325
Активное
сопротивле-
ние при
/ = 0 °С,
Ом/км
0,598
0,424
0,311
0,302
0,249 ■
0,1935
0,1565
0,1215
0,1195
0,0985
0,0995
0,0735
0,0598
0,0497
0,0368
0,0299
0,0299
Среднее
геометри-
ческое
расстояние
между
фазами, м
3
3
4
4
4
4
5
5
5
6
7
8
9
5
6
7
8
9
5
6
7
8
9
5
6
7
8
9
6
7
8
9
6
7
8
9
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Реактивное
сопротивле-
ние, Ом/км
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,392
0,404
0,414
0,422
0,429
0,392
0,404
0,414
0.422
0,429
0,383
0,394
0,404
0,413
0,421
0,379
0.390
0,399
0,408
0,415
0,288
0,297
0,306
0,313
0,282
0,292
0,300
0,308
0,258
0,268
0,276
0,284
0,262
0,268
0,273
0,278
0,282
0,287
Полное
сопротивле-
ние трех-
фазной
линии,
Ом/км
0,718
0,583
0,508
0,502
0,471
0,444
0,43
0,418
0,417
0,403
0,415
0,424
0,433
0,439
0,403
0,415
0,424
0,433
0,439
0,390
0,400
0,410
0,418
0,427
0,382
0,394
0,402
0,411
0,418
0,290
0,300
0,308
0,314
0,283
0,293
0,301
0,308
0,258
0,267
0,276
0,284
0,263
0,269
0,274
0,279
0,283
0,288

Продолжение табл. 8.60
Марка
провода
3 х АС 400/5.1
3 х АС 500/64
Наибольший
допустимый
ток плавки,
А
6120
6990
Активное
сопротивле-
ние прн
г= +20 "С,
Ом/км
0,0267
0,0217
Активное
сопротивле-
ние при
г = 0°С,
Ом/км
0,0246
0,020
Среднее
геометри-
ческое
расстояние
между
фазами, м
10
11
12
13
10
11
12
13
14
15
Реактивное
сопротивле-
ние, Ом/км
0,277
0,283
0,288
0,293
0,298
0,303
0,275
0,281
0,286
0,291
0,296
0,300
Полное
сопротивле-
ние трех-
фазной
линии,
Ом/км
0,278
0,284
0,289
0,294
0,299
0,304
0,276
0,282
0,287
0,292
0,297
0,301
Примечание. Значения наибольшего допустимого тока славки по схеме трехфазного КЗ
даны для условий погоды: температура воздуха минус 5 °С, скорость ветра 5 м/с.
Таблица 8.61. Характеристики заземленных проводов
Марка
провода
АС 50/8
АС 70/11
А 95
АС 95/16
А 120
А 120/19
А 150
АС 150/24
АС 185/29.
АС 240/39
АС 240/32
- АС 300/48
АС 300/39
АС 400/64
АС 400/51
АС 500/64
2АС 300/39
2АС 400/51
2АС 500/65
2АС 300/39
2АС 400/51
2АС 500/64
4АС 240/32
ЗАС 400/51
ЗАС 500/64
Наибольший
допустимый
ток плавки,
А
540
657
830
830
950
950
1110
1110
1270
1490
1490
1700
1700
2040
2040
2330
3400
4080
2330
3400
4080
4660
5960
6120
5990
Суммарное
активное
сопротивле-
ние провода
и земли,
Ом/км
0,648
0,474
0,361
0,362
0,299
0,299
0,244
0,244
0,207
0,172
0,170 ■
0,149
0,150
0,124
0,124
0,110
0,100
0,082
0,110
0,100
0,082
0,080
0,080
0,075
0,070
Реактивное сопротивление,
Ом/км, при глубине
возврата
гока через
землю, м
500
0,755
0,744
0,739
0,734
0,716
0,711
0,709
0,705
0,698
0,690
0,690
0,682
0,685
0,673
0,676
0,670
0,560
0,555
0,670
0,560
0,555
0,552
0,506
0,52- -
0,517
1000
0.799
0.788
0,780
0,777
0,760
0,755
0,752
0,749
0,741
0,734
0,734
0,726
0,729
0,717
0,720
0,713
0,609
0,599
0,713
0,609
0,599
0,596
0,550
0,465
0,561
Полное сопротивление
заземленного провода,
Ом/км, при глубине возвра-
та тока через землю, м
500
0,995
0,882
0,822
0,814
0,776
0,771
0,749
0,746
0,728
0,712
0,711
0,698
0,701
0,684
0^687
9,679
G?S69
0,562
0,679
0,569
0,562
0,558
0,512
0,525
0,522
1000
?,029
0,920
0,860
0,858
0,817
0,812
0,790
0,788
0,771
0,734
0,754
0,741
0,744
0,727
0,730
0,722
0,612
0,605
0,722
0,612
0,605
0,601
0,556
0,569
0,566
Примечания: 1. Значения наибольшего допустимого тока плавки по схеме однофазного КЗ
даны для условий погоды: температура воздуха минус 5 "С, скорость ветра 5 м/с.
2. Сопротивление земли принято равным 0,5 Ом/км.

Таблица 8,62. Характеристики стальных проводов и тросов в схемах плавки гололеда
Марка
провода
С 35
С 50
С 70
Наиболь-
ший до-
пустимый
ток плав-
ки, А
90
100
ПО
120 «р.
по +
120
130
140
150
160
140
150
160
170
180
190
200
Активное
сопротивле-
ние при
t = 20eC,
Ом/км
5,15
5,05
4,97
4,89
3,62
3,59
3,56
3,53
3,5
3,48
2,36
2,34
2,32
2,26
2,22
2,21
2,19
Активное
сопротивле-
ние при
г = 0ЧС,
Ом/км
4,53
4,44
4,37
4,3
3,18
3,16
3,14
3,1
3,08
3,06
2,08
2,06
2,04
1,99
1,96
1,95
1,93
Внутрен-
нее реак-
тивное
сопротив-
ление,
Ом/км
1,55
1,48
1,43
1,39
1,09
1,06
1,02
0,99
0,95
0,95
0,73
0,73
0,72
0,71
0,71
0,7
0,69
Внешнее реактивное
сопротивление
провода (троса),
Ом/км
зазем-
ленного
0,786
0,786
0,786
0,786
0,774
0,774
0,774
0,774
0,774
0,774
0,759
0,759
0,759
0,759
0,759
0,759
0,759
незазем-
ленного
0,446
0,446
0,446
0,446
0,434
0,434
0,434
0,434
0,434
0,434
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5 ■
0,5
0,5
Полное сопротив-
ление провода
(троса). Ом/км
зазем-
ленного
5,15
5,03
4,95
4,86
3,73
3,7
3,66
3,6
3,58
3,55
2,6
2,6
2,56
2,51
2,48
2,46
2,45
незазем-
ленного
4,95
4,83
4,76
4,67
3,53
3,5
3,46
3,41
3,38
3,36
2,42
2,41
2,38
2,33
2,3
2,29
2,27
Примечания: 1. Полное сопротивление определено с учетом сопротивления земли, равного
0,05 Ом/км.
2. Значения наибольшего допустимого тока плавки даны для температуры воздуха минус 5 "С
и скорости ветра 5 м/с.
3. При определении реактивного сопротивления незаземленных тросов принято, что расстояние
между тросами (при двух тросах на ВЛ) марок С 35, С 50 и С 70 равно соответственно 3,6; 4,5 и 17,2 м.
Таблица 8.63. Характеристики уставовок типа ВУКН для плавки гололеда постоянным
током
Основные параметры
Напряжение установки, кВ
Номинальный ток, кА
Мощность, МВт
Число выпрямительных блоков в
установке, шт.
Номинальное напряжение питаю-
щей сети, кВ
Наибольшее длительно допусти-
мое напряжение сети, кВ
Габариты, м:
ширина
длина
высота
ВУКН-1200-8000,
тип I
8
1,2
9,6
1
6
7,2
3,0
0,97
2,5
ВУКН-1200-14000,
тип II
14
1,2
16,8
1
10
12,0
3,0
0,97
2,5
ВУКН-1600-14000,
тип III
14
1,6
22,4
1
10
12,0
3,4
0,97
2,5
Примечания: 1. Установки для плавки гйлоледа типа ВУКН выпускались по ТУ-16-529.781—73.
2. Допустимые перегрузки по току (до 1 мин) составляют 1,25 и 1,4 номинального значения.
При больших перегрузках агрегаты должны автоматически отключаться.
3. Для увеличения мощности и тока плавки агрегаты ВУКН I—III типов могут соединяться
параллельно до трех в одной группе, а также последовательно — два агрегата или две упомянутые
группы.
4. Наиболее широко для плавки гололеда постоянным током могут быть использованы схемы
фаза—фаза (провод—провод) и фаза—две фазы (провод—два провода).

8.12. ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТЫ
ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
Внешние нормативные нагрузки от голо-
леда и ветра, действующие на провода и
тросы линии, определяются в зависимости'
от. климатических условий местности, где
расположена трасса ВЛ. Для расчетов, как
правило, используются удельные (приведен-
ные) нагрузки, т. е. нагрузки в ньютонах,
отнесенные к 1 м длины и 1 мм2 сечения
провода или троса. В ряде случаев могут
использоваться удельные нагрузки на 1 м
длины провода или троса. Значения удель-
ных нагрузок целесообразно заблаговремен-
но вьшисать в таблицы из проектов ВЛ
или подсчитать по соответствующим фор-
мулам.
Расчеты стрелы провеса провода или
троса (кроме больших переходов) могут
дроизводиться по формуле
1 to'
(8.10)
где / — стрела провеса, м; I — длина про-
лета, в котором определяется стрела про-
веса, м; у — удельная нагрузка, Н/(м-мм2);
с? — напряжение в проводе или тросе, Па.
При расчете стрел провеса на больших
переходах следует пользоваться формулой
у3/4
/=*£- +
J 8а 384cf3 '
а также приближенной формулой
yJL
8cf'
/ = (1,0135 ~ 1,016)
(8.11)
(8.12)
Длина провода в пролете L определяет-
ся по- формуле
L = l +
/V 8f2
^V или L = / + S> (8.13)
24a2 3/
Для определения напряжений и стрел
провеса провода или троса при изменении
атмосферных условий и внешних нагрузок
пользуются уравнением состояния провода:
ы
Pyl «
—^(t„~tn), (8.14)
" 24j3c2 " 24j3a2 j3
где am, yn и tm — напряжения, удельная
нагрузка и температура воздуха при началь-
ных атмосферных условиях; ат у„ и t„ —
то же при измененных .атмосферных усло-
виях; а — коэффициент температурного ли-
нейного удлинения провода или троса; fi -<■
коэффициент упругого удлинения провода.
Зная напряжение в проводе или тросе
при одной нагрузке и температуре, по урав-
нению состояния провода можно найти на-
пряжение в проводе или тросе при других
нагрузках и температурах.
В ряде случаев необходимо знать эксплуа-
тационный запас прочности проводов или
тросов, который определяет надежность их
работы в эксплуатации. Эксплуатационный
запас прочности показывает, во сколько раз
разрушающая (предельная) внешняя нагрузка
(без учета собственной массы) больше наи-
большей внешней нормативной нагрузки, и
определяется по формуле
п,=
(8.15)
где ув — удельная нагрузка, вызывающая
обрыв провода или троса; унб — наиболь-
шая внешняя нормативная нагрузка; значе-
ние ув может быть определено по формуле
Та'
>вр
'24ев ун6
I2
°%я,''
(8.16)
здесь ев — относительное удлинение проводов
при разрушающей нагрузке, определяемое
при испытаниях проводов и тросов на разрыв;
ствр = 0,9ствр — временное сопротивление с
учетом ослабления проводов и тросов в
местах закрепления в натяжных зажимах;
унб — наибольшая нормативная удельная на-
грузка на провод или трос; сдсш — до-
пустимое нормативное напряжение в проводе
или тросе. "*
Для расчетов проводов и тросов в про-
летах с разными высотами точек их под-
веса вычисляются эквивалентные пролеты.
Различают большой и малый эквивалент-
ные пролеты. Большой эквивалентный про-
лет /ЭК1 — это длина условного пролета, в
котором высота подвеса провода одинакова
и равна большей высоте подвеса провода.
Малый эквивалентный пролет 1ж2 — это дли-
на условного пролета, в котором высота
подвеса одинакова и равна меньшей высоте
подвеса провода:
yl
'эк? ~ I —
2 Ah о
у/ '
(8.1.7)
(8.18)
где Ли — разность высот точек подвеса про-
вода, м; а — напряжение в проводе при
данных условиях, Па. Для данного конкрет-
ного пролета ВЛ значения эквивалентных
пролетов изменяются в зависимости от ат-
мосферных условий (внешних нагрузок).
Для Ah < (0,1 + 0,15)Гможно приближен-

но (погрешность 3 — 4%) принимать в расче-
тах I = /эк.
Весовой и ветровой пролеты определяют
нагрузки, действующие на опоры. Весовым
пролетом ?вес называется полусумма двух
смежных с этой опорой эквивалентных про-
летов \'ж и Гж, приведенных к высоте под-
вески провода на данной опоре:
/ *эк * ^эк
мгеп »
уравнением
или
<?'.
\2~ yl' J \2~ yl"
(8.19)
где Г и Г — длины действительных проле-
тов, смежных с данной опорой.
Ветровым пролетом iBeT называется полу-
сумма двух смежных с опорой действи-
тельных пролетов:
I =Щ1
'вет— «
Для опор, ограничивающих пролеты с
одинаковой высотой точек подвеса провода
или троса, весовой и ветровой пролеты
равны между собой:
I' + I"
1=1= —
*вес 'вет «
Работа проводов и тросов в анкерных
пролетах с разной длиной промежуточных
пролетов определяется значением приведен-
ного пролета 1лр, который вычисляется по
формуле
(8.20)
где <i, i2, I3,..., 1Я — длины промежуточных
пролетов в анкерном пролете.
Зная значение приведенного пролета и
подставляя его в уравнение состояния про-
вода, можно определить напряжения в про-
воде анкерного участка при любых атмосфер-
ных условиях.
Отклонения поддерживающих гирлянд
вдоль и поперек линии на промежуточных
опорах можно определить по условию равно-
весия отклоненных гирлянд изоляторов.
Условие равновесия гирлянды изолято-
ров, отклоненной вдоль линии, выражается
уравнением
\\ + 11 + % + .
h + h + h + ■
■ + е
..+/„'
6 G.+
f)-AT0f.
б2 = 0, (8.21)
а условие равновесия гирлянды изоляторов,
отклоненной поперек линии, выражается
Р(°п + ^f) ~ Рвет1/|2г ~~ Р2 = °'
(8.22)
где 5 и р — соответственно отклонения гир-
лянд изоляторов вдоль и поперек линии, м;
G„ — нагрузка от массы провода на длине
весового пролета, Н; Рвет — давление ветра
на провод на длине ветрового пролета, Н;
Gr — нагрузка от массы гирлянды изолято-
ров, Н; 1Г — длина гирлянды изоляторов, м;
А Г — разность тяжения по проводу в смеж-
ных пролетах, Н.
Эти уравнения в зависимости от постав-
ленной задачи могут быть решены либо
относительно Вир, либо относительно AT
и Рвет.
Отклонение проводов и тросов по длине
пролета определяется значением угла откло-
нения провода ф, который вычисляется по
формуле
sm<p = Y4/Y6, (8.23)
где у4 ~ удельная нагрузка от давления ветра
на провод или трос, Н/(м-мм2); у6 — то же
суммарная от массы провода или троса и
давления ветра, Н/(м-мм2).
Отклонение провода или троса Сх в лю-
бой точке пролета для линий с подвесными
изоляторами между промежуточными опора-
ми при незначительной разнице высот точек
подвеса провода или троса на опорах
(А/г/7 ^ 0,02 + 0,05) равно:
Cx = (/x + ysincp, (8.24)
а в пролете между анкерной и промежуточ-
ной опорами
^х — 1 J к + 'г
sm«p,
(8.25)
где fx — стрела провеса провода или троса
на расстоянии х от опоры, м; х — расстоя-
ние от анкерной опоры, м; / — длина про-
лета, м.
Для линий со штыревыми изоляторами
и между анкерными опорами на линиях с
подвесными изоляторами отклонение прово-
да определяется по формуле
Cx = /3Csinip. (8.26)
Если величина разности высот точек
подвеса проводов значительна (Ah/l > 0,05), то
отклонение провода Сх следует определять
более точно по формуле
С* = Спрх + Р, (8.27)
где Спрх = /хsirup; p— отклонение гирлянды
изоляторов поперек линии, м.

8.13. ЗАЩИТА ПРОВОДОВ, ТРОСОВ И
ТРОСОВЫХ ОТТЯЖЕК ОТ КОРРОЗИИ
Дополнительная защита тросов, прово-
дов и тросовых оттяжек опор от коррозии
для продления срока их службы произво-
дится путем обмазки атмосферостойкой за-
щитной смазкой типа ЗЭС (защитная элект-
росетевая смазка).
Техническая характеристика смазки ЗЭС
Внешний вид Мазь без ком-
ков темного
цвета
Температура каплепадения,
°С Не ниже 105
Пенетрация при 25 °С в
пределах ...... 270 — 335
Предохранительная способ-
ность при температуре
50 СС в течение 24 ч. . . Выдерживает
Содержание воды .... Отсутствует
Содержание механических
примесей Отсутствуют
Склонность к сползанию
при температуре 92 °С Выдерживает
Обработку проводов, тросов и тросовых
оттяжек рекомендуется производить после
подвески проводов и тросов перед вводом
линий в эксплуатацию.
Защита проводов производится только в
зонах возможной повышенной их коррозий-
ное™ {морские побережья, химические за-
воды и т. п.).
Возобновление покрытия тросов, про-
водов й тросовых оттяжек смазкой ЗЭС
производится по мере необходимости в зави-
симости от их состояния.
Работы выполняются в соответствии с
«Инструкцией по нанесению антикоррозий-
ных покрытий на грозозащитных тросах,
оттяжках опор и проводах воздушных линий
электропередачи напряжением 35 кВ и выше»,
утвержденной^ Главтехуправлением Мин-
энерго СССР 19.12.83 г.
Нанесение антикоррозийного покрытия
производится с помощью специально изго-
товляемых аппаратов, характеристики кото-
рых приведены в табл. 8.64.
Бригада в составе электромонтеров,
указанном в. Инструкции, за полный рабо-
чий день может произвести смазку на ВЛ
10—12 км троса или оттяжек на 6 — 7 опо-
рах.
Полученные с завода смазки следует до-
вести до рабочей вязкости путем добавления
при перемешивании и пропускания через
краскотерку бензина-растворителя (уайт-спи-
рита). Для смазки тросов и проводов на
1 кг смазки добавляют 0,4 кг растворителя,
а для смазки тросовых оттяжек — 0,3 кг.
Расход смазки на 1 км троса сечением
70 мм2 20—25 кг, для проводов и тросов .
других сечений расход смазки подсчитывается
пропорционально площади их сечения.
Таблица 8.64. Аппараты для иаиесения смазок на провода н тросы
Характеристика
Диаметр смазываемых проводов
и тросов, мм
Длина смазываемого участка, м
Вместимость резервуара под смаз-
ку, кг
Размеры, мм:
без противовеса
с противовесом
Масса, кг:
без смазки и противовеса
со смазкой и противовесом
АСТ-3
9-13
500
16
—
800 х 250 х 390
800x250x1000
9,6 ■
30
Тип аппарата
АСТ-4*
9-13
500
22
_ ;i
1000x250x4205,
1000 х 250 х1000
12,8
3*
АСТО
15-17
40-50
8
500x150x150
—
—
6
14
* Аппарат рассчитан на проход через соединители длиной до 300 и диаметром до 30 мм.

8Л4. ЛИНЕЙНАЯ ИЗОЛЯЦИЯ
Таблица 8.65. Количество изоляторов в однонеиных поддерживающих гирлнидах ВЛ на
металлических и железобетонных шорах в условиях чистой атмосферы (с обычными
полевыми загрязнениями)
Тип
ПФ6-А (П-4,5)
ПФ6-Б (ПМ-4,5) ,
ПФ70-В (ПФ6-В)ЧГ
ПФ16-А
ПФ20-А
ПС6-А (ПС-4,5)
ПС70-Д (ПС6-Б)
ПСД70-ДМ
ПС-11 (ПС-8,5)
ПС120-Б (ПС120-А)
ПСВ120-А
ПС160-В (ПС160-Б)
ПС210-Б (ПС22-А)
ПСК210-А
ПСЗОО-Б
пскзоо-к
ПС400-А
Количестве
6-10
1
1
1
-
-г-
1
1
1
-
-
-
-
-
-
-
-
—
20
3
3
3
-
-
з
3
3
-
-
-
-
-
-
-
-
—
) изоляторов, шт., при номинальном напряжении
35
■з
3
3
-
-
3
3
3
-
- .
-
-
-
-
-
-
—
по
7
7
7
-
-
8
8
6
-
_
-
-
-
-
-
-
_
150
10
10
10
-
-
11
10
9
-
-
-
-
-
-
-
-
—
220
14
15
14
13
11
16
15
12
14
15
12
13
-
-
-
-
—
330
19
20
19
17
14
22
20
17
19
20
16
17
16
13
16
13
—
500
_
-
-
25
21
31
29
24
27
28
23
25
23
19
20
18
—
750
-
-
-
_
_
-
-
-
41
43
35
37
35
29
31
27
29
ВЛ, кВ
1150
-
-
-
-
-
-
-
-
~
73(77)
58(61)
63(67)
57(60)
47(50)
56(59)
45(47)
49(51)
Примечания: 1. Количество изоляторов определено в соответствии с «Инструкцией по про-
ектированию изоляции в районах с чистой и загрязненной атмосферой» (И34-70-009-83) и удельной
длиной утечки:
для'ВЛ 6-20 кВ-2,2 см/кВ;
для ВЛ 35 кВ - 1,9 см/кВ;
для ВЛ 110-220 кВ - 1,6 см/кВ;
для ВЛ 330-1150 кБ- 1,5 см/кВ.
2. Для ВЛ напряжением до 220 кВ включительно с деревянными опорами количество изоляторов
принимается на один меъьше, чем указано в таблице.
3. Коэффициенты запаса прочности изоляторов должны быть не менее 2,7 при наибольшей
нагрузке, 5 при среднеэксплуатационной нагрузке, 1,8 и 2,0 в аварийном режиме соответственно
для ВЛ 3—300 и 400—1150 кВ по отношению к гарантированной прочности изоляторов.
4. Количество изоляторов всех типов в натяжных гирляндах ВЛ напряжением до 110 кВ вклю-
чительно следует увеличивать на один изолятор по сравнению с поддерживающими гирляндами.
5. В двухцепных поддерживающих гирляндах ВЛ 330 кВ и выше количество изоляторов в каждой
цепи увеличено на 5 % по сравнению с указанным й таблице.
Для V-образных поддерживающих гирлянд ВЛ 1150 кВ количество изоляторов принимается
на два-три больше, чем для обычных вертикальных гирлянд (указано в скобках).
6. На переходных спорах высотой более 40 м количество изоляторов в гирляндах следует
увеличивать по сравнению с принятым на остальных опорах данной ВЛ аа один изолятор на каждые
10 м высоты опоры сверх 40 м.

Продолжение табл. 8.65
7. Приведенное в таблице количество изоляторов дано для ВЛ ПО кВ и выше, проходящих на
высоте, до 1000 м над уровнем моря. Для ВЛ, проходящих на высоте более 1000 м иад уровнем
моря, количество изоляторов в гирляндах следует определять по удельной длине пути утечки
изоляции, которую следует увеличить:
при высоте от 1000 до 2000 м — на 5 %;
более 2000 до 3000 м - на 10 %;
более 3000 до 4000 м-на 15%.
Количество подвесных и тип штыревых изоляторов для ВЛ 6—35 кВ выбираются независимо
от высоты над уровнем моря.
8. Типы и количество изоляторов для ВЛ, проходящих в местах, где изоляция подвержена
загрязнению (солончаки, соленые озера, промышленные предприятия, берег моря н т.п.), должны
выбираться с учетом местных условий на основании действующей «Инструкции по проектированию
изоляции в районах с чистой и загрязненной атмосферой» (И34-70-009—83), а также на основании
результатов опыта эксплуатации или специальных исследований изоляции ВЛ в данном районе.
Для выделения зон с повышенной степенью загрязненности атмосферы (СЗА) должны быть
разработаны карты уровней изоляции для данного района. Эти карты разрабатываются в соответствии
с указаниями упомянутой инструкции.
9. Изоляторы типов ПСД70-ДМ и ПСВ120-А применяются в основном в районах с загрязненной
атмосферой.
10. В таблице в скобках даны названия старых аналогичных типов изоляторов, снятых с произ-
водства, или количество изоляторов для миогоцепных гирлянд.
Таблица 8.66. Количество подвесных изоляторов и гирляндах для крепления шин
в распределительных устройстнах (РУ) для условий чистой атмосферы (с обычными полевыми
загрязнениями)
Тип
ПФ6-Б (ПМ-4,5)
ПФ70-В (ПФ6-В)
ПС6-А (ПС-4,5)
ПС70-Д (ПС6-Б)
ПСД70-ДМ
ПС120-Б (ПС120-А)
ПСВ120-А
Количество изоляторов, шт.,
20
3
3
4
4
4
-
35
5
4
5
5
4
-
ПО
8
8
9
8
6
-
при номинальном напряжении PY, кВ
150
ю
10
11
11
9
-
220
15
15
16
16
13
15
13
330
21
21
23
22
19
21
17 3
*
500
30
30
35
32
27
30
?24
750
—
44
-
48
-
43
35
1150
—
- ,
-
-
73
58.
Примечания: 1. Для РУ 20—35 кВ количество изоляторов определено, исходя из удельной
длины пути утечки изоляции, равной соответственно 2,2 — 1,9 см/кВ, для РУ 110—220 кВ-
1,6 см/кВ, а для РУ 330—1150 кВ — 1,5 см/кВ, и наибольшего рабочего напряжения с учетом
коэффициента формы изоляторов.
2. Коэффициент запаса прочности изоляторов должен быть не менее 4 по отношению к раз-
рушающей электромеханической нагрузке.
3. См. примечания 7 —10 к табл. 8.65.

/y_i
J4———■
«^ 1
—С.-г-
i
8)
И
#
я
^JL.
\
-к J
А
> н ELS
)
!
и
71
f^u-fi
/ С
^ /
•^ . ,—,—
К
jft^s
'6Р
ам»
Рис. 8.45. Эскизы линейных изоляторов

Таблица 8.67. Характеристики линейных изоляторов
Тип
ГОСТ или ТУ
Рис.
8.45
Основные размеры, мм
Н
В
Я
ельная
Строит
Q
пор
ч
m
Р.
Днамет
Чз
ржня
с
Днамет
I
еч»
£
в
>^
Длина
стромехани-
i, не менее
4 м
и £■
а р.
§«
Э
I
Р- а-
Ю
X
оа
Ы
«г
ряж
й
к
о
к
Пробив
менее
Выдерживаемое
напряжение, кВ
Одноминут-
ное при
50 Гц,
не менее
хом
состо-
янии
под
дож-
дем
Импульсное
1%-ное раз-
рядное напря-
жение при
волне 1,2/50
мкс, не менее
+
-
8
О
ю
кг, не
Ь
е
В III
с*>
Масса
Подвесные изоляторы из закаленного стекла (ГОСТ 6490—83*Е)
ПС40 (эксперимен-
тальный)
ПС70-Д
(ПС6-Б, ПС-4,5)
(ПС6-В)
(ПС120-А)
ПС120-Б
(ПС160-Б)
ПС160-В
(ПС210-Б)
ПСК210-А
ПС210-В
(ПС300-Б)
ПСКЗОО-К
псзоо-в
ПС400-А
(ПФ6-А, П-4,5)
ПФ70-А
Проект ТУ
ТУ 34-27-10874-84
ТУ 34-27-10875-84
ТУ 34-27-10730-84
ТУ 34-27-10882-84
ТУ 27-292-85
ТУ 34*27-10865-84
ТУ 27-291-85
ТУ 34-27:10866-84
ТУ 34-270090-78-84
110 + 3,5
127 + 4
или
146+4
130
120
146 + 4
146+4
170
146 + 4
170+5
170+5
155 + 5
170+5
195
175±|
195 + 6
200±|
арфоровые
167 '
170+5
или
127±4
255 + 2
255
320
260 + 2
255 + 2
280
280 + 2
320 + 2
410 + 4
300 + 2
320 + 2
450+j
320 + 2
390 ±3
НЗОЛЯТО]
270
310 + 6
175+Ь
11
16
16
16
16
16
20
20
20
20
20
24
24
24
28
16
16
185 + 9
303+13
295
300
340+15
320+14
368
370+15
385+ 10
410+10
370+15
420
457±17
370±15
467-17
40
70
60
60
120
120
160
160
210
210
210
300
300
300
400
100
130
90*
90*
130
130
130
130
130
130
130
130
130
130
130
-
-
65
65
—
—
—
—
i
—
—
—
—
_
30
40
40
40
45
45
35
—
40
_
_
50
—
_
—
70
90
105
74
ПО
100
100
ПО
ПО
90
ПО
120
85
130
125
74
100
107
72
ПО
100
115
115
115
90
ПО
115
90
130
120
83*Е)
285
318+14
60
70
ПО*
130
60
32
125
90
130
90

Продолжение табл. 8.67
Тип
ГОСТ или ТУ
Рис.
8.45
Основные размеры, мм
н
о
в
сч
<•*
■я
Строят
Q
та
Р.
3 ИЗОЛЯТ
Диамет
43
i
в
Диамет
1
В
пути утеч
Длина
стромехани-
rl, не менее
Разруш
ческая
■а
в
в
ное напр
Пробив
менее
Выдерживаемое
напряжение, кВ
Одноминут-
ное при
* 508"Тц,
не' менее
хом
состо-
янии
под
дож-
дем
Импульсное
1 %-ное раз-
рядное напря-
жение при
волне 1,2/50
мкс, не менее
-V-
-
5J
О
Hi
X
t-
о
м
Масса j
(ПФ6-Б, ПМ-4,5)
ПФ70-В
(ПФ6-Б)
(ПФЕ-11)
(ПФ16-А)
(ПФЕ-16)
ТУ 34-27-10960-85
140
146+4
140
183
173
194
270
270±]
270
320
280
350
16
16
16
20
20
20
280
340± 10
325
385
385
420
60
70
60
145
160
200
100*
130
100*
125*
135
125
60
—
60
68
—
68
32
—
32'
40
40
44
125
ПО
125
—
105
130
130
ПО
130
—
!05
135
Подвесные изоляторы для райснов е повышенным уровнем загрязнения (ГОСТ 6490—83* н ГОСТ 21799-83)
(ПФГ-5, ПР-3,5)
(ПФГ6-А, НС-2)
ПФВ70-А
(ПФГ60-Б)
(ПСГ70-А)
ПСД70-ДМ
(ПСГ6-А)
(ПСГ12-А)
ПСВ120-А
ПСВ120-Б
ПСГ-16
ТУ 34-27-10879-84
ТУ 34-27-10878-84
ТУ 34-270090-60-84
Проект ТУ
ж
з
и
и
к
к
м
м
д
д
м
196
198
127
125
127 ±4
127+4
130
137
146 + 4
127 + 4
166
250
270
270
270
270+3
270 + 2
270
300
300 + 2
300+2
345
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
20
450
470
375
375
410+16
411-16
400
425
430±|7
390+ 16
495
50
60
70
60
70
70
60
120
120
120
160
ПО*
ПО*
130
130
130
130
95*
90*
130
130
130
95
100
—
—
—
—
85
85
—
—
92
41
45
40
40
40
40
50
50
—
—
50
—
190
115
115
125-
125
135
125
ПО
125
—
-
173
ПО
ПО
120
120
128
119
ПО
125
—

Штыревые фарфоровые изоляторы (ГОСТ 1232—82Е)
(ШФ10-Б, ШЖБ-10)
ШФ10-Г
(ШФ20-А, ШД-20)
ШФ20-В
(ШФ35-А, ШД-35)
ШФ35-Б
(ШС10-А)
(ШС10-В)
ШС10-Г
ГОСТ 22862-77*Е
с изменением № 1
ГОСТ 22863 -77*Е
120
140
о
о
и
и
199
184
287
285
212
140
185
175
267
310
34/
32,5
31,3/28
38/36
33/28
50/48
47/44
315
265
410
385
402
700
14
12,5
2Q
13
30
10
100*
140
ПО
160
106
200
75
65
86
85
120
135
40
40
57
57
80
90
50
95
125
—
200
112
-
—
—
230
Штыревые стеклянные изоляторы высоковольтные (ГОСТ 1232—82Е)
ТУ 34-27-4826-76
Р
Р
Р
ПО
120
145 + 3
150
230
160+3
32/36
32/36
31,6/28
210
315
265
14
14
12,5
78
105
130
60
70
55
34
45
35
90
90
80
—
80
Штыревые стеклянные взоляторы низковольтные (ГОСТ 1232—82Е)
НС-16
НС-18
ГОСТ 9648-80*
ГОСТ 9648-80*
Р
Р
86±2,5
108 ±3
70±2
80 + 3
20/18
22/20
2,8
1,7
3,4
3,4
10,1
12,7
1,4
3,0
2,15
0,35
0,56
)
Примечания: 1. В обозначениях типов изоляторов согласно ГОСТ 6490—83*Е буквы означают: П —подвесной; С — стеклянный; Ф — фар-
форовый; Г — грязестойкий; К — конический; Д —двукрылый; В —с вытянутым вниз ребром; С (второе) — сферический; А, Б, В и т.д. (в конце) —
различные модификации (типоразмеры) данного типа изолятора. Цифры в обозначениях типов подвесных изоляторов показывают электромеханическую
разрушающую нагрузку, кН, а в штыревых (кроме низковольтных) — номинальное напряжение ВЛ, кВ.
. 2. Конструкции шапки и стефжн* изоляторов обеспечивают нормальное шарнирное зацепление в соответствии с стандартом СЭВ 170—85.
3. В скобках даны старые обозначения изоляторов. Изолятор ШС10-В снят с производства из-за недостаточной надежности в эксплуатации.
4. В графе «Размер диаметра стержня» для стержневых изоляторов дробью указаны размеры отверстия в изоляторе для крюка или штыря.
5. Значения пробивного напряжения даны для испытаний в изоляционной среде с удельным сопротивлением 106 — 108 Ом ■ м, а значения, отмеченные звез-
дочкой, — в трансформаторном масле.
6. Отношение пробивного напряжения к выдерживаемому напряжению для штыревых стеклянных изоляторов в сухом состоянии не должно быть мевее 1,8.
7. Вероятность безотказной работы изоляторов разных типов составляет 0,997—0,999 и указывается в соответствующих ГОСТ и ТУ, что соответствует еже-
годной отбраковке 0,3—0,1% изоляторов в год.
8. Срок службы подвесных изоляторов разных типов составляет 25—40 лет, а для штыревых — 15—20 лет и указывается в соответствующих ГОСТ и ТУ.

Продолжение табл. 8.67
9. Гарантийный срок службы разных типов изоляторов устанавливается в соответствующих ГОСТ и ТУ и составляет для разных изоляторов 2 — 3 года
со дия ввода ВЛ в эксплуатацию. В течение этого срока завод-изготовитель обязуется безвозмездно заменять партии изоляторов, имеющие повреждае-
мость выше оговоренной соответствующими ГОСТ и ТУ.
10. Электрическое сопротивление штыревых .изоляторов типов НС-16 и НС-18 должно быть не менее соответственно 4000 и 5000 МОм.
Таблица 8.68. Распределение напряжения по нормальным (исправным) н дефектным изоляторам в гирляндах при контроле нх
измерительной штангой
Номинальное
напряжение, кВ
линейное
500
330
220
фазное
290
190
127
Количе-
ство
изолято-
ров в
гирлянде,
шт.
26
23
22
20
20
19
18
17
16
14
13
; Состояние
изолятора
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Напряжение, кВ, на изоляторе, номер (считая от траверсы или конструкции)
1
12
6
15
8
16
8
16
8
11
6
11
6
11
6
12
6
12
6
9
4
10
5
2
10
5
14
7
15
7
15
8
9
4
9
4
9
4
10
5
10
5
8
4
8
4
3
8
4
12
6
14
7
14
7
8
4
9
4
9
4
9
4
9
4
7
4
8
4
4
7
3
11
5
12
6
13
6
8
4
8
4
8
4
9
4
9
4
7
3
8
4
5
7
3
11
5
11
5
12
6
7
3
8
4
8
4
8
4
9
4
7
3
7
3
6
6
3
10
5
11
5
12
6
7
3
8
4
8
4
8
4
9
4
6
3
7
3
7
6
3
9
4
10
5
12
6
7
3
7
3
8
4
8
4
9
4
7
3
7
3
8
6
3
9
4
10
4
11
5
7
3
7
3
8
4
8
4
9
4
7
4
8
4
9
6
3
9
4
9
4
11
5
7
3
7
3
8
4
8
4
9
4
8
4
8
4
10
6
3
9
4
9
5
11
5
7
3
8
4
8
4
9
4
10
5
9
4
10
5
11
6
3
9
4
10
5
12
6
7
3
8
4
8
4
10
5
11
5
10
5
12
6
12
7
3
9
4
10
5
12
6
7
3
8
4
9
4
11
5
13
6
11
6
14
7
13
7
3
9
4
11
5
12
6
8
4
9
4
10
5
12
6
14
7
13
7
20
10
14
9
4
10
5
11
5
14
7
8
4
10
5
12
6
14
7
17
8
18
10
15
10
5
11
5
12
6
15
7
9
4
11
5
13
6
16
8
19
9
16
11
5
12
6
13
6
16
8
11
5
12
6
15
7
18
9
22
11
17
12
6
13
6
14
7
17
8
12
7
14
7
18
9
21
11
18
13
6
14
7
15
7
19
9
14
6
17
Я
21
11
19
14
7
15
7
16
8
21
11
16
8
20
10
20
15
7
17
8
18
9
24
12
20
10
21
16
8
19
9
20
10
22
17
9
21
10
23
12
23
18
9
23
12
24
19
10
25
20
11
26
22
11

по
35
65
20
8
7
6
4
3
2
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
Нормальный
Дефектный
8
4
9
4
10
5
4
2
6
3
10
5
6
3
6
3
8
4
3
2
5
3
10
6
5
2
5
2
7
3
5
3
9
5
4,5
2
7
3
9
5
8
5
6,5
3
8,5
5
11
6
8
5
10
6
19
10
10
7
18,5
10
17
30
j
Примечания: ]. Сумма измеренных напряжений по изоляторам гирлянды не должна отличаться от фазного напряжения более чем на + 10% при
металлических и железобетонных опорах и конструкциях и ± 20 % при деревянных. Если сумма- измеренных напряжений по изоляторам гирлянды больше
или меньше указанных выше допусков, это означает, что регулировка искрового промежутка или установка стрелки на нуль измерительной штанги про-
изведены неправильно. Если сумма напряжений по изоляторам гирлянды для отдельных гирлянд окажется меньше фазного напряжения, это означает,
что отбраковка изоляторов произведена неверно, потому что на отдельных забракованных изоляторах не было измерено напряжение из-за плохого
контакта щупов с электродами изолятора (из-за образования корки льда или загрязнения).
2. Приведенные в таблице данные для исправного состояния изоляторов относятся к нормальному распределению напряжения по изоляторам, когда
все изоляторы гирлянд исправные, сухие и не загрязненные. При появлении в гирлянде неисправных дефектных изоляторов распределение напряжения
по изоляторам изменится, и то напряжение, которое сбросил дефектный изолятор, будет передано на соседние изоляторы, что является признаком наличия
в гирлянде дефектных изоляторов. Изоляторы отбраковываются, признаются дефектными, если напряжение на них равно (или менее) приведенным в таб-
лице значениям для дефектного состояния изоляторов.
3. При выравнивании распределения напряжения по изоляторам гирлянд за счет загрязнения, увлажнения и т. п. дефектными следует считать
изоляторы, напряжение на которых менее 50% уточненных на месте измерения значений распределения напряжения по изоляторам.
4. Контроль состояния изоляторов должен производиться при положительных температурах воздуха преимущественно весной или осенью.
После длительной сухой и жаркой погодъг дефектные изоляторы могут держать нормальное напряжение и не отбраковываться при помощи
измерительных штанг или мегаомметра.
5. Если крайние изоляторы гирлянд недоступны для контроля их измерительной штангой (наличие измерительной арматуры и т. п.), то де-
фектные изоляторы могут отбраковываться по увеличению напряжения на соседнем изоляторе более чем на 25% по сравнению с нормальным
напряжением для этого номера HSgpjfongppa ,в гирлянде.
6. Изоляторы, недоступные для' измерения под напряжением при помощи измерительных штанг (на транспозиционных или угловых опорах
и т. п.), рекомендуется в установленные сроки заменять гирляндами, проверенными в лаборатории, или контролировать на месте на отключенной
линии при помощи мегаомметра иа 2,5 кВ либо приложением напряжения от передвижной электролаборатории.
Исправные изоляторы должны выдерживать напряжение 50 кВ на каждый элемент (изолятор) или иметь сопротивление изоляции не менее
300 МОм.
7. Приведенные в таблице распределения напряжения для увеличенного числа изоляторов в гирляндах даны в случае работы изоляторов в
загрязненных зонах.
8. Сроки проверки (измерения) и замены неисправных изоляторов ВЛ 35—500 кВ в районах I и II степени загрязнения установлены решением
Главтехуправления Миизнерго СССР от 09.12.85 №Э-7/85.

Рис. 8.46. Эскизы полимерных изоляторов и конструкций:
1 — стойка опоры; 2 — провод

moo
Рис. 8. 46. Продолжение
Таблица 8.69. Характеристики полимерных изоляторов и изолирующих конструкций
Тип
*
Основные
размеры, мм
и :
т
ai
£аз
5 м
о
6 -
С. «
§
§s»
Б о ш
у щ S
."но
Выдерживаемое
напряжение
коммутационно-
го импульса с
формой волны
250/2500 мкс,
кВ, не менее
в сухом
состоя-
нии
под
дождем
Й S w
»
к
d яра
? 8а
о 8 °
1П К О
Я 2~
1 se
к о ч и
S* в оо
о ю и
Й о'5 5
2 p.g ■*
С u 5 о
Л О* В
™ К о м
Изоляторы
ЛК 70/35
ЛК 70/110-3
ЛК 70/220-3
ЛК 160/220
ЛК 70/330-3
ЛК 160/330
ЛК 300/330
ЛК 160/500
ЛК 300/500
ЛК 160/750
ЛК 300/750
а
а
а
а
а
а
а
а
а
б
б
700
1280
2095
2174
2995
3034
3000
3880
3856
6180
6117
340
980
1784
1847
2675
2690
2596
3530
3430
5380
5190
90/29
90/29
90/29
110/37
90/29
110/37
130/44
110/37
130/44
110/37
130/44
860
26
4950
4930
6850
7240
6930
9600
9140
14480
13870
122
122
122
190
122
190
316
190
316
190
316
210
.518
880
1090
950
1100
820
1310
1310
1550
1550
188
500
850
1090
950
1100
820
1300
1300
1550
1550
40
138
260
350
240
310
390
310
500
412ч
500,
-i.
160
480
950
950
1200
1200
1200
1600
1600
2300
2300
2,5
3,85
6,19
8,7
7,6
12,0
17,1
15,4
21,42
26,75
40,61
Изолирующие междуфазные распорки
РМИ 110-2
РМИ 220-2
РМИ 110-К
в
в
г
2700-
4850
5500-
7000
1500
2530
3726
1307
90/29
110/37
90/29
5000
10206
3465
20
25
44,6
1190
1380
—
1110
1200
580
230
390
160/475
—
~
18,8
26,2
7,86
ТПИ ПО
ТПИ 220
Изолирующие траверсы и подвески
ь
е
—
1014
1842
_
—
2615
4932
40
70
485
820
485
820
138
234
520
26,0

Продолжение табл. 8.69
Примечания: 1. Полимерные изоляторы и конструкции выпускаются ВПО „Союзэлектросеть-
изоляция" по отдельным договорам опытно-промышленными партиями, и поставка их должна быть
предварительно согласована.
2. На полимерных изоляторах и конструкциях обязательно должны быть установлены экраны
(на рисунках не показаны) для Снижения напряжения по длине изолирующей части вблизи про-
водов и более равномерного распределения напряжения вдоль изоляторов и конструкций.
3. Трекинг-эррозионная стойкость характеризуется испытанием конструкций в камере соленого
тумана в течение не менее 6 циклов по 182 чна цикл (для изолирующей траверсы ТПИ 110—126 ч
на цикл).
4. Пятидесятипроцентное разрядное и выдерживаемое напряжения в загрязненном и увлажненном
состояниях определяются при загрязнении с удельной поверхностной проводимостью 20 мкСм (для
изоляторов типов^ЛК 70/110-3 и ЛК 70/220-3-6 мкСм).
5. Масса приведена без учета экранной арматуры.
6. Изолируюдцие междуфазные распорки РМИ 110-2 выпускаются с зажимами двух типов:
для проводов диаметром 15,2—18,9 мм и 21,6—25,6 мм, а распорка РМИ 220-2 — с зажимом
проводов диаметром 23,5 — 27,2 мм. Распорки РМИ 110-2 могут быть изготовлены со строительной
длиной 3500, 3750, 4200 и 4750 мм, распорки РМИ 220-2 - 5500, 6000, 6500 и 7000 мм.
АРМАТУРА
Рис. 8.47. Виды сопряжения линейной ар-
матуры
Таблица 8.70. Стандартные разрушающие нагрузки и сопряжения линейной арматуры
(ГОСТ 11359-75* с изменением № 1 от 15.04.83 г.)
Гаранти-
рованная
механи-
ческая
прочность,
кН
20
40
70
100
120
160
210
250
300
350
400
450
500
600
750
900
1100
1200
Размеры сопряжений, мм
Сопряжение «палец—проушина»
а
10
14
16
18
22
25
28
32
36
38
40
40
42
45
50
56
60
65
(рис. 8.47, а)
А
11
15
17
19
23
26 ~
29
34
38
40
42
42
44
47
52
58
62
67
d
10
14
16
18
22
25
28
32
36
38
40
40
42
45
50
56
60
65
D
11
15
17
19
23
26
29
34
38
40
42
42
44
47
52
58
62
67
Сопряжение цепное
(рис. 8.47,6)
А
11-12,5
15-16,5
17-18,5
19-21,5
23-24,5
25-27,5
28-30,5
29-36
31-40
35-42
37-44
37-44
39-46
41-48,5
43-54
51-60
56-63,5
59-68,5
d
8-9
10-12
14-15
16-18
18-20
20-22
24-26
26-28
28-34
32-38
34-40
34-40
36-42
38-44
40-46
48-52
53-58
56-60
Сопряжение
стержня
изолятора
Диаметр
стержня
—
16
16
16; 20
20
20
—
24
—
28
—
—
—
—
—
—
—
8.15. ЛИНЕЙНА

Продолжение табл. 8.70
Примечания: 1. Наибольшая допускаемая нагрузка на линейную арматуру не должна превышать
РДОП — Р/к, где Р — гарантированная механическая прочность; к — коэффициент запаса: при нормальном
режиме работы ВЛ — не менее 2,5, при аварийном режиме (обрыв провода) — не менее 1,7 для ВЛ
напряжением до 500 кВ и не менее 1,9 —для ВЛ 750 и 1150 кВ.
2. Общие технические условия на линейную арматуру установлены ГОСТ 13276 — 79* с измене-
ниями № 1 от 18.09.84 г. и № 2 от 30.07.85 г.
3. Срок службы арматуры не менее 25 лет, при этом фактический срок службы арматуры не
ограничивается указанным, а определяется техническим состоянием арматуры.
Гарантийный срок эксплуатации арматуры установлен 3 года со дня ввода ВЛ в эксплуатацию.
4. Конструкции шарнирных соединений должны обеспечивать свободные перемещения сопряжен-
ных деталей относительно друг друга и исключать возможность самопроизвольного их расцепления
в условиях эксплуатации.
Таблица 8.71. Узлы крепления гирлянд изоляторов к опорам (ГОСТ 14122—82*
с изменением № 1 от 04.06.84 г.)

Продолжение табл. 8.71
Наименование
арматуры
Тип
Размеры, мм
/
Минимальная
разрушающая
нагрузка.
кН
Для металлических и железобетонных опор
Узлы крепления под-
держивающих гир-
лянд с серьгой
(рис. а)
*'.
То же со скобой
(рис. б)
То же усиленный ва-
риант для натяж-
ных и поддержи-
вающих гирлянд
(рис. в)
Узлы крепления на-
тяжных и поддер-
живающих гирлянд
типа «вертлюг»
(рис. г)
КГП-7-2Б
КГП-7-1
КГП-12-1
КГП-16-2
КГП-16-1
КГП-21-2
КГП-9/12-2с
КГ-12-1
КГ-16-1
КГ-21-1
КГ-25-1
КГ-30-1
КГ-40-1
КГН-7-5
КГН-12-5
КГН-16-5
КГН-21-5
КГН-25-5
КГН-30-5
КГН-35-5
КГН-45-5
116
82
104
109
113
118
95
92
99
104
125
140
215
60
70
70
85
90
100
105
115
80
80
80
80
100
100
44
85/41
95/48
95/48
100/55
118/60
138/70
117
156
156
176
176
196
196
216
М20
М16
М20
М20
М24
М24
М20
М16
М20
М20
М24
М24
М30
17
23
26
29
34
38
40
42
70
70
120
160
160
210
120
120
160
210
250
300
400
70
120
160
210
250
300
400
450
Для деревжмых опор
Узел крепления под-
держивающих гир-
лянд с серьгой
(рис. д)
Узел крепления на-
тяжных гирлянд
(рис. е)
Узел для крепления
грозозащитного
троса (рис. ж)
КГП-6-15
КГП-6-20
КГП-6-25
КГП-6-30
2КГН-6-2
КГТ-7-1
345
395
445
495
80
80
156
200
250
300
100
М20
М16
Ml 6
60
60
70
Примечания: 1. Узлы крепления КГП-6 и 2КГН-6 для деревянных опор в настоящее
время не выпускаются.
2. Механическая прочность узлов крепления типа КГП обеспечивает указанную разрушающую
нагрузку при углах отклонения гирлянд изоляторов до 45° как вдоль, так и поперек направления
оси трассы ВЛ.
3. Узел крепления КГП-9/12-2с с поддерживающей гирляндой предназначен для разрушающей
нагрузки 120 кН и с натяжной гирляндой при углах отклонения до 30° в плоскости U-образного болта
и до 20е в плоскости, ей перпендикулярной, — для разрушающей нагрузки 90 кН.

Таблица 8.72. Сцепная арматура
Наименование арматуры
Марка
Размеры, мм
Строи-
тельная
длина
Диа-
метр
■ Мини-
мальная
разру-
шающая
нагрузка,
кН
Серьги (ГОСТ 2725-78* с изменением
№ 1 от 29.06.84 г.)
СР-6-16
СР-7-16
СР-12-16
СР-16-20
СР-21-20
СР-30-24
СР-40-28
qw
65
65
65
70
~ 80
юо.
120
17
23
23
26
29
38
40
70
70
120
160
210
300
400
Ушки однолапчатые (ГОСТ 2727—77* с
изменениями № 1 от 15.04.83 г. и № 2
от 11.12.84 г.)
У1-7-16
У1К-7-16
У1-12-16
У1-16-20
У1-21-20
У1-30-24
У1-40-28
106
78
108
113
139
150
190
17
17
23
26
29
38
42
70
70
' 120
160
210
300
400
Ушки двухлапчатые (ГОСТ 2727 — 77* с
изменениями № 1 от 15.04.83 г. и
№ 2 от 11.12.84 г.)
У2-7-16
У2К-7-16
У2-12-16
У 2-16-20
У2-21-20
У2-30-24
106.
78
108
113
139
150
16
16
22
25
28
36
70
70
120
160
210
300
Ушки специальные для сопряжений цеп-
ного типа со скобами (ГОСТ 2727—77*
с изменениями № 1 от 15.04.83 г. и
№ 2 от 11.12.84 г.)
УС-7-16
УС-12-16
УС-16-20
УС-21-20
УС-30-24
УС-40-28
114
143
152
145
164
190
1\
25*
28
28
36
42
70
120
160
210
300
400

Наименование арматуры
Ушки специальные укороченные (ГОСТ
2727 — 77* с изменениями № 1 от
15.04.83 г. и № 2 от 11.12.84 г.)
л.
?fo-
-tpt
^""N
1*1
B)
Ушки укороченные (ГОСТ 20413-75*
с изменением № 2 от 25.06.85 г.)
£=&
Скобы U-образные (ГОСТ 2724- 78* с из-
менением № 1 ог 24.05.84 г.)
^Ь -J-
":
Т к?
Л J
S^
i [
-* Ж)
Скобы U-образные удлиненные (ГОСТ
2724—78* с изменением № 1 от
24.05.84 г.)
Скобы двойные плоские
-*
-4
г
■ fi 1
цщ
ц &
\
- fcj.» |~
:b
■
J
Марка
УСК-12-16
УСК-16-20
УСК-21-20
УСК-30-24
УСК-40-28
У-7-16
У-12-16
У-16-20
У-21-20
У-30-24
CK-7-1A
CK-12-1A
CK-16-1A
CK-21-1A
CK-25-1A
CK-30-1A
CK-35-1A
СКД-10-1
СКД-12-1
СКД-16-1
СКД-23-1
СКД-30-1
СКД-45-1
2CK-7-1
2CK-12-1
2CK-16-1
2CK-21-1
2CK-25-1
2CK-30-1
2CK-35-1
2CK-45-1
Продолжение табл. 8.72
Размерь
Строи-
тельная
длина
82
93
90
100
117
45
45
48
48
67
50
65
70
75
90
100
100
80
82
105
115
120
135
70
70
80
90
90
ПО
ПО
120
, мм
Диа-
метр
25
28
28
36
42
20
30
28
28
36
16
22
25
28
32
36
38
18
22
25
28
36
40
16
22
25
28
32
36
38
40
Мини-
мальная
разру-
шающая
нагрузка.
кН
120
160
210
300
400
70
120
160
210
300
70
120
160
210
250
300
350
90
120
160
210
зор
450
70
120
160
210
250
300
350
450
Масса
1 шт.,
кг, не
более
2,32
3,86
4,66
8,27
11,8
1.05
1,28
2,31
2,66
6,3
0,39
1,13
1,22
1,82
2,33
2,97
3,23
0,68
1,16
1,36
2,00
3,10
6,03
0,5
1,2
1,8
2,4
3,5
4,5
5,7
8,0

Продолжение табл. 8.72
Наименование арматуры
Марка
Размеры., мм
Строи-
тельная
длина
Диа-
метр
Мини-
мальная
разру-
шающая
нагрузка,
кН
Скобы двойные трехлапчатые плоские
(ГОСТ 2724-78* с изменением № 1 от
24.05.84 г.)
е
п
#№»#
СКТ-7-1
СКТ-7-2
СКТ-12-1
СКТ-16-1
СКТ-21-1
скт-зо-i
CKT-35-1
СКТ-45-1
60
60
70
80
90
~110
ПО
120
16
16
22
25
28
36
38
40
70
70
120
160
210
300
350
450
Звенья промежуточные прямые (ГОСТ
2728-82*)
Ф--^
жж
ПР-7-6
ПР-12-6
ПР-16-6
ПР-21-6
ПР-25-6
ПР-30-6
ПР-35-6
ПР-45-6
70
85
100
105
ПО
130
140
150
16
22
25
28
32
36
38
40
70
120
160
210
250
300
350
450
Звенья промежуточные прямые специаль-
ные
ш
о±
g ^
*)
Ь
ПРС-7-1
ПРС-12-1
ПРС-16-1
ПРС-21-1
ПРС-25-1
ПРС-30-1
ПРС-35-1
ПРС-45-1
150
150
150
150
150
200
200
200
16
22
25
28
32
36
38
40
70
120
160
210
250
300
350
450
Звенья промежуточные прямые двойные
(ГОСТ 2728-82*)
Ч
а.
2ПР-7-1
2ПР-12-1
2ПР-16-1
2ПР-21-1
2ПР-25-1
2ПР-30-1
2ПР-45-1
©пд?
70
85
100
105
ПО
130
150
16
22
25
28
32
36
40
■4
70
120
160
210
250
300
450
Звенья промежуточные
(ГОСТ 2728-82*)
вывернутые
ПРВ-7-1 .
ПРВ-12-1
ПРВ-16-1
ПРВ-21-1
ПРВ-30-1
ПРВ-45-1
130
140
150
150
200
250
16
22
25
28
36
40
70
120
160
210
300
450

Продолжение табл. 8.72
Наименование арматуры
Марка
Размеры, мм
Строи-
тельная
длина
Диа-
метр
Мини-
мальная
разру-
шающая
нагрузка,
кН
Звенья промежуточные трехлапчатые
(ГОСТ 2728-82*)
гДШ-
°Щ5
та
ПРТ-7-1
ПРТ-12-1
ПРТ-16-1
ПРТ-21-1
ПРТ-25-1
ПРТ-30-1
ПРТ-35-1
ПРТ-45-1
80
100
ПО
115
135
140
150
160
16
22
25
28
32
36
38
40
-ФЧ-Ш-ё)
О)
70
120
160
210
250
300
350
450
Звенья промежуточные регулирующие
(ГОСТ 2728-82*)
£<Щ<>-<>-<Щ^--<)-<)-0—ЕН-
ПРР-7-1
ПРР-12-1
ПРР-16-1
ПРР-21-1
ПРР-30-1
ПРР-35-1
ПРР-45-1
550-350
550-350
550-350
750-475
750-475
950-600
950-600
16
22
25
28
36
38
40
70
120
160
210
300
350
450
Звенья регулирующие винтовые (талре-
пы) (ГОСТ 2728-82*)
Р)
ПТР-7-1
ПТР-12-1
ИГР-16-1
ПТР-21-1
ПТР-25-1
ПТР-30-1
ПТР-60-1
827-590
935-664
963-698
1015-754
1100-302
1161-857
1460-1119
18
22
25
28
34
40
46
70
120
160
210
250
300
600
Звенья промежуточные монтажные
(ГОСТ 2728-82*)
"в
§}#t
ПТМ-7-2
ПТМ-12-2
ПТМ-16-2
ПТМ-21-2
ПТМ-30-2
ПТМ-35-2
ПТМ-45-2
80
100
ПО
115
140
150
160
16
22
25
28
36
38
40
70
120
160
210
300
350
450
Примечания: 1. Звенья промежуточные выпускаются по ГОСТ 2728 — 82* с учетом изменения
№ 1 от 29.01.85 г.
2. Звенья промежуточные прямые, специальные для перехода от соединения палец — проушина к
цепному соединению сняты с производства и в настоящее время не выпускаются. Вместо них на
нагрузки 70 и 120 кН ГОСТ 2728 — 82* предусматривает звенья промежуточные цепные типа ПРЦ.
3. Пестики, выпускавшиеся по ГОСТ 2726 — 77, в настоящее время сняты с производства.

Таблица 8.73. Коромысла (ГОСТ 2729-81* с изменением № 1 от 29.06.84 г.)
Наименование
Коромысла универсальные для двух-
цепных гирлянд (рис. а), С = 400 мм
То же, С = 600 мм
То же, С = 450 мм
То же, С = 500 мм
Коромысла двухреберные для двухцеп-
ных гирлянд рис. , С = 400 мм
Марка
2КУ-12-1
2КУ-12-2
2КУ-25-1
2КУ-30-1
2КУ-30-2
2КД-16-2А
Размеры, мм
Строи-
тельная
длина Н
190
315
213
210
256
105
Диа-
метр
20/22
20/22
28/34
32/38
32/38
22/25
Мини-
мальная
разру-
шающая
нагрузка,
кН
120
120
250
300
300
160
Масса
1 шт.,
кг, не
более
4,7
9,5
6,9
9,84
10,7
7,8

Продолжение табл. 8.73
Наименование
То же, С = 800 мм
Коромысла универсальные многоцепные
для 3, 4, 5 и 8 проводов в фазе
(рис. в — е), Сч*.400 мм
То же, С = 450 мм
То же, С = 306 мм
Марка
2ВД-12-2С
2КД-12-2С
2КД2-30-1
ЗКУ-16-1
ЗКУ-ЗО-1
4КУ-45-1
5КУ-25-1
8КУ-53-1
Размерь
Строи-
тельная
длина Н
175
70
80
280
290
343
362
402
, мм
Диа-
16/22
16/22
25
26
38
42
32
44
Мини-
мальная
разру-
шающая
нагрузка,
кН
120
120
300
160
300
450
250
530
Масса
1 шт.,
кг, не
более
21,7
16,73
24,3
9,0
18,2
29,3
34,9
66,8
Примечания: 1. Коромысла применяются для образования многоцепных гирлянд изоляторов
и обеспечивают равномерное распределение нагрузок между отдельными цепями изоляторов с
помощью их шарнирного соединения, а также для присоединения к одиоцепным гирляндам изоляторов
двух и более проводов расщепленных фаз.
2. Кроме указанных в таблице типов коромысел по ГОСТ 2729 — 81* выпускаются также
балансирные коромысла типа 3КБ для трехцепных гирлянд изоляторов, лучевые типов 2КЛ, ЗКЛ,
4КЛ, 5КЛ и 8КЛ д.|я объединения соответственно двух, трех, четырех, пяти и восьми проводов
в фазе и цепей натяжных гирлянд и другие типы, применяемые на больших переходах ВЛ.
Таблица 8.74. Поддерживающая арматура (ГОСТ 2735 — 78* с изменением № 2 от 29.06.84 г.,
ГОСТ-20409-75* с изменениями № 1 от 06.02.81 г. и № 2 от 24.04.84 г. н ГОСТ 16450-78*
с изменением № 2 от 27.03.84 г.)

Продолжение табл. 8.74

RW
Продолжение табл. 8.74
03В

Продолжение табл. 8.74
too
Тины зажимов
Марка
Марка и номинальное сечение проводов, мм2
М и Б
АС, АЖС
и БС
ПС, ПМС,
стальные
канаты
(тросы)
Зажимы поддерживающие для одиночных проводов
Глухие (рис. а)
То же (рис. б)
Ограниченной прочности заделки
(рис. в)
Для промежуточных угловых
опор, глухие (рис. г)
То же ограниченной прочности за-
делки (рис. д)
ПГН-1-5
ПГН-2-6
ПГН-2-6А
ПГН-3-5
пг-з-ю*
ПГН-5-3
ПГН-5-4
ПОН-5-3*
ПОН-5-4*
ПГУ-2-1
ПГУ-2-2
ПГУ-5-1
ПГУ-2-3
ПОУ-6-ЗА*
25
50-95
120-240
25-35
70-95
120-240
300-600
400-500
50-240
50-120
240-800
95; 120
25-35
50-70
95-185
70/72,
95/141
400-600
240-300
300-600
240-600
35-240
.35 — 120
&5-800
70-120
185-600
Поддерживающие многороликовые подвесы (ТУ 34-27-10678—83)
П4Р-12-1
Четырехроликовые подвесы для
бронзовых и сталебронзовых
проводов и стальных тросов
(рис. е)
То же шестироликовые (рис. ж)
П4Р-25-1
П6Р-15-1*
П6Р-30-1*
П6Р-45-1
25-35
50-70
50-240
50-120
95-120
Для проводов Б и БС 120 — 240 мм2 и
стальных тросов 70 — 200 мм2
Для стальных тросов 300 мм2
50-300
50-300
185-400
300-500
500/336
До 240
До 300
До 500

Продолжение табл. 8.14
Типы зажимов
Марка
Марка и номинальное сечение проводов, мм2
М и Б
АС, АЖС
и БС
ПС, ПМС,
стальные
канаты
(тросы)
Зажимы поддерживающие для двух проводов расщепленное фазы
С горизонтальным расположе-
нием проводов, глухие,
ГОСТ 20409-75* (рис. з)
То же с изолированным крепле-
нием проводов.Дрчс. и)
Для промежуточных угловых
опор, глухие (рис. к)
2ПГН-5-7
2ПГН-5-ЗА
2ПГИ-5-6*
2ПГУ-5-1
300-600
300-600
240-800
240-500
240-500
240-600
185-600
Зажимы поддерживающие для трех проводов расщепленной фазы
Глухие (рис. л)
Ограниченной прочности заделки
Для промежуточных угловых опор
(рис. м)
ЗПГН-3-2*
ЗПГН-5-7
ЗПГН2-5-4
ЗПГН-5-2А
ЗПОН-5-7*
ЗПОН-5-6*
ЗПГУ-5-1
300-600
300-600
300-600
240-800
120-150
240-600
240-600
240-600
240-600
240-600
185-600
Зажимы поддерживающяе для четырех, пятя н восьми проводов расщепленной фазы
Глухие для четыре| проводов
(рис. н)
То же для пяти проводов (рис. о)
То же для восьми проводов
(рис. и)
4ПГН-5-2А
5ПГН-5-8
5ПГН2-5-8
5ПГН-8-1
5ПГН2-8-1
8ПГН2-5-19
8ПГН4-5-1
300-600
300-600
300-600
1200/67
1200/67
300-330
300-330
Продолжение табл. 8.74
Типы зажимов
Размеры, мм
Конст-
руктивная
высота
h
Длина
по оси
провода
/
Диаметр
пальца (или
стержня
изолятора)
Мини-
мальная
разруша-
ющая
нагрузка,
кН
Масса,
кг
Зажимы поддерживающие для одиночных проводов
Глухие (рис. а)
То же (рис. б)
Ограниченной прочности заделки
(рис. в)
Для промежуточных угловых
опор, глухие (рис. г)
То же ограниченной прочности
заделки (рис. д)
55
55
55
66-
128
160
162
150
170
109
67
153
77
165
190
190
190
220
300
300
300
300
300
150
135
400
135
400
16
16
16
16
22
16
22
16
16
18
16
18
20
25
25
25
60
60
100
60
100
50
60
100
120
100
0,78
0,81
0,94
0,95
5,0
5,0
7,3
7,0
7,6
3,44
1,88
13,8
2,68
13,5

Продолжение табл. 8.74
Типы зажимов
Размеры, мм
Конст-
руктивная
высота
h
Длина
по оси
провода
I
Диаметр
пальца (или
стержня
изолятора)
Мини-
мальная
разруша-
ющая
нагрузка,
кН
Масса,
Поддерживающие миогороликовые подвесы (ТУ 34-27-10678 — 83)
Четырехроликовые подвесы для
бронзовых и сталебронзовых
проводов и стальных тросов
(рис. е)
То же шестироликовые (рис. эк)
260
260
260
260
260
1520
1520
2240
2240
2240
J22
26
26
38
42
120
250
150
300
450
83
89
127
198,6
'232,5
Зажимы поддерживающие дли двух проводов расщепленной фазы
С горизонтальным расположением
проводов, глухие, ГОСТ
20409-75* (рис. з)
То же с изолированным крепле-
нием проводов (рис. и)
Для промежуточных угловых
опор, глухие (рис. к)
Зажимы поддерживающие для трех проводов расщепленяой фазы
Глухие (рис. л)
65
120
624
443
300
300
300
400
22
32
16
24
120
200
120
200
Ограниченной прочности заделки
Для промежуточных угловых опор
(рис. м)
310
446
446
446
410
455
732
300
300
500
300
300
300
400
18
22
22
32
22
32
30
19,2
35,0
24,0-27,0
40,1
750
180
180
300
180
300
300
4,2
27,3
48,3
45,0
•^6,6
47,0
61,0
Зажимы поддерживающие для четырех, пяти н восьми проводов расщепленной фазы
Глухие для четырех проводов
(рис. н)
То же для пяти проводов (рис. о)
То же для восьми проводов
(рис. и)
530
300
28
28
2x22
28
2x22
—
—
—
300
300
300
210
600
480
"!480
69,2
46,5
59,4
71,0
119,0
114,0
124,0
* Изделия в настоящее время не выпускаются.
Примечания: 1. Провода марок А и АС должны монтироваться в зажимах с прокладками
из мягкой алюминиевой ленты. ,
2. Прочность заделки провода в глухих зажимах: для алюминиевых проводов не менее 30 % прочности
провода; для сталеалюминиевых проводов с отношением сечения алюминия и стали больше 4,5 —
не менее 20%; для стальных тросов и сталеалюминиевых проводов с отношением сечения алюминия
и стали 4,5 и менее — не менее 15%; усилие трогания провода в зажимах ограниченной прочности
заделки 7—9 кН.
3. Для поддерживающего зажима 2ПГИ-5-6 значения конструктивной высоты и массы приведены
для изоляторов ПС6-Б и ПС120-А.

Таблица 8.75. Зажимы натяжные клиновые (ГОСТ 2730—78*)
%
Тип '
Зажим натяжной кли-
новой с клином
№ 1 (рис. а)
То же с клином № 2
То же с клином № 3
Зажим ^натяжной
клин-коуш с кли-
ном № 1 (рис. б)
То же с клином № 2
То же с клином № 1
Марка
НК-1-1,
клин № 1
НК-1-1,
клин № 2
НК-1-1,
клин № 3
НКК-1-1Б,
клин № 1
НКК-1-1Б,
клин № 2
НКК-2-1
Марка
проводов
А 16
А 25
М 16
М 25
А 35
А 50
М 35
М 50
А 70
А 95
М 70
М 95
АС 10
АС 16
АС 25
АС 35
АС 50
С 25
С 35
С 50
С 70
С 95
Размеры, мм
Диа-
метр
16
16
16
16
16
16
Ширина
проушины
А
21
21
21
17
17
23
Длина
1
225
225
225
185
185
200
Проч-
ность
заделки
провода.
кН
2,3
3,5
5,0
7,5
5,0
6,5
10,5
15,5
9,5
11,5
21,5
29,0
2,4
4,0
6,0
9,5
12,5
27,0
37,0
50,0
80,0
90,0
Масса,
кг
1,2
1,2
1,2
0,8
0,8
3,1
Разруша-
ющая на-
грузка.
кН, не
менее
43,9
43,9
43,9
60
60
120
Примечания: 1. Зажимы НК-1 и НКК-1 сопрягаются с ушком типа У1-7.
2. Зажим НКК-2 сопрягается с ушком типа У1-12.
3. Зажимы клиновые и клин-коуши комплектуются клиньями: для алюминиевых и сталеалюминиевых
проводов — из алюминия, для медных проводов — из латуни, для стальных проводов и тросов — из
ковкого чугуна.
4. Монтаж стальных тросов в клйн-коушах производится при помощи станка МИ-24.
5. В зажимах HKK-1-I и НКК-2-1 могут также монтироваться алюминиевые и медные провода,
а также провода из алюминиевых сплавов сечением от 16 до 95 мм^.
Таблица 8.76. Зажимы анкерно-ответвительные клиновые для анкерного крепления проводов
- к штыревым изоляторам

Продолжение табл. 8.76
Марка зажима
ШДК-2А
ШДК-2Б
ШДК-2В
Марка провода
А 16, А 25
АС 16/2,7
А 35, АС 25/4,2
А 50, А 70;
АС 35/6,2, АС 50/8,0,
АС 70/11
Марка
клина
2А
2Б
2В
Радиус
выемки в
клине, мм
3,5
4,0
6,0
Разрушаю-
щая нагрузка,
Н
900
900
900
Масса,
кг
0,155
0,145
0,145
Примечания: 1. Зажимы типа ШДК изготовляются из алюминия и имеют два клина.
2. Зажимы могут применяться для крепления проводов из алюминиевого сплава АН или АЖ.
Таблица 8.77. Зажимы натяжные болтовые (ГОСТ 2731 — 82* с изменением № 1 от 12.03.85 г.)
Тип зажима
Зажим натяжной бол-
товой типа НБ (рис. а)
и самозаклиниваю-
щийся типа НЗ (рис. б)
Марка
зажима
НБ-2-6А
НЗ-2-7
Марка
провода
М 95
М 120
А 95
А 120
А 150
АН 120
АН 150
АС 70/11
АС 95/16
АС 120/19
АС 120/27
АЖ 120 1
АЖ 150
АС 150/19
АС 150/24
Размеры, мм
Диа-
метр
паль-
ца
16
15
Шири-
на
проу-
шины
18
17
Длина
125
307
Число
плашек;
диаметр
болтов
3;12
—*
Проч-
ность
заделки .
провода,
кН
31,5
39,2
11,7
17,7
20,5
21,6
27,3
■ 21,1
29,2
37,4
44,5
29,4
37,2
41,7
47,0
Мас-
са,
кг
1,15
2,6

Продолжение табл. 8.77
Тип зажима
Зажим натяжной болто-
вой типа НБ
*'.
■%:
Марка
зажима
НБ-3-6
Марка
провода
АС 150/19
АС 150/24
АС 150/34
АС 185/24
АС 185/29
АС 185/43
АС 240/32
АС 240/39
М 185
М 240
А 150
А 185
АЖ 185
А 240
А 300
АН' 150
АН 185
АЖ 150
Диа-
метр
паль-
ца
22
Размеры, мм
Шири-
на
проу-
шины
23
Длина
/
200
Число
плашек;
диаметр
болтов
4; 16
Проч-
ность
провода,
кН
41,7
47,0
56,4
50,6
53,7
70,0
65,4
70,7
61,4
78,6
20,5
25,3
46,0
33,0
39,8
27,3
33,7
37,2
Мас-
кг
5,62
Примечания: 1. Плашки зажимов для снижения потерь выполнены из алюминиевого сплава.
2.JTIpH монтаже алюминиевых и сталеалюминиевых проводов в желоб зажима под провод
подкладывается прокладка из алюминиевой ленты, при медных проводах — прокладка из медной ленты
марки М 2 или М 3.
3. В зажимах могут также монтироваться провода из алюминиевого сплава марок АН и АЖ
соответствующего диаметра.
Таблица 8.78. Зажимы к лыковые для стальных канатов (ТУ 34-27-10489—82)
Тип и эскиз
Марка
Сечение/
диаметр
стального
каната,
мм2/мм
Размерьг, мм
R
Мас-
са,
Проч-
ность
задел-
ки, кН,
неме-
нее
Зажим клыковой
КС-100-1
КС-120-1
КС-185-1
101,72/13
117,9/14
173.6/17
6,5
6,0
8,5
0,43
0,70
0,77
75
86
138
Примечание. Зажимы клыковые типа КС предназначеньг для крепления такелажных и
грозозащитных тросов и тросовых оттяжек опор ВЛ. Зажимы используются также в качестве сжимов
в комплекте с коушами или специальными роликами.

Таблица 8.79. Зажимы натяжные прессуемые (ГОСТ 2732—81* с измеяеиием № 1 от 15.04.83 я ТУ 34-27-10745 — 84)
Марка зажима
Марка провода
Размеры, мм
Анкер
Наруж-
ный
диаметр
Диаметр
отверстия
Корпус зажима
Наруж-
ный
диаметр
Диаметр
отверстия
Диаметр
пальца
Длина
зажима
(до опрес-
сования)
Диаметр матриц
пресса, мм
для
анкера
для
корпуса
Проч-
ность
заделки,
кН, не
менее
НАС-240-1
ТРАС-240-1
НАС-240-2,
ТРАС-240-2
НАС-300-1,
ТРАС-300-1
НАС-330-1
ТРАС-330-1,
НАС-330-2,
ТРАС-330-2
НАС-400-1
ТРАС-400-1
НАС-450-1
ТРАС-450-1
Зажимы для сталеалюминиевых проводов (рис. а); зажимы транспозиционные типа ТРАС (рис. б)
АС 185/24, АС 185/29
АС 205/27, АС 240/32
АС 240/39, АС 185/43
АС 300/66, АС 300/67
АС 2Щ5в, АС 300/39
АС ЗСГО/48'; АС 330/43,
АС 330/30
АС 400/18, АС 400/22
АС400/51, АС 400/64,
АС 450/56
28
28
28
28
28
28
32
9
10
11,5
10
9
9
11,5
52
52
54
54
54
58
58
25
25
28
28
28
31,5
31,5
22
22
25
22
22
22
25
350
350
385
360
360
400
390
415
405
22/23
23 '
27
22/23
23
23
27
44
44
46
46
46
50
50
57
58-69
71-74
112
83-95
82
85
109-121
2,
2,
2,
2,
2,;
2,
3,

Продолжение табл. 8.79
Марка зажима
НАС-500-1,
ТРАС-500-1
НАС-600-1,
ТРАС-600-1
Марка провода
АС 500/26, АС 500/27
АС 500/64, АС 400/93,
АС 600/72
Размеры, мм
Анкер
Наруж-
ный
диаметр
28
40
Диаметр
отверстия
9
14,5
Корпус зажима
Наруж-
ный
-диаметр
58
65
Диаметр
отверстия
31,5
35
Диаметр
пальца
25
28
Длина
зажима
(до опрес-
сования)
425,
415
495
Диаметр
матриц
пресса, мм
для
анкера
°2f'"'
33
для
корпуса
50
56
Проч-
ность
заделки,
кН, не
менее
104
136 — 165
Масса
(комп-
лекта),
кг
2.85
4,72
Зажямы для сталеалюминиевых проводов усиленной прочяостя (ряс. а)
НАСУС-70-1
НАСУС-70ЖС-1
НАСУС-95-1
НАСУС-185-1
НАСУС-300-3
НАСУС- 500-3
НАСУС-500-2
НАСУС-500ЖС-1
НТАС-300-1
НТ АС-330-1
НТАС-400-1
НТАС-500-1
НТАС-600-1
НТАС-70{)-1
АС 70/72
АЖС 70/39
АС 95/141
АС 185/128
АС 300/204
АС 500/336
АС 500/204
АЖС 500/336
26,0
—
—
36,0
40,0
56,0
—
—
12,0
_
—
15,0
19,2
25,0
—
—
48
—
—
50
60
75
—
—
■23
—
—
24
30
39
—
—
22
22
28
28
36
42
40
45
535
350
635
625
710
975
885
1000
21,0
—
—
27,0
34,0
43,0
—
—
39,8
—
—
45,0
54,0
67,0
—
—
87,1
58,5
162,7
165.4
256,1
420
287,5
482,4
Зажимы для сталеалюминиевых проводов проходные (ряс. е)
АС 300/66 -
АС 300/39, АС 300/48,
АС 330/27, АС 330/43
АС 400/22
АС 400/64, АС 400/51,
АС 500/27
АС 500/64, АС 400/93,
АС 600/72
АС 700/86
—
-
-
-
—
—
-
-
54
54
58
58
65
75
28,0
28,0
31,5
31,5
35,0
41,0
25
22
22
25
28
30
625
625
625
625
735
735
—
-
-
46,0
46,0
51,0
51,0
58,0
68,0
112
83-95
86
104-119
136-165
196
НМП-240-5*
НМП-300-5*»
НАП-500-3*»
МП 240
МП 300
АП 500
Зажимы для медных я алюминиевых полых проводов (ряс. а)
50
50
65
31,5
36,5
47,0
22
25
22
340
455
530
-
-
—
45
46
49
82
102,5
45

НМБ-95-1
НМБ-120-1
НМБ-150-1
НМБ-185-1
НМБ-240-1
НМБ-300-1
Б 95
Б 120
Б 150
Б 185
Б 240,
Б 300,
М 240
М 300
Зажимы для медных н бронзовых проводов (рис. г)
13,5
15,5
17,0
25
35
35
40
50
50
20,0
21,0
24,0
16
20
20
20
20
26
Зажимы для сталебронзовых проводов (рис. а)
НБС-185-3
НБС-185-4
НБС-240-5
НБС-240-6
НБС-253-1
НБС-300-2
НБС-400-la
НБС-400-2
НБС-500-9
БС 185/43
БС 185/93
БС 240/117
БС 240/56
БС 253/196
БС 300/167
БС 400/196
БС 400/392
БС 509/134
23
30
36
26
42
40
45
45
35
9
13,5
15
10,5
19,5
18
19,5
21,5
16
50
50
55
55
60
55
65
65
75
20,5
23
25,5
25
30
29,4
35
35
40
28
32
36
32
40
40
42
50
42
356
450
450
500
570
785
595
630
720
620
735
800
815
920
975
~_
—
—
—
—
22,0
30,0
30,0
34
42,5
42,5
19
26
30
21
36-
34
36
40
30
45
45
48
46
54
51 и 48
57
57
64
42
53,5
63,5
81
104
134
121
169,5
218
159,5
301,5
299
350
425
353
Зажимы прессуемые для стальных тросов, ГОСТ 11726—74* с язменениями № 1 от 09.04.81 г. в № 2 от 28.03.83 г. (рис. д)
НС-50-3
НС-70-3
НС-100-3
НС-120-3*2
НС-140-3
НС-150-3
НС-170-3
С 50, 0 9,1-9,8 мм
С 70, 0 11,0-11,5 мм
С 100, 0 12,5-13,0 мм
С 120, 0 14 мм
С 134, 0 15-15,5 мм
С 140, 0 16 мм
С 170, 0 17 мм
25
30
34
36
36
42
42
10,0
13,0
13,5
14,5
16,0
17,0
18,0
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
18
22
26
28
28
30
32
120
150
165
190
190
210
210
19
24
26
26
26)
31
34
—
—
—
—
—
—
—
49,1-52
69,2-78,5
94,5-
101,7
111,6
126-128
152
151-166
1,2
1,7
2,6
3,4
3,4
4,5
4,5 ■
*1 Монтируются со стальными вкладышами диаметром для проводов МП 240 23 мм, МП 300 28 мм, АП 500 26 мм.
*2 Только для крепления тросовых оттяжек опор.
Примечания: 1. Установка натяжных зажимов прессуемого типа должна производиться в строгом соответствии с монтажной инструкцией.
2. Опрессование производится до соприкосновения матриц. Диаметры стального анкера и корпуса зажима после опрессования должны быть равны
внутреннему диаметру матриц пресса с допуском +0,3 мм.
3. Относительное удлинение при опрессовании: стальных анкеров 10—12%, алюминиевых и медных корпусов 15 — 18% длины прессуемой части.
4. Зажимы натяжные транспозиционные типа ТРАС отличаются от натяжных зажимов типа НАС тем, что анкер вставляется в корпус зажима с другой
стороны (противоположной загнутому концу) и маркой ТРАС (вместо НАС); указанные в таблице размеры, масса и гарантируемая прочность — те же.
5. Зажимы типа НТАС, монтируемые без разрезания провода, типа НМД для медных полых проводов, типа НМБ (кроме НМБ-300) н типа НЕС для ста-
лебронзовых проводов в настоящее время сняты с производства и могут быть изготовлены только по согласованию с заводами-изготовителями.

Таблица 8.80. Соединители овальные, монтируемые скручиванием
б)
Марка
Марка и номинальное
сечение провода, мм
А, АН,
АЖ
АС
Размеры соединителя, мм
Длина
/
Внутренний
диаметр по оси
большой
Толщина
стенки
Масса
1 шт..
Монтажные данные
Монтажный
инструмент
Число
оборотов
скрутки
Прочность заделки.
кН, для проводов
А, АН
и АЖ
АС
Для алюминиевых я сталеалюминиевых проводов
СОАС-10-3
GOAC-16-3
СОАС-25-3
СОАС-35-3
СОАС-50-3
СОАС-70-3
СОАС-95-3
СОАС-120-3
СОАС-150-3
СОАС-185-3
СОС-25-1А
СОС-35-1А
СОС-50-1А
10
16
25
35
50
70
95, 120
150
—
185
10/1,8
16/2,7
25/4,2
35/6,2
50/8,0
70/11,0
95/16, 95/15
АЖС 70/39
120/19, 120/25
150/19, 150/24, 150/34
185/24, 185/29, 185/43
ПС-25 (ПМС-25)
ПС-35 (ПМС-35)
ПС-50 (]
ТМС-50)
200
200
255
330
400
450
650
904
932
1032
Для
115
130
185
5,0
6,0
7,2
9,0
10,5
12,5
15,0
17,0
19,0
21,0
сталып
7,2
8,5
10
10,6
12,0
14,4
19,0
22,0
26,0
31,0
35,0
39,0
43,0
1,5
1,7
1,7
2,1
2,3
2,6
2,6
3,1
ЗД
3,4
0,03
0,03
0,05
0,13
0,16
0,23
0,47
0,76
0,92
1,21
14,4
17,0
20,0
1,7
1,7
1,7
0,063
0,080
0,136
МИ-189А
МИ-189А
МИ-189А
МИ-189 А
МИ-290А
МИ-290А
МИ-290А
МИ-290А
МИ-290А
МИ-290А
МИ-290А
МИ-290А
МИ-290А
4-4,5
2,60
3,91
5,32
7,38
10,16
13,15
3,68
5,60
8.37
12,17
15,40
21,72
30,03
21,71-44,52
41,08-56,38
27,38-69,99
2-2,5
Примечания: 1. Соединитель СОАС-185-3 для проводов АС 185/24, АС 185/29 и АС 185/43 комплектуется вкладышем.
2. Скрутка должна производиться в направлении свивки проводов. Концы пр*овода должны выступать из соединителя на 10—20 мм.
3. Для повышения эксплуатационной надежности концы соединяемых проводов могут быть выпушены из соединителя на его длину
скручивания сварены термитными патронами.
4. Кривизна (стрела прогиба) зажима не допускается более' 5 мм на 1 м длины.

Таблица 8.81. Соединительные овальные, монтируемые обжатием или прессованием
7 J 5..
Марка
провода
Размеры соединителя, мм
Марка
соединителя
я
Внутренний
диаметр
по оси
Монтажные данные
Обжатие клешами МИ-19А
2
s
И
«
к
обж
о
о
К
9
5 1
as
к ^
н ю
"о
О t-
яни
рво
о «
н в
Рч о S
В!
ta
яние м
с, мм
о
Н S
8S
Рч S
SB
S it;
О
о
Прессование прессом
МГП-12
Й К
№ о .
oj ев
д< s
о
с
мер
01
&
о
н
Р.
С
Ч
Для алюминиевых проводои (материал — алюминий)
А 120
А 150
А 185
ПС 70 (ПМС 70)
ПС 95 (ПМС 95)
АС 120/19
.14,0
15,8
17,5
11,5
12,6
15,2
СО А-120-1
СО А-150-1
СО А-185-1
СОС-70-2
СОС-95-2
294
312
332
15,0
17,0
19,0
30,0
34,0
38,0
2,0
2,0
2,0
0,150
0,160
0,200
Для стальных проводои ПМ и ПМС (материал — сталь)
205
270
12,5
13,6
25,0
27,2
1,7
1,7
0,180
0,265
Р-3806;
5 и 6
Р-3806;
9 и 10
Р-3806;
7 и 8
ПМС (iv
Р-3806;
1 и 2
Р-3806;
3 н 4
10
10
10
30
30
31
52
56
60
10
22
24
44
48
26,0+ 1,0
30,0+1,0
33,5 ±1,0
22,0 ±0,5
27,0 ±0,5
6
6
8
30
35
36
47
48
37
15
21
29,5 + 1,0
33,4+1,0
35,0 ±1,0
14,8
Для сталеалюминневых проводов (материал гнльзы и вкладыша — алюминий)
СО АС-120-1
904
17
35
3,1 0,9
Р-4939;
9 и 10
24 64,5 62 33,0+1,0
30
77 30,0+1,0

Продолжение табл. 8.81
Марка
провода
АС 120/27
АС 150/19
АС 150/24
АС 150/34
АС 185/24
АС 185/29
АС 185/43
Диаметр провода, мм
15,5
16,8
17,1
17,5
18,8
19,0
19,6
Марка
соединителя
СО АС-150-1
СОАС-185-1
Размеры соединителя, мм
Длина
932
1032
Внутренний
диаметр
по оси
малой
19
21
большой
39
43
Толщина стенки
3,1
3,4
Масса 1 шт., кг
1.1
1,45
Монтажные данные
Обжатие клещами МИ-19А
Чертеж и № вклады-
шей
Р-4905;
1 и 2
Р-4939:
11 и 12
Р-4905;
3 и 4
Р-4907;
1 и 2
Число обжатий
24
26
Расстояние от края до
оси первого вжима а,
мм
66
70,5
Расстояние между вжи-
мами с, мм
64
66
Размер по вжиму пос-
ле обжатия, мм
36,0+1,0
39,0+1,0
Прессование прессом
МГП-12
Число опрессований
ОО 00
Расстояние от края до
оси первого вжима,
мм
36
37
Расстояние между вжи-
мами, мм
56
63
Размер по вжиму пос-
ле опрессования, мм
35,0+ 1,0
39,0+1,0
И
вода, I
Прочность заделки про
не менее
45,0
56,00
Примечания: 1. Последовательность обжатий от одного края к другому по рискам в шахматном порядке показана на рисунке цифрами.
2. Опрессование прессом МГП-12 производится согласно «Инструкции по монтажу зажимов малогабаритным гидравлическим прессом МГП-12».
3. Соединители сталеалюминиевых проводов монтируются с алюминиевым вкладышем, поставляемым комплектно, размеры вкладыша: шири-
на- 1,5 мм, длина-СОАС-120 920 мм, СОАС-150 950 мм. СОАС-185 1060 мм.
4. При соединении проводов АС 120 —АС-185 прессом МГП-12 применяются соединители половинной длины.
5. Для повышения эксплуатационной надежности концы соединяемых проводов свариваются термитными патронами.

Таблица 8.82. Зажимы соединительные прессуемые длн сталеалюминиевых проводов (ГОСТ 25703—83)
Марка
соединителя
САС-240-1
САС-240-2
САС-240-3
САС-330-2
САС-330-1
САС-330-4
Марки соединяемых проводов
АС 185/24, АС 185/29,
АС 240/32, АС 205/27
АС 185/43
АС 240/56
АС 240/56
АС 300/39
АС 300/48
АС 330/43
АС 330/30, АС 400/18,
АС 400/22
АС 300/66, АС 300/67
Размеры, мм
L
490
490
490
520
520
520
/
190
190
190
205
205
205
к
80
80
80
80
80
90
D
48
48
48
50
50
,50
d
25
25
25
27
27
27
Марка и диаметр
матриц, мм
для алю-
миниевого
корпуса
А-44
А-44
А-44
А-46
А-46
А-46
А-46
А-46
для
сталь-
ной
втулки
С-21
С-22
С-23
С-22
С-23
С-23
С-21
С-26
провода
18,8-22,4
18,8-22,4
18,8-22,4
24,0-25,2
24,0-25,2
24,0-25,2
стального
сердечника
5,6-7,2
8,0-9,6
8,0-9,6
8,0-9,6
5,6-7,2
10,2-11,5
Прочность
заделки,
кН, не менее
57,18-68,88
71,37
74,24
90,17
83,12-95,18
81,78-85,5
112,31
й"
1
Масса kon
та, кг, не
2,2
2,2
2,32
2,4
2,4
2,4

Продолжение табл. 8.82
Марка
соединителя
САС-500-1
САС-500-3
САС-600-4
САС-600-5
САС-800-4
САС-1200-4
САСУС-70-1
САСУС-95-1
САСУС-185-1
САСУС-300-1
САСУС-500-1
Марки соединяемых проводов
АС 500/26
АС 500/27
АС 400/22
АС 400/18
1
АС 400/51, АС 400/64,
АС 450/56, АС 500/64
АС 500/64
АС 550/71
АС 400/93
АС 600/72
АС 650/79
АС 1200/67
АС 70/72
АС 95/14]
АС 185/128
АС 300/204
АС 500/336
Размеры, мм
L
590
590
670
670
720
770
370
390
510
420
600
/
240
240
275
275
300
320
185
195
255
210
300
h
80
80
90
90
90
90
70
90
90
120
200
D
56
56
65
65
75
75
50
58
55
65
75
d
31
31
35
35
41
49
29
29
33,5
44
Марка и диаметр
матриц, мм
для алю-
миниевого
корпуса
А-50
А-50
А-56
А-56
А-50
А-56
А-66
МШ-65
А-43
МШ-2А-19.5
А-48
МШ-27
А-48
МШ-27
А-54
МШ-31,5
А-64
МШ-41,6
для
сталь-
ной
втулки
С-21
С-23
С-23
С-26
С-29
С-26
С-29
МШ-26
С-20
С-27
С-27
С-31,5
С-42,0
провода
26,0-30,0
26,0-30,0
29,1-33,2
29,1-33,2
34,7-39,7
46,5
15,4
19,8
23,1
29,2
37,5
стального
сердечника
5,6-7,2
9,2-10,2
10,2-11,5
12,0-13,3
10,2-11,5
10,5
11,0
15,4
14,7
18,6
23,9
Прочность
заделки,
кН, не менее
104,13
104,13
85,5
85,5
109,44-120,56
136,06
152,50
- 154,56
164,81
180,96
231,4
87,14
162,69
165,43
256,12
419,98
i QJ
fcfi QJ
5 о
о *
сЗ -
3,12
3,20
5,0
5,2
6,9
6,9
1,56
2,03
2,23
2,95
5,30

Таблица 8.83. Соединители прессуемого типа для стальных тросов
Марка
троса
Марка
соединителя
Основные размеры, мм
Наруж-
ный
диаметр
Диаметр
отверстия
Длина
(до опрес-
сования)
Марка
и диаметр
матриц
Проч-
ность
заделки,
кН, не
менее
Масса
1 шт.,
(компл.),
Соединители нормальной длины
С 50
С 70
С 95
С 100
С 120
С 134
С 150
СС-50-1А*
CC-70-IA*
СС-100-1А*
СС-100-1 А*
СС-120-1 А*
СС-134-1А*
СС-150-1А*
22
28
30
30
36
36
40
9,5
11,5
13,5
13,5
14,5
15,5
16,5
240
260
320
320
380
380
380
С-19
С-24
С-24
G-26
С-28
С-31,5
С-31,5
49
87
70
97
113
130
148
0,55
0,9
1,25
1,25
1,90
2,10
2,40
Соединители укороченные для соединения «врасплет» (ГОСТ 11725—79* с изменениями
№ 1 от 26.12.80 г. и № 2 от 30.07.85 г.)
С 50
С 70
С 100
С 120
С 135
С 150
С 200
С 260
С 300
СВС-50-3
СВС-70-3
СВС-100-3
СВС-120-3
СВС-135-3
СВС-150-3
СВС-200-3
СВС-260-3
СВС-300-3
26
30
36
40
40
42
48
56
60
14,5
17,5
21,0
22,5
24,0
25,5
29,5
33,5
34,0
80
85
90
95
100
ПО
120
120
120
МШ-22,5
МШ-26
МШ-31,2
МШ-33,8
С-34,6
С-36,4
МШ-41,1
МШ-48,0
МШ-52,0
50
70,5
98,5
114
131
155
i80
214
285
0,22
0,30
0,47
0,64
0,63
0,75
1,05
1,25
1,70
* В настоящее время сняты с производства.
Примечания: 1. Установка зажима прессуемого типа должна производиться в строгом соот-
ветствии с монтажными инструкциями; опрессовка зажимов типа СВС для стальных канатов должна
производиться прессом МИ-1Б или другого типа, создающим усилие не менее 500 кН.
2. Опрессование производится до соприкосновения матриц. Диаметр стальной гильзы и корпуса
соединителя после опрессования должен быть равен внутреннему диаметру матриц пресса с допуском
+0,3 мм.
3. Относительное удлинение при опрессовании стальных гильз 10—12%.
Таблица 8.84. Патроны термитные дли сварки проводов (ГОСТ 18492—79* с нзмеяением
№ 1 от 26.03.85 г.)

Продолжение табл. 8.84
Тип
патрона
Марки
свариваемых
проводов
Размеры, мм
трубки 1
d
Н
Толщина
вкладыша 3
Диа-
метр
Высо-
та
термитной
шашки 2
D
Вы-
сота
Масса, г
шаш-
ки
пат-
рона
Для алюминиевых н сталеалюминиевых проводов (рис. а)
ПАС-16
ПАС-25
ПАС-35
ПАС-50
ПАС-70
ПАС-95
ПАС-120
ПАС-150
ПАС-185
ПАС-240
ПАС-300
ПАС-400
ПАС-500
ПАС-600
V6,
АС 16/2,7
А-25,
АС 25/4,2
А 35,
АС 35/6,2
А 50,
АС 50/8,0
А 70.
А 95.
АС 70/11
А 120,
АС 95/15 и
95/16
А 150,
АС 120/19,
120/27 и
70/72
А 185,
АС 150/19,
150/24 и
150/34
А 240,
АС 185/24,
185/29,
95/141 и
185/43
А 300,
АС 240/32,
240/39 и
240/56
А 400,
АС 300/39,
300/48,
300/66,
330/30 и
330/43
А 500,
АС 400/22,
400/51,
400/64,
400/93 и
300/204
А 600,
АС 500/27 и
500/64
А 700,
АС 600/72
6,0
7,3
8,7
10,2
12,5
14,8
16,2
18,2
20,3
22,7
26,7
30,5
32,2
34,8
50
60
60
60
65
65
65
80
100
100
120
125
125
130
0,5
0,7-0,8
1,0
1,2-1,25
10
П,5
13,5
16
19
22
23
26
28
31
35
40
41
46
20,5
20,5
20,5
23
23
24
24
31
37
37
47
49
49
52,5
18
25
25
35
38
43
43
43
50
60
60
65
65
70
9
9
9
14
14
17
17
18
26
26
26
27
27
25
6
13
20
45
55
80
80
95
190
270
270
370
370
500
13
24
32
65
80
118
140
155
300
360
440
580
580
750

Продолжение табл. 8.84
Тип
патрона
Марки
свариваемых
проводов
Размеры, мм
трубки 1
d
Н
Толщина
вкладыша 3
Диа-
метр
Высо-
та
термитной
шашки 2
D
Вы-
сота
Масса, г
шаш-
ки
рона
Для медных н бронзовых проиодов (рис. б)
ПМ-25
ПМ-35
ПМ-50
ПМ-70
ПМ-95
ПМ-120
ПМ-150
М 16, М 25
М 35
М 50
М 70
М 95
М 120
М 150
6,8
8,0
9,5
11,2
13,0
14,5
16,3
50
60
65
65
70
75
85
1,5
2,0
6,8
8,0
9,5
11,2
13,0
14,5
16,3
17,5
22
25
25
25
27,5
32,5
36
38
38
43
43
43
43
15
15
15
15
20
20
20
28
70
75
95
100
102
ПО
58
130
155
170
180
210
240
Примечания: 1. Термитная сварка проводов должна выполняться в полном соответствии
с «Типовой инструкцией по сварке неизолированных проводов с помощью термитных патронов»
(ТИ 34-70-005 — 82), утвержденной Главтехуправлением Минэнерго СССР 23.09.82 г., с изменениями
этой инструкции согласно решению № Э-6/84 от 30.05.84 г. Главтехуправления Минэнерго СССР.
2. Для повышения качества сварки алюминиевых и сталеалюминиевых проводов (особенно больших
сечений) термитными патронами типа ПАС рекомендуется перед употреблением этих патронов про-
сверливать в них радиальное вертикальное отверстие диаметром от 4 до 16 мм (в зависимости от
сечения свариваемых проводов), которое обеспечивает во время сварки выход образующихся газов,
возможность перемешивания металла для разрушения оксидной пленки и добавление алюминия
в зону сварки.
3. Для сварки алюминиевых и сталеалюминиевых проводов кроме термитных патронов типа ПАС
выпускаются термитные патроны типа ПА по ТУ 82-547 — 80, состоящие из надеваемой на. сталь-
ную трубку термитной шашки с вертикальным круглым отверстием и алюминиевых колпачков или вту-
лок, надеваемых на свариваемые провода перед началом сварки. Назначение отверстия в термитной
шашке то же, что и в патронах типа ПАС (см. п. 2).
4. Сварку проводов из алюминиевых сплавов типов АН, АЖ и АЖС следует производить
теми же термитными патронами, что и соответствующих по сечениям и диаметрам алюминиевых
и сталеалюминиевых проводов. При этом рекомендуется применение термитных патронов типа ПА-
5. Для сварки проводов термитными патронами типов ПАС и ПА допускается применение
патронов на большее, чем у провода, сечение (на 1—2 размера). При этом на провода необхо-
димо намотать втулку из алюминиевой ленты (фольги) соответствующей толщины.
Допускается также термитная сварка проводов разных сечений, при этом на провод меньшего
сечения наматывается втулка из алюминиевой ленты (фольги) необходимого размера.
6. Термитные патроны для сварки медных и бронзовых проводов типа ПМ выпускаются только
по согласованию с заводом-изготовителем по отдельным техническим условиям.
7. При производстве работ по термитной сварке проводов необходимо руководствоваться сле-
дующим:
а) для.обрезания концов проводов применяются приспособления МИ-148, РЭЗ-1 или МИ-261Б;
алюминиевые проволоки небольших сечений проводов срезаются ножовкой, а "Остальные проволоки
надрезаются ножовкой, затем несколькими перегибами отламываются. Концы стальных проводок про-
водов после перелома слегка забиваются молотком заподлицо с плоскостью ^реза. Перед отреза-
нием или торцеванием концы проводов должны быть закреплены двумя бандажами на расстоянии
15—20 мм друг от друга. Перед надеванием патрона концы проводов запиливаются напильником
от острых краев верхнего повива и заусенцев;
б) перед введением концов проводов в термитный патрон для ограничения односторонней подачи
проводов в зону сварки на них плотно закрепляются бандажи на расстоянии, равном половине длины
трубки (термопатрона), плюс 1—2 мм от концов свариваемых проводов. Это необходимо сделать
при пользовании сварочными пистолетами. Если в сварочных приспособлениях имеются ограничители
подачи проводов в зону сварки, то они должны быть установлены на расстоянии от середины
(центра) термопатрона, равном половине длины трубки (термопатрона), плюс 1—2 мм;
в) после сгорания термитной шашки за время 15 — 30 с и остывания ее до темно-красного
каления происходит расплавление вкладыша и концов свариваемых проводов. Выждав это время,
производят перемешивание расплавленного металла и подачу проводов в зону сварки при помощи
пружин или двухходового винта;
г) зажигание термитной шашки термопатрона производят специальными термитными спичками со
стороны патрона, отмеченной красной меткой (более рыхлой поверхности).

Продолжение табл. 8.84
8. Разрушающая нагрузка сваренных проводов не менее следующих значений:
Марка провода АС 16/2,7 АС 25/4,2 АС 35/6,2 АС 50/8.0 АС 70/11 АС 95/16
Разрушающая
нагрузка, кН,
не менее . .
0,98
1,47
1,96
2,45
2,94
4,41
Марка провода АС 150/19, АС 185/24, АС 240/32,
150/24 185/29 240/39
АС 120/19,
120/27
5,39
АС 300/39,
300/48,
300/66
Разрушающая нагрузка, кН, не менее
6,86
7,84
10,78
12,74
ОДарка провода
Разрушающая нагрузка, кН, не менее
АС 400/93 АС 500/64 АС 600/72
17,64 17,64 19,6
Разрушающая нагрузка алюминиевых проводов и проводов из алюминиевых сплавов не менее
50% разрушающей нагрузки сталеалюминиевых проводов, сваренных теми же типами патронов.
9. Качество сварки проводов термитными патронами необходимо проверять осмотром сразу же
после монтажа сварного соединения. При этом необходимо убедиться в отсутствии пережога про-
волок наружного повива проводов, усадочных раковин в месте сварки глубиной более 1/3 диаметра про-
вода сечением до 120 мм2 и не более 6 мм для проводов сечением 150 — 800 мм2.
Кроме того, сварное соединение должно быть проверено на перегиб руками, при этом сварка
не должна нарушаться. Если сварное соединение не удовлетворяет этим условиям, оно должно быть
вырезано и концы проводов сварены вновь.
Таблица 8.85. Ремонтные зажимы
а)
Марка ремонтируемого
провода
АС 95/16, 95/15 (рис. а)
АС 120/19. 120/27 (рис. а)
АС 150/34, 150/24, 150/19
(Юс. а)
АС 185/24, 185/29, 185/43;
АС 205/27 (рис. а)
АС 240/32, 240/39, 240/56,
АС 300/39, 300/48, 300/66;
АС 330/30, 330/43 (рис. б)
АС 400/22, 400/51, 400/64,
400/93; АС 500/64, 500/27
(рис. б)
А 600, АС 600/72 (рис. б)
А 700, АС 700/86 (рис. б)
Марка
ремонтного
зажима
РАС-95-4А
РАС-120-4А
РАС-150-4 А
РАС-205-4А
РАС-330-5А
ТАС-500-5А
РАС-600-5А
РАС-700-5А
А
—
—
—
44
50
50
56
Размеры, мм
D
—
—
-
52
58
58
63
d
—
—
-
27,0
31,5
34,5
39,0
/
400
400
400
400
500
500
500
500
Масса,
кг
0,242
0,268
0,402
0,432
1,76
2,00
1,96
2,75
Марка
комплекта
1 матриц
пресса
МШ-134-17
МШ-134-18
МШ-134-19
МШ-134-20
А-45
А-51
А-52
А-57
Примечания: 1. Монтаж ремонтных зажимов производится прессами МИ-1Б, ПО-100 и други-
ми согласно инструкции.
2. Ремонтные зажимы устанавливают при частичном повреждении провода в соответствии с
инструкцией по монтажу этих зажимов. При повреждении более 34% алюминиевых проволок произ-
водятся вырезка и замена поврежденного участка провода.
3. Расстояние между установленными на проводе ремонтными зажимами должно быть не менее
15 м.

Таблица 8.86. Ремонтные муфты (овальные)
S
Марка
ремонтируемого
провода
Тип овального
соединителя,
используемого
для изготовления
ремонтной муфты
Размеры, мм
Внутренний
диаметр
малый
боль-
шой
«S
Марка
матриц и
пуансонов
для опрес-
совки
Допускаемое
количество
оборванных
(частично
поврежденных)
проволок,
не более
М 35
М 50
М 70
М 95
М 120
СОМ-25-1
СОМ-35-1
СОМ-50-1
СОМ-70-1
СОМ-95-1
А 35
А 50
А 70
А 95
А-120
АС 50/8
АС 70/11
АС 95/16, 95/15
АС 120/19, 120/27
АС 150/19, 150/24,
150/34
АС 185/24, 185/29,
185/43
АС 240/32, 240/39
Медны
7,2
8,5
10,0
11,6
13,4
е провода
14,4
17,0
20,0
23,2
26,8
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
50
60
85
95
120
Алюминиевые провода
СОАС-25-2А
СОАС-35-2А
СОАС-50-2А
СОАС-70-2А
СОАС-95-2А
7,2
9,0
10,5
12,5
15,0
14,4
19,0
22,0
26,0
31,0
1,7
2,1
2,3
2,6
2,6
55
65
90
100
135
Сталеалюминиевые провода
СОАС-35-3
СОАС-50-3
СОАС-70-3
СОАС-95-3
СО АС-120-3
СОАС-150-3
СОАС-185-3
9,0
10,5
12,5
15
17
19
21
19
22
26
31
35
39
43
2,1
2,3
2,6
2,6
3,1
3,1
3,4
100
100
100
100
100
100
120
М-35
М-50
М-70
М-95
М-120;
АС-70
М-35
М-50
М-70
М-95
М-120,
АС-70
М-95,
АС-50
М-120,
АС-70
М-150,
АС-95
М-240,
АС-120
АС-150
АС-185
АС-240
V»
ПС 35
ПС 50
ПС 70
СОС-25-1А
СОС-35-1А
СОС-50-1А
Стальные провода
7,2
8,5
10,0
14,4
17,0
20,0
1,7
1,7
1,7
ПО
120
175
М-35
М-50
М-70
Примечания: 1. Ремонтные муфты изготовляются из стандартных овальных соединителей
с устройством прорези шириной 1 мм по узкой стороне.

Продолжение табл. 8.86
2. Монтаж ремонтных муфт производится малогабаритными гидравлическими прессами МГП-12А,
МИ-2А и другими согласно инструкции по эксплуатапии этих прессов. Длина ремонтной муфты
определяется с таким расчетом, чтобы расстояние от места повреждения провода до края муфты
было не менее 0,4 указанной в таблице минимальной длины муфты.
3. При частичном повреждении отдельных проволок провода (вмятины и другие нарушения
целости проволок глубиной от 1/3 до 2/3 диаметра) три частично поврежденные проволоки прирав-
ниваются к обрыву двух проволок.
4. При обрыве и повреждении числа проволок более указанного в таблице провод разре-
зается и соединяется с помощью соединителя.
Таблица 8.8#£ Распорки дистанпнониые дли проводов расщепленной фазы (ГОСТ 9681 — 83*
с изменением № 1 от 30.01.85 г.)

Продолжение табл. 8.87
Марка и номинальное
сечение провода
АС
Марка
распорки
Шаг
расщепления
я, мм
Распорки дли двух проводов глухие (рис. а)
120-185
240-400
500-550
500
600-800
120-185
240-400
400-500
400-500
550-750
1000
РГ-1-300
РГ-1-400
РГ-1-500
РГ-2-300
РГ-2-400
РГ-2-485
РГ-2-500
РГ-2-600
РГ-3-400
РГ-3-500
РГ-3-600
РГ-3-850
РГ-4-400
РГ-4-500
РГ-4-600
РГ- 5-400
РГ-5-600
300
400
500
300
400
485
500
600
400
500
600
850
400
500
600
400
600
Распорки дли двух проводов, утяжеленные для шлейфов (рис. б)
240-450
500
600-800
120-185
240-400
500-550
240-400
400-500
550-750
РУ-2-400
РУ-3-400
ру-4-400
400
400
400
Распорки для двух проводов изолирующие (рис. в)
120-185
240-400
400-500
РГИ-3-400
РГИ-3-600
РГИ-4-400
РГИ-4-500
РГИ-4-600
РГИ-4-850
РГИ-5-400
РГИ-5-500
РГИ-5-600
400
600
400
500
600
,850
400
500
600
Распорки трехлучевые глухие дли установки на трех проводах и шлейфах (рис. г)
500-550 I 400-500 I ЗРГН-5-400 | 400 I 4,10
Распорки лучевые глухие для установки на четырех, пяти и восьми проводах расщепленной
фазы (рис. д — ж)
500-550
500-550
240-400
500-550
400-500
400-500
240-400
400-500
1200
300-330
300-330
4РГН-5-400
4РГН-5-600
5РГН-4-400
5РГН-5-400
5РГН-8-600
8РГ-4-400В
8РГ-4-400Г
400
600
400
400
600
400
400
д.
Примечания: 1. Распорки изготовляются с плашками из немагнитных сплавов для сниже-
ния потерь электрической энергии.
2. Выпускающие и шарнирные распорки, обеспечивающие расцепление тяги с плашками при
отклонении распорки на угол 75 + 5° в обе стороны и поворот проводов вокруг своей оси в
зажимах (типы РВН, РВШ и РГШ), в настоящее время не выпускаются.
3. Распорки выдерживают сжимающие и растягивающие усилия, направленные вдоль оси тяги
не менее 1,96 кН.

Таблица 8.88. Гасители внбращян (ТУ 34-27-11096-86)
Тип
ГВН-2-9
ГВН-2-13
ГВН-3-12
ГВН-3-13
ГВН-3-17
ГВН-4-22
ГВН-5-25
ГВН-5-30
ГВН-5-34
ГВН-5-38
/
АС
70,95
—
-
120/19,120/27,150/19,
150/24, 150/34, 70/72
185/24, 185/89, 185/43,
240/32, 240/39, 240/56
300/39, 300/48, 300/66,
300/67, 330/30, 330/43
400/18, 400/22, 400/51,
400/93, 450/56, 500/26,
500/27, 500/64, 400/64
550/71, 600/72, 650/79
700/86
А
_
70, 95
—
—
120, 150,
185
240, 300
350, 400
450, 500,
550
600, 650,
700
800
м
70
95
—
120, 150
185, 240
300, 350,
400
-
-
С, ПС,
пмс
35, 50
—
—
70, 95,
100
—
—
—
-
Й
>->
сЗ
О
сЗ
0,8
0,8
1,6
1,6
1,6
2,4
3,2
3,2
3,2
3,2
н*Х
s я
да
46
46
58
58
58
65
73
73
73
73
Размеры, мм
oq
ЕЕ rt
103
103
130
130
130
143
162
162
162
162
н"«
S Й
9,2
9,2
11,0
11,0
П.О
11,0
13,0
13,0
13,0
13,0
,
& й
S й 2
9
13
12
13
17
22
25
30
34
38
s
rt
u
is
"5S
300
350
400
450
450
500
550
550
600
650
3g
— ю
о u
2,24
2,29
3,98
4,02
4,04
5,70
7,56
7,62
7,65
8,2
Диапазон
раоочих
Гп
15-100
11-80
12-80
12-80
10-75
7-65
6-55
6-55
5-50
5-50
Примечания: 1. Гасители типа ГВН предназначены для защиты от вибрации проводов и тросов ВЛ в обычных пролетах длиной до 500 м.
2. Для защиты проводов от вибрапии на больших переходах выпускаются гасители типа ГПГ с глухим креплением на проводах и сбрасывающиеся
типа ГПС. На переходах ВЛ 500 кВ и выше эти гасители устанавливаются только на верхних проводах расщепленной фазы (по условиям радиопомех от короны).
Типы гасителей и места их установки на проводах и тросах выбираются на основании результатов специальных расчетов или измерений.
3. Прочность заделки зажима на канате и прочность крепления плашек на проводах должны быть не менее 2 кН.
4. Стрела кривизны каната гасителя не должна превышать 1/11 его длины.

Таблица 8.89. Кольца и экраны защитные для натяжных гирляяд ВЛ 500 кВ н выше
a) S) В)
Наименование
Кольцо защитное для
одноцепной или край-
ней гирлянды (рис. а)
Кольцо защитное для
средней цепи много-
ценной гирлянды
(рис. б)
Экран защитный для
многоцепной гирлян-
ды, ГОСТ 24685-81
(рис. в)
Марка
НКЗ-1-1А
НКЗ-1-1Б
НКЗ-1-1В
НКЗ-2/4-1
ЭЗ-500-1
ЭЗ-750-1
ЭЗ-750-2
ЭЗ-750-4
ЭЗ-750-5
ЭЗ-750-9
ЭЗ-750-3/4-4
ЭЗ-1150-1
ЭЗ-1150-7
Детали линейной арматуры
для установки колец
У1-16-20 (УС),
У1-21-20 (УС),
У1-30-24 (УС)
У1-12-20 (УС),
У1-12-16(УС),
У1-12-22 (УС),
У2-21-20,
У2-30-24
У1-7-16, У2-7-16,
У2-12-16, У2-12-20,
У2-13-20, У2-12-22,
УС6-16
У1-12-16, У1-12-20,
У1-12-22, У1-16-22,
У1-16-20, У2-12-16,
У2-12-20, У2-12-22,
У2-16-20
Труба диаметром 48 мм узла
УКЭ750
Труба диаметром 140 мм узла
УКЭ750
Ушки типов У1 и У2
Подвесы ЗП6Р-30-2,
4П6Р-90-2, 4П6Р-90-3
Зажимы 5 ПТУ2-5-2
Ушки У1 и У2
Труба диаметром 48 мм
Зажим 8ПГУ-5-3
Диаметр D,
мм
750
750
750
Часть
кольца
750
1080
1660
ч 900
^1580
1660 х 2200
1180x880
1660
2080
1920x1370
Масса,
кг
4,3
4,2
"4,2
3,3
14,39
22,30
12,20
19,20
22,80
12,10
12,92
24,8
28,00
Примечания:!. Защитная арматура, устанавливаемая на гирляндах изоляторов ВЛ сверхвысокого
напряжения, главным образом предназначена для снижения напряжения промышленной частоты на
ближайших к проводам изоляторах гирлянд.
2. Защитные кольца и экраны устанавливаются на натяжных гирляндах изоляторов ВЛ 500 кВ
и выше со стороны проводов и монтируются на трубах или ушках с помощью болтов М12.
3. Экраны ЭЗ-750-5, ЭЗ-750-9 и ЭЗ-1150-7 имеют овальную форму.

Таблица 8.90. Рога разрядные (ГОСТ 19697-82)
/
Г» .1"
-1
1
fti
Наименование
Рога разрядные верхние
(рис. а)1, монтируются на
серьгах
Рога .разрядные нижние
(рис. б)2, монтируются на
ушках
Марка
РРВ-82
РРВ-95
РРВ-135
РРВ-168
РРВ-200
РРВ-212
РРВ-342
РРВ-435
РР-55
РР-88
РР-130
Тип изолятора
ПС70-Д, ПСД70-ДМ
ПС120-Б
ПС160-В, ПС210-В
2хПС70-Д
ПС70-Д, ПСД70-ДМ
ПС70-Д, ПСД70-ДМ
ПС120-Б
L, мм
82
95
135
168
200
212
342
435
55
88
130
Масса, .
кг
0,50
0,52
0,55
0,58
0,61
0,62
0,74
0,82
0,38
0,41
0,44
1 Рога разрядные верхние марки РРВ, имеют высоту Н = 334 мм.
2 То же нижние марки PP. имеют высоту Н = 256 мм.
Примечания: ]. Рога разрядные служат для создания искровых разрядных промежутков,
необходимых размеров в изолирующих подвесках грозозащитных тросов и проводов.
2. Верхний разрядный рог крепится непосредственно к серьге, а нижние рога — к ушкам,
расположенным на стержне нижнего изолятора.
3. Разрядные рога изготовляются из стального оцинкованного прутка диаметром 12 мм.
4. При монтаже необходимо тщательно проверить взаимное расположение верхних и нижних
рогов в одной плоскости и размер искрового промежутка. Следует также обратить внимание
на надежное закрепление (затяжку гаек) в болтовых соединениях.
Таблица 8.91. Балластные грузы

Продолжение табл. 8.91
Число
в фазе
1 (рис. а)
2 (рис. о)
3 (рис. в)
4 (рис. г)
Марка
балласта
БЛ-100-1
БЛ-200-1
БЛ-400-1
БЛ-400-5
2БЛ-800-3
ЗБЛ-800-1
ЗБЛ-1400-4
4БЛ-1000-1
Основные размеры, мм
Н
105
105
245
270
100
100
100
-
А
400
400
425
425
540
540
600
0 490
В
310
310
400
400
485
485
600
0 490
L
320
480
732
732
858
1322
1775
1690
Масса балласта,
кг
50, 100
50, 100, 150,
200
100, 200, 300,
400
100, 200, 300,
400
400-800 (че-
рез 100 кг)
400-800 (че^'
рез 100 кт) 'А
100-1400 (че-
рез 100 кг)
100-1000 (че-
рез 100 кг)
Тип
щего зажима
ПГН-1-5,"
ПГН-2-6,
ПГН-3-5
ПГ-1-11
ПГН-1-5,
ПГН-2-6
ПГН-5-3
2ПГН-5-7
ЗПГН-5-7
ЗПГН2-5-4
4ПГН2-5-2А
Примечания: 1. Балластные грузы устанавливаются на проводах ВЛ на поддерживающих
гирляндах опор, имеющих очень малые весовые пролеты, в целях исключения приближения проводов
к опоре при ветре или низких температурах.
2. Масса балласта определяется расчетом и указывается в проектах ВЛ с градацией через
50 или 100 кг.

Таблица 8.92. Арматура крепления изоляторов на ВЛ 6, 10 в 20 кВ
Крюки стальные (ТУ 34-72-767-85)
Тип
крюка
К-22 (рис. а)
К-25 (рис. а)
КК-22
(рис. б)
КК-24
(рис. б)
КУ-25
(рис. в)
Напря-
жение,
кВ
6-10
6-10
6-10
6-10
20
Тип
изолятора
ШС10-А,
ШС10-Г,
ШФ10-7
ШС10-Г,
ШФ10-Г
ШФ20-В
Разру-
шающая
нагрузка, кИ
верти-
каль-
ная
1,43
1,63
1,53
2,00
1,63
гори-
зон-
таль-
ная
1,78
1,84
1,12
1,38
1,48
Размеры, мм
D
22
25
22
24
25
Л,
22
22
22
22
25
н
165
165
200
200
210
L
395
495
476
567
445
А
250
350
230
260
300
d
26
29
-
29
1
100
100
-
100
Масса,
кг
1,7
2,5
3,2
4,5
2,3

Продолжение табл. 8.92
Штыри стальные (ГОСТ 18381-80)
Тип штыря
(рис. г)
Ш-20-1-55
Ш-20-1-100
Ш-20-1-125
Ш-20-1-160
Щ-20-1-180
Ш-20-2-55
Щ-20-2-100
Ш-20-2-125
Ш-20-2-160
Ш-20-2-180
Ш-22-55
Ш-22-80
Ш-22-100
Ш-22-125
Ш-22_-200
ID-24-55
Ш-24-80
Ш-24-100
Ш-24-125
Ш-24-200
*х
20
20
22
24
d2
20,7
20,7
27,6
29,2
*ъ
23
24
36
38
Размеры, мм
dt
Ъ1
37
60
60
60
37
37
60
60
60
48
48
48
65
65
48
48
48
70
70
*ъ
М20
М20
М22
М24
'i
45
45
76
72
к
175
195
175
195
h
10
~
10
12
12
и
40
40
40
40
^5
55
100
125
160
180
55
100
125
160
180
55
80
100
125
200
55
80
100
125
200
Разру-
шаю-
грузка,
кН
2,0
2,0
10,0
10,0
Масса,
0,74
0,85
1,05
1,13
1,18
0,82
0,93
1,13
1,22
1,27
1,27
1,34
1,40
1,62
1,84
1,56
1,65
1,72
2,00
2,27
Колпачки полиэтиленовые для креплении штыревых изоляторов (ГОСТ 18380—80*
с изменением № 1 от 06.08.85 г.)
Тип колпачка
(рис. в)
К-6
К-7
К-8
К-9
Размеры, мм
4
19
21
21
23
d2
19,6
23,9
26,3
27,9
4
32,9
32,9
33,0
35,0
d.
35,9
35,9
36,0
38,0
к
43
43
75
70
к
40
40
72
67
Масса
100 шт.,
кг
2,25
1,87
4,47
2,68
Испытательная
нагрузка, кН
вертикаль-
ная
0,735
горизон-
тальная
2,0
3,5
10,0
10,0
Ч-
Примечания: 1. Штыри для В Л 6—20 кВ в зависимости от назв|рения вьшускаются.
двух типов: Ш — штыри для крепления изоляторов на траверсах и накладках промежуточных опор
и ШВ — штыри верхушечные для крепления изоляторов к торцам стоек опор.
2. Массы штырей типа Ш указаны в комплекте с гайками и шайбами.
3. Для крепления стеклянных штыревых изоляторов на металлических траверсах промежуточных
железобетонных опор ВЛ 6 и 10 кВ вьшускаются стеклянные штыри типа СЙ10-1 из закаленного
щелочного стекла. Разрушающая нагрузка этих штырей — 2,35 ± 0,35 кН, а масса — 0,4 кг.
4. Колпачют полиэтиленовые выпускаются в климатическом исполнении УХЛ, категории 1 по
ГОСТ 15150—69* и могут устанавливаться соответственно в районах с температурами от +40 до
-60 °С.
5. Колпачки К-6, К-7 и К-8 применяются для крепления штыревых изоляторов ШС10-А.
ШС10-Г и ШФ10-Г; на штырях Ш-20-1 и Ш-22-2 - кблпачки К-6; на штырях Ш-22 и ШВ-22-
колпачки К-7 и К-8. Колпачки К-9 применяются для крепления штыревых изоляторов ШФ20-В
на штырях Ш-24.
6. Колпачки К-8 имеют в нижней части утолщение на длине 30 мм с диаметром у основания
48 мм.

Продолжение табл. 8.92
1. Срок службы колпачков не менее 15 лет. Гарантийный срок эксплуатации — 3 года со дня
ввода в эксплуатацию.
8. Непосредственно перед насадкой на штыри колпачки необходимо разогреть в воде до тем-
пературы 70—80 °С. Насадку колпачков производят с помощь» деревянного молотка.
9. Изоляторы навертывают на колпачки, насаженные на штырь до отказа, а затем изолятор
следует повернуть в обратном направлении на четверть оборота.
10. Для крепления подвесных изоляторов на промежуточных и анкерных деревянных опорах
ВЛ 6—20кВ применяется болт с Заварной серьгой по рис. е диаметром соответственно 16 и 20 мм,
имеющий массу 1,8 и 2,0 кг.
Таблица 8.93. Зажнмы ответвительные для ВЛ 0,4; 6 и 10 кВ
JfZ
f—
L
-■^
■■'-л
в)
Петлевые клиновые
Марка зажима
клина
ОК-2А
2А
(рис. а)
ОК-2Б
2Б
(рис. а)
ОК-2В
2В
(рис. а)
Марка провода
магистрали
А 25
А 35, А 50
АС 25/4,2
АС 35/6,2
АС 50/8,0
А 35
А 50
А 70
АС 35/4,2
АС 50/8,0
АС 70/11
А 70
АС 50/8,0
АС 70/И
ответвления
А 16, А 25,
АС 16/2,7, АС 25/4,2
А 16, АС 16/2,7
А 16, А 25,
АС 16/2,7, АС 25/4,2
А 16, АС 16/2,7
А 16
А 35, "АС 35/6,2
А 25. А 35, А 50,
• АС 25/4,2, АС 35/6,2
А 1§, А 25,
АС 16/2,7, АС 25/4,2
А 25, А 35,
АС 25/4,2, АС 35/6,2
-А 25, А 35, АС 16/2,7,
АС 25/4,2, АС 35/6,2
А 16, А 25, АС 16/2,7
А 35, А 50. А 70,
АС 35/6,2, АС 50/8,0,
АС 70/11
А 50, АС 50/8,0
А 35, А 50, А 70,
АС 25/4,2, АС 35/6,2,
АС 50/8,0, АС 70/11
Размеры, мм
А
40,0
37,0
34
R
4,8
5,7
5,7
Прочность
заделки, кН,
не менее
6,00
6,00
6,00
Масса,
кг
0,155
0,150
0,145

» Продолжение табл. 8.93
Примечания: 1. Монтаж зажимов производится с помощью монтажного приспособления
МИ-226.
2. Зажимы изготовляются из алюминия.
Марка
зажима
ОАС-1
(рис. б)
ОАС-2
(рис. б)
Прессуемые для отпаек и
Марка провода
магистрали
А 25-А 50
ПСО-3
ПСО-4
ответвления
ПСО-3, ПСО-4
Алюминиевый
изолированный
провод сечением
2,5-10 мм2
ответвлений
Размеры, мм
L
40
25
Я
13,5
9,3
R
4,6
2,6
г
2,1
2,1
D
20
16
Масса,
кг
0,025
0,015
Марка
матрицы
МШ-15,6
МШ-13
Примечание. Монтаж производится путем опрессования корпуса зажима шестигранными
матрицами приспособлением МИ-298 или гидравлическими прессами типов МГП-12А, МИ-2А и др.
Раздел девятый
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ
9.1. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К СИЛОВЫМ КАБЕЛЬНЫМ ЛИНИЯМ
Силовые кабельные линии должны от-
вечать требованиям ГОСТ на отдельные
виды кабелей иЛи технических условий; их
прокладка должна производиться в соот-
ветствии с ПУЭ с учетом «Единых техни-
ческих указаний по выбору и применению
электрических кабелей». Все силовые кабель-
ные линий должны обладать необходимой
механической прочностью, соответствующей
способу прокладки, обладать термической и
динамической стойкостью при протекании
рабочих токов и токов КЗ, выдерживать
определенные кратковременные перегрузки и
перенапряжения, обеспечивать надежную ра-
боту в пределах нормативного срока службы,
отвечать требованиям экономичности. Про-
кладка и монтаж кабельных линий всех
напряжений, сооружаемых организациями
других ведомств и передаваемых затем в
эксплуатацию энергоуправлениям, должны
выполняться под техническим надзором
эксплуатирующей организации.
9.2. КАБЕЛЬНЫЕ СООРУЖЕНИЯ
К кабельным сооружениям относятся
кабельные туннели и коллекторы, каналы,
короба, блоки, шахты, кабельные этажи,
двойные полы, кабельные эстакады, галереи,
камеры, подпитывающие пункты. Кабельные
сооружения должны выполняться с учетом,
возможности дополнительной прокладки
15% количества кабелей, предусмотренного
проектом. Кабельные этажи, туннели,(галереи,
эстакады и шахты должны отделяться от
других помещений и соседних кабельных
сооружений несгораемыми перегородками и
перекрытиями с пределом огнестойкости не
менее 0,75 ч. Такими же перегородками
протяженные туннели должны разделяться на
отсеки длиной не более 150 м при наличии
силовых и контрольных кабелей и не более
100 м при наличии маслонаполненных ка-
белей. Площадь каждого отсека двойного
пола должна быть не более 600 м2. Коли-
чество и расположение чдверей для выхода
из кабельных этажей их туннелей ОПредеЛЯ-
ются с учетом местных условии, но их
должно быть не менее двух. Для туннелей
длиной до 25 м допускается иметь один
выход. В туннелях и каналах должны быть
выполнены мероприятия по предотвращению
попадания в них воды и масла, а также
должен быть обеспечен отвод почвенных и
ливневых вод. В туннелях должны быть
предусмотрены дренажные механизмы с авто-
матическим их пуском в зависимости от
уровня воды. Кабельные каналы и двойные
полы должны перекрываться съемными не-

сгораемыми плитами. Подземные туннели
вне зданий должны иметь поверх перекрытия
слой земли толщиной не менее 0,5 м.
Маслонаполненные кабели допускается про-
кладывать с другими кабелями (обычно в
нижней части сооружения), но с отделением
их перегородками, имеющими предел огне-
стойкости не менее 0,75 ч.
Необходимость и объем автоматических
стационарных средств обнаружения и туше-
ния пожаров в кабельных сооружениях опре-
деляются на осшрании руководящих доку-
ментов. Вблизи (не далее 25 м) от входов,
люков и вентиляционных шахт должны быть
установлены пожарные гидранты. Для эста-
кад и галерей расстояние от любой точки оси
сооружения до гидранта не должно пре-
вышать 100 м. В кабельных сооружениях
высота, ширина проходов и расстояние между
конструкциями и кабелями должны быть не
менее приведенных в табл. 9.1.
9.3. ПРИЕМКА ПОСЛЕ МОНТАЖА
И РЕМОНТА.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
Завершающим этапом работы по мон-
тажу кабельной линии является сдача ее в
эксплуатацию. Вследствие того, что испыта-
ния, проводимые на линии, не могут вы-
явить всех возможных дефектов смонтиро-
ванной линии, эксплуатирующая организация
должна осуществлять технический надзор на
всех этапах сооружения линии. Приемка в
эксплуатацию производится комиссией в со-
Таблица 9.1. Наименьшие расстояния для кабельных сооружений
Параметр
\.
Высота (в свету)
Расстояние по горизонтали в свету между
конструкциями при двустороннем их распо-
ложении (ширина прохода)
Расстояние по горизонтали в свету от конст-
рукции до стены при одностороннем распо-
ложении (ширина прохода)
Расстояние по вертикали между горизонталь-
ными конструкциями*1:
для силовых кабелей при напряжении,
кВ:
до 10
20-35
ПО и выше
для контрольных кабелей и кабелей связи,
а также силовых сечением 3 х 25 мм2, на-
пряжением до 1000 В
Расстояние между опорными конструкциями
(консолями) по длине Сооружения
Расстояние по вертикали и Горизонтали в
свету между одиночными силовыми кабелями
напряжением до 35 кВ*3
Расстояние по горизонтали между контроль-
ными кабелями и кабелями связи
Расстояние по горизонтали в свету между
кабелями напряжением 110 кВ и выше
Наименьшие размеры, мм,
в туннелях,
галереях,
кабельных
этажах
1800
1000
900
200
250
300*2
100
800-1000
Не менее д
Не нормир)
100
при прокладке
в кабельных каналах
и
двойных полах
Не ограничивается, но не более
1200 мм
ЗООприглубине до 0,6м; 450 при
глубине
600 при
То же
более 0,6 до 0,9 м;
глубине более 0,9 м
150
200
250
100
800- 1000
чаметра кабеля
ется
Не менее
диаметра кабеля
*1 Полезная длина консоли должна быть не более 500 мм на прямых участках трассы.
*2 При расположении кабелей треугольником — 250 мм.
*3 В том числе для кабелей, прокладываемых в кабельных шахтах.

ставе представителей монтажной и эксплуа-
тирующей организаций, утвержденной в уста-
новленном порядке. Приемка оформляется
актом. Эксплуатирующей организации пере-
дается документация, перечень которой при-
веден в табв; 9.2. Мероприятия по обеспече-
нию работоспособностн кабельных линий
указаны в табл. 9.3, 9.4.
Таблица 9.2. Документация при приемке линий в эксплуатацию
Наименование документа
Акт приемки линии в эксп-
луатацию
Проект кабельной линии
Исполнительный чертеж ли-
нии:
план М 1 : 200, 1: 500
профиль М 1:100, 1: 50
Исполнительные чертежи всех
сооружений
Справка организации, ведаю-
щей учетом подземных со-
оружений, о взятии на учет
смонтированной линии
Акты на скрытые работы при
монтаже линии
Акты осмотра кабелей на ба-
рабанах и на приемку тран-
шеи
Акты на механизированную
прокладку кабелей
Акты приемки строительной
части сооружений при мон-
таже линии
Протоколы заводских испы-
таний кабеля и другого
оборудования
Протокол прогрева кабеля на
барабанах
Протокол опробования вспо-
могательных устройств
Протокол измерения сопро-
тивления изоляции кабеля
Исполнительные высотные
отметки электроконтакт-
ных манометров
Кабельный журнал на конт-
рольный и вспомогатель-
ные кабели низкого напря-
жения
Акты на монтаж муфт
Журнал вакуумно-масляной
обработки муфт или секций
Акты на устройство заземле-
ний муфт
Журнал записи давления мас-
ла в кабелях во время хра-
нения на барабанах, после
прокладки и монтажа муфт
Наименование
кабельной
линии
Все типы ка-
белей
То же
» »
Кабели
ПО кВ
Все типы ка-
белей
» »
» »
» »
» »
» »
» »
» »
» »
Все типы,
кроме масло-
наполненных
Маслона-
полненные
линии
То же
» »
» »
» »
» »
Наименование документа
Протокол испытания конт-
рольного кабеля и аппара-
туры сигнализации неис-
правности линии
Протокол измерения актив-
ного сопротивления жил
Протокол измерения емкости
фаз
Протокол измерения сопро-
тивления заземления кон-
цевых муфт
Протокол измерения защит-
ных потенциалов и опробо-
вания электрической защи-
ты от коррозии
Протокол определения харак-
теристик масла из линии
Протокол определения содер-
жания нерастворенного га-
за
Протокол определения гид-
равлического сопротивле-
ния
Протокол опробования сиг-
нализации о неисправности
на линии
Протокол опробования теле-
фонной связи подпитываю-
щих пунктов с диспетче-
ром эксплуатирующей орга-
низации
Протокол опробования авто-
матического обогрева кон-
цевых муфт
Протокол «холодной» фази-
ровки линии
Протокол осмотра трассы и
сооружений линии перед
включением с записью^рс-
ходных значений давления
масла
Протокол измерения токорас-
пределения по кабелям (при
параллельном включении
двух и более кабелей)
Наименование
кабельной
линии .
Маслонапол-
ненные линии
» »
» »
» »
» »
» »
» »
» »
» »
-V
» »
» »
» »
» »
» »

Таблица 9.3. Номенклатура оеиовных работ при техническом обслу;
кабельных линий
Вид работы
Технический надзор за работами по монтажу ка-
бельной линии
Осмотр трасс кабельных линий, проложенных:
в земле
в кабельных туннелях и шахтах
в подводнызЕ-переходах
в колодцах.,,
Осмотр концевых муфт
Допуск роющих организаций к работе на трассах
кабельных линий
Осмотр подпитывающих пунктов при наличии сиг-
нализации давления масла
Проверка давления масла в подпитывающей аппа-
ратуре
Измерение нагрузок линий
Составление нагрузочной схемы сети
Проверка на термическую стойкость
Расчет и измерение токов однофазного замыкания
на землю
Расчет потерь мощности и электроэнергии в сети
Измерение защитных потенциалов1
Проверка исправности электрозащиты2 от коррозии
Испытание контрольного кабеля
Измерение сопротивления петли фаза — нуль
Испытание повышенным напряжением постоянного
тока:
1-е испытание
2-е испытание
последующие испытания3
определение мест повреждения на линиях
Измерения температуры кабелей
Капитальный ремонт линии4
Уборка кабельных сооружений
Отбор и анализ проб масла из баков, конпевых
и стопорных муфт:
1-я проба
2-я проба
3-я проба
последующие пробы
Пополнение маслом аппаратуры линии
Текущий ремонт концевых муфт
Проверка устройства телесигнализации давления мас-
ла
Измерение сопротивления заземления концевых и сто-
порных муфт
Периодичность работы
на линиях
до 35 кВ
ПО-500 кВ
Согласно графику работ
1 раз в 3 мес 1 раз в месяц
1 раз в 6 мес I 1 раз в 3 мес
При необходимости
1 раз в 2 года
По необходи-
мости
1 раз в 3 мес
1 раз в 3 мес
При необходимостн
—
• —
1 раз в год
1 раз в год
1 раз в месяц
1 раз в месяц
При каждом из-
менении схемы се-
ти
1 раз в год
По необходимости
1 раз в год
1 раз в год
По необходи-
мости
—
S раз в год
1 раз в 3 года
2 раза в месяц для катодной защиты
Перед включени-
ем после капи-
тального ремон-
та
Перед включени-
ем линии
1 раз в 3 года
1 раз в 3 года
Перед включени-
ем новой линии
Перед включени-
ем линии
1 раз в 3 года
1 раз в 5 лет
По необходимости
То же
» »
» »
—
—
—
—
—
—
По необходимос-
ти
Перед включени-
ем новой линии
Через 1 год
Через 3 года
1 раз в 6 лет
То же
По необходимос-
ти
1 раз в год
1 раз в год
По необходимости

Продолжение табл. 9.3
Вид работы
Ликвидация утечки масла
Замена масла в линии
Периодичность работы
на линиях
до 35 кВ
—
110-500 кВ
По необходимос-
ти
То же
1 Изоляционное покрытие трубопровода линий высокого давления перед включением проверяется
методом катодной поляризации.
2 Эффективность работы установок электрохимической защиты проверяется не реже 4 раз в год в
различные сезоны, а также при каждом изменении режима работы установок и при изменениях,
связанных с развитием сети подземных металлических сооружений и появлением новых источников
блуждающих токов.
3 Линии, имевшие повреждения ранее, испытываются 1 раз в год. Линии с большой
вероятностью механических, коррозионных или электрических повреждений испытываются несколько раз
в год.
* Вертикальные участки линий 20—35 кВ подлежат периодической замене по результатам
измерений температуры нагрева, (за исключением линий, проложенных газонаполненным кабелем
или кабелем с нестекающей массой).
Таблица 9.4. Характерные дефекты силовых кабельных линий
Дефект
Меры по предотвращению дефекта
Механическое повреждение сторонними ор-
ганизациями
Электрический пробой изоляции из-за де-
фекта прокладки или предшествующего по-
вреждения сторонними организациями
Электрический пробой изоляции из-за дет
фекта монтажа концевой муфты
Электрический пробой изоляции из-за де-
фекта монтажа соединительной муфты:
а) плохая обработка гильзы
б) плохая пайка шеек свинцовой трубы к ка-
белю
Электрический пробой изоляции из-за кор-
розионного повреждения оболочки
Электрический пробой изоляции из-за тер-
мического воздействия теплопроводов
Электрический пробой изоляции из-за ме-
ханического повреждения соединительной
муфты в результате осадки грунта вблизи
муфты
Усиление профилактической работы с ор-
ганизациями
Усиление технадзора при сооружении и во
время последующей эксплуатации ,
Периодическая переподготовка персонала,
занятого монтажом муфт
То же
» »
Систематический контроль защитны* по-
тенциалов и организация защиты от блуж-
дающих токов
Регулярный контроль за состоянием кабе-
лей в местах пересечений с теплопроводами
(особенно с принадлежащими абонентам)
Повышение качества работ при выполнении
земляных работ вблизидкабелей
9.4. СИЛОВЫЕ КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ.
ОСНОВНЫЕ ДАННЫЕ
Таблицы марок силовых и контроль-
ных кабелей составлены с учетом «Единых
технических указаний по выбору и приме-
нению электрических кабелей». Каждая марка
в таблицах встречается, как правило, 1 раз
в графе, характеризующей максимальную
жесткость условий, при которых эта марка
может быть применена. Большинство марок
кабелей, пригодных для использования в
более тяжелых условиях эксплуатации, могут
быть применены и в более легких, при этом
соответственно увеличиваются относительная
стоимость кабеля и его дефицитность; в таб-

лицах предпочтительного применения марки
кабелей расположены в убывающей последо-
вательности, начиная с наиболее предпочти-
тельных. Во всех случаях, когда это техни-
чески возможно, предпочтение должно отда-
ваться конструкциям кабелей с алюминиевой
жилой и алюминиевой оболочкой, марки
силовых кабелей с медной жилой могут при-
меняться только в случаях, оговоренных в
ПУЭ. Силовые кабели в свинцовой обо-
лочке следует применять для подводных
линий, в шахтах, Опасных по газу и пыли,
и в особо опасных коррозионных средах, в
остальных случаях применение их должно
быть технически обосновано проектно-смет-
ной -документацией.
В местах воздействия вибраций следует
применять кабели с алюминиевой или
пластмассовой оболочкой, при необходи-
мости использования кабелей в свинцовой
оболочке последняя должна быть легирована
присадками или должны быть приняты меры
по гашению вибрации.
Применение трехжильных кабелей с од-
нопроволочными жилами больших сечений
(150 — 240 мм2) в кабельных сооружениях
электростанций и подстанций Минэнерго
СССР не допускается.
Таблица 9.5. Кабели силовые с иропитаиной бумажиой
СТ СЭВ 162-75)
изоляцией (ГОСТ 18410-73*Е.
При отсутствии значи-
тельных растягиваю-
щих усилий, в зем-
ле*1 (траншеях)
V
То же в воздухе
В воздухе при отсут-
ствии опасности ме-
ханических повреж-
дении
В воздухе при наличии
опасности механиче-
ских повреждении
Грунт с низкой кор-
розионной активнос-
тью
Грунт со средней кор-
розионной активнос-
тью
Грунт с высокой кор-
розионной активнос-
тью
В пожароопасных по-
мещениях
В шахтах
Внутри помещений, в
каналах, туннелях —
сухих
То же в сырых, час-
тично затапливаемых,
коррозионно-опасных
Внутри помещений, в
каналах, туннелях —
сухих
Материал
жилы
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Материал
Свинец
АСБ*2, АОСБ
СБ*2, ОСБ
АСБл,
АОСБл
СБл*2,
ОСБл
АСБ2л*2,
АСБ2лШв
СБ2л*2,
СБ2лШв
АСБн*2,
АСБлн
СБн*2,
СБлн*2,
СБШв,
СБ2лШв .
АСГЧ СГ*4
СГ*4
АСШв
СШв*4
АСБГ*2,
АОСБГ
СБГ*1, ОСБГ
оболочки
Алюминий
ААБл*2,
АОАБл*2
ОАБл
ААШв*2.
ААБ2л*2,
АОАШвБ,
АОАБ2л
ОАБ2л,
ОАШвБ
ААШп*2,
(ААБ2лШп),
ААБв,
(ААБ2лШв)
(ААШв)*3
ААГ*2
—
ААШв*2
ААБлГ*2
—

Продолжение табл. 9.5
В воздухе при наличии
опасности" механиче-
ских повреждений
При наличии значи-
тельных растягиваю-
щих усилий
'
То же в сырых, час-
тично затапливае-
мых*5
В земле (траншеях),
грунт с низкой кор-
розионной активнос-
тью
В земле (траншеях),
грунт со средней кор-
розионной активнос-
тью
В земле (траншеях),
грунт с высокой кор-
розионной активнос-
тью
Под водой
Внутри помещений,
в каналах, туннелях
В шахтах
Материал1
жилы !
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Медь
Материал
Свинец
АСБ2лГ*2,
АСБ2лШв*2
СБ2лГ*2,
(СБ2лШв*2)
АСП*2
~СП*2
АСПл*2
СПл*2
АСП2л*2
СП2л*2
АСКл, АОСК
СКл, АОСК
АСПГ*2,
АСПлн,
АСП2лГ
СПГ*2,
СП2лГ*2,
СПШв
СПлн*2,
СПШв,
СПл
оболочки
Алюминий
ААБвГ,
ААБ2лШв
АОАБ2лГ,
ОАБ2лГ
ААПл*2,
ААП2л
ААП2л
ААП2лШв
-
-\
•1 Не исключается наличие блуждающих токов, в скобках — марки кабелей, которые могут при-
меняться только при их отсутствии.
*2 Кабели могут быть изготовлены с обедненно-прогштанной изоляцией, при этом в обозначении
марки добавляется через дефис буква В, что означает пригодность кабеля для вертикальных
прокладок, например СБ-В.
*3 Кабель марки ААШв следует применять в шахтах, не опасных по газу и пыли, при от-
сутствии механических повреждений; на сложных участках трасс, где возможны повреждения за-
щитного шланга, кабель ААШв применять не рекомендуется. ч -~
*4 Кабели марок АСГ и СГ предназначены в основном для прокладки ваблоках, в СШв — в шах-
тах при отсутствии возможности механических повреждений. "^
*5 Кабели марок АСБ2лШв и СБ2лШв могут быть использованы в исключительно редких
случаях с особым обоснованием.
Примечания: 1. В марках кабелей с алюминиевой жилой буква А на первом месте обозначает
материал жилы — алюминий, на втором месте буква А — алюминиевая оболочка, С — свинцовая; для
кабелей с повышенной температурой нагрева в конце марки добавляется буква У; буквы Б, П или
К — тип брони, остальные буквы и цифры — тип подушки и наружного покрова, отсутствие по-
следнего обозначается буквой Г —голый. Для кабелей с медной жилой обозначение материала жилы
опускается, остальные буквы имеют вышеуказанное значение, например: ААГ — кабель с алюми-
ниевой жилой в алюминиевой оболочке без' наружного покрова, СБ —кабель с медной жилой в
свинцовой оболочке, бронированный стальными лентами. Дополнительная буква О перед обозначением
материала оболочки характеризует конструкцию кабеля: ОС — отдельно освинцованные жилы,<ЗА — жилы
в отдельных алюминиевых оболочках. Для кабелей, имеющих однопроволочные жилы, в обозначение
марки добавляются в скобках буквы «ож».

Продолжение табл. 9.S
2. Пример полного условного обозначения: кабель ААБл(ож) 3x50—6 (ГОСТ 18410-73*Е) —
трехжильный кабель марки ААБл с однопроволочной жилой сечением 50 мм2 на напряжение 6 кВ.
3_. Предельная разность уровней трассы при прокладке для кабелей с пропитанной бумажной изо-
ляцией: для кабелей 1—3 кВ ft = 25 м, кроме небронированных в свинцовой оболочке, для которых
h = 20 м; для кабелей 6—35 кВ ft = 15 м, кроме кабелей 6 кВ в алюминиевой оболочке, для
которых й = 20 м. Для кабелей с обедненной пропиткой 1—6 кВ ft = 100 м, кроме кабелей 1—3 кВ
в алюминиевой оболочке, для которых разность уровней не ограничивается. Для кабелей 20-35 кВ
для стояков у крицевых муфт допускается разность уровней до 10 м с учетом периодической
замены кабеля.
4. Для прокладки на крутоиаклонных трассах по ГОСТ 18409-73*Е выпускаются кабели, про-
питанные нестекающим составом, в этом случае впереди букв, обозначающих марку кабелей
по ГОСТ 18410-73*Е, ставится буква Ц (церезин), например ЦСБ.
%;
Таблица 9.6. Рекомендации по преимущественному применению кабелей с пропитанной
бумажной изоляцией при прокладке в земле (траншеях)
Коррозионная
грунта
Низкая
Средняя
Высокая
Наличие
блуждающих
токов
Нет
Есть
Нет
Есть
Нет
Есть
Наличие растягивающих усилий в эксплуатации
Нет
ААШв, ААШп, ААБл, АСБ
ААШв, ААШп, ААБл, АСБ
ААШв, ААШп, ААБл, ААБ2л, АСБ,
АСБл
ААШп, ААШв, ААБ2л, ААБв,
АСБл, АСБ2л
ААШп, ААШв, ААБ2л, ААБ2лШв,
ААБ2лШп, ААБв, АСБл, АСБ2л
ААШп, ААБв, АСБ2л, АСБ2лШв
Есть
ААПл, АСПл
ААП2л, АСПл
ААГОл, АСПл
ААП2лШв, АСП2л
ААШлШв, АСП2л
Таблица 9.7. Рекомендации по преимущественному применению кабелей с бумажной
пропитанной изоляцией при прокладке в воздухе*1
Область применения
Прокладка в помещениях:
пожароопасных
взрывоопасных:
классов В-1, В-1а
классов В-1г, В-П
классов B-I6, В-Па
Прокладка на эстакадах:
технологических
специальных кабелях
по мостам
Опасность механических повреждений
Отсутствие
ААГ, ААШв
СБГ, СБШв
ААБлГ, АСБГ
ААГ, АСГ, АСШв
ААШв, ААБлГ,
ААБвГ*2, АСБлГ
ААШв
Наличие
ААБвГ, ААБлГ,
АСБлГ
ААБлГ, АСБГ
ААБлГ, ААБвГ,
ААБ2лШв, АСБлГ
ААБлГ
*1 Случаи прокладки в воздухе в помещениях общего назначения см. табл. 9.6.
*2 Применяется при наличии химически активной среды.

Таблица 9.8. Кабели силовые с пластмассовой изоляцией (ГОСТ 16442—80*, 24183—80*)
Область применения
В земле (траншеях)
В земле (траншеях), в по-
мещениях, каналах,
туннелях*4
,
В помещениях, каналах,
туннелях
То же при отсутствии
опасности механиче-
ских повреждений
Материал
оболочки
Полив инил-
хлорид
Полиэтилен
Алюминий
Сталь гофри-
рованная
Без оболочки
Алюминий
Сталь гофри-
рованная
Без оболочки
Поливинил-
хлорид
Поливинил-
хлорид
жилы
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Алюминий
Медь
Материал изоляции
Поливинил-
хлорид
АВВБ
ВВБ
—
—
АВАБу,
АВАБл
ВАБу,-
ВАБл
—
—
—
—
АВАШв*3
ВАШв*з
АВСТШв*з
ВСТШв*3
АВБбШв*3
ВБбШв*3
АВВБГ,
АВВБбГ*з
АВВБГ,
ВВБбГ*з
АВВГ*э,
АВВГ
ВВБ*з
Полиэтилен
АПВБ
ПВБ
АППБ
ППБ
АПАБу,
АПАШп
ПАБу,
ПАШп
АПСТШп*2
ПСТШп*2
АПБбШп*2
ПБбШп*2
АПАШв
ПАШв
АПСТШв
ПСТШв
АПБбШв
ПБбШв
АПВБГ,
АПВБбГ
ПВБбГ,
ПВБГ
АПВГ, '
АПВГ
ПВГ
Полиэтилен*1
типов Пс, Пв
АПсВБ
ПсВБ
АПвПБ
—
—
—
—
—
АПсБбШв
ПсБбШв
АПсАШв
ПсАШв
—
—
АПсБбШв
ПсБбШв
АПсВБГ
ПсВБГ
АПсВГ,
АПсВГ
ПсВГ
•1 При применении изоляции с особыми свойствами в марке после буквы П (полиэтилен) ста-
вится дополнительное обозначение: буква «с» — полиэтилен самозатухающий (Пс), буква «в» — полиэтилен
вулканизированный (Пв). Силовые кабели с полиэтиленовой изоляцией на напряжение 6 кВ, выпускае-
мые по ТУ 16.505.685—75, могут иметь изоляцию любого вышеуказанного типа: П, Пс, Пв, Пвс.
*2 Пригодны для прокладки в агрессивных грунтах.
*3 Пригодны для прокладки в пожароопасных помещениях.
*4 В том числе в условиях агрессивной среды.
Таблица 9.9. Рекомендации по преимущественному применению кабелей с пластмассовой
и резиновой изоляцией и оболочкой ■*
Области применения
Применяемые кабели
Прокладка в земле (траншеях),
в том числе на трассах с
блуждающими токами и вы-
сокой коррозионной актив-
ностью грунта
При отсутствии растягивающих усилий в эксплуатации
АВВГ, АПсВГ, АПвВГ, АПВГ (только до 1 кВ), АВВБ,
АПВБ, АПсВБ, АППБ, АПвПБ, АПвПБ, АПБбШв,
АПвБШПв, АВБбШв, АВБбШп, АПсБбШв, АПАШв,
АПАШп, АВАШв, АПсАШв, АВРБ, АНРБ, АВАБл,
АПАБл

Продолжение табл. 9.9
Области применения
Прокладка в помещениях (тун-
нелях), каналах кабельных
полуэтажей, коллекторах,
производственных помеще-
ниях и др.; сухих, сырых,
частично затапливаемых,
коррозионно ошеных
Прокладка в помещениях:
пожароопасных
взрывоопасных :
классов B-I, В-1а
классов В-1г, В-П
классов B-I6, В-Па
V
Прокладка на эстакадах:
технологических
специальных кабельных, по
мостам
Прокладка в блоках
Применяемые кабели
При отсутствии опасности
механических повреждений
АВВГ, АВРГ. АНРГ,
АПвВГЧ АПВГ*1,
АПвсВГ, АПсВГ
АВВГ, АВРГ, АПсВГ,
АПвсВГ, АНРГ, АСРГ*2
ВВГ, ВРГ, НРГ, СРГ*2
—
АВВГ, АВРГ, АНРГ,
АСРГ*2
АВВГ, АВРГ, АНРГ,
АПсВГ, АПвВГ, АПВГ,
АПвсВГ, АВАШв, АПАШв
АВВГ, АПсВГ, АПвВГ,
АПВГ
При наличии опасности меха-
нических повреждений
АВВБГ, АВРБГ, АВБбШв,
АПвВБГ*1, АПАШв, АВАШв,
АПвБбШв*!, АПГвБбШв,
АПсВБГ, АПвсБГ, АПВБГ*!,
АНРБГ
АВВБГ, АВВБбГ, АВБбШв,
АПсБбШв, АПвсБГ, АВРБГ,
АСРБГ*2
ВБВ, ВБбШв, ВВБбГ, ВВБГ,
НРБГ, СРБГ*2, АВВБ,
АВБбШв, АВВБбГ
АВВБ, АВБбШв, АВВБбГ
АВВБ, АВБбШв, АВВБбГ,
АВВБГ, АВРБГ, АНРБГ,
АСРБГ*2
АВВБГ, АВВБбГ, АВРБГ,
АНРБГ, АПсВБГ, АПвсБГ,
АВАШв
АВВБГ, АВВБбГ, АВРБГ,
АНРБГ, АВАШв, АПсВБг,
АПвВБГ, АПВБГ
*' Для одиночных кабельных линий, прокладываемых в помещениях.
*2 Применение кабелей в свинцовой оболочке должно быть обосновано.
Примечания: 1. Все кабели с пластмассовой, а также резиновой изоляцией предназначены
для прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней.
2. Значения букв б марках кабелей с пластмассовой изоляцией: А на первом месте —алю-
миниевая жила (медная жила обозначения не имеет); на втором месте — обозначение материала
изоляции: В — поливинилхлорид, П — полиэтилен, Пс —полиэтилен самозатухающий, Пв — полиэтилен
вулканизированный; на третьем месте — материал оболочки: В — поливинилхлорид, П — полиэтиден,
А — алюминий, Ст — гофрированная сталь. Для резиновых кабелей материал оболочки: Н — него-
рючая резина, С —свинец; резиновая изоляция — Р. Защитные покровы см. табл. 9.10.
3. Пример условного обозначения: кабель ABAEIb 3x35 + 1x16-1 (ГОСТ 16442 —80*) —кабель
с алюминиевыми жилами, с поливи'нилхлоридной изоляцией, в алюминиевой оболочке и шланге
из поливиннлхлоридного пластиката с четырьмя жилами на напряжение 1 кВ.

Таблица 9.10. Защитные покровы кабелей (ГОСТ 7006—72*)
Обозначение
подушки или
наружного покрова
Вари-
ант
Последовательность-слоев защитного покрова
1-й
2-й
3-й
4-й
5-й
Конструкция подушки и тип брони
Без обозначения
Без обозначения
л (один слой лент)4
л (один слой лент)
2л (два слоя лент)
2л (два слоя лент)
п (шланг полиэтилено-
вый)
в (шланг поливинил-
хлоридный)
1
2
3
4
5
6
7
Битум1
»
»
»
Вязкий
состав5
То же
Бумага 2
»
Лента 4-
+ бумага
То же
» »
Лента 4-
+ бумага
Лента 4-
+ шланг 4-
+ бумага
Лента +
+ шланг 4-
4- бумага
Битум
»
»
»
»
»
»
»
Бумага
Пряжа3
Бумага
Пряжа
Лента 4-
+ бумага
Лента+
4- пряжа
Бумага
Битум
»
»
»
»
Конструкция наружных покровов
Без обозначения
Н (негорючий)
Шп (шланг полиэтиле-
новый)
Шв (шланг поливинил-
хлоридный)
Битум1
Негорючий
состав
Вязкий
состав
То же
Кабельная
пряжа 6
Стеклян-
ная пряжа7
Лента 4-
4-шланг
Лента 4-
4- шланг
Битум
Него-
рючий
состав
Покрытие
от слипа-
ния
То же
X
1 Или битумный состав.
2 Крепированная или пропитанная кабельная бумага.
3 Пропитанная кабельная пряжа (джут).
4 Ленты поливинилхлоридйые, полиэтилечтерефталатные, полиамидные или другие равноценные
5 Вязкий подклеивающий или битумный состав или битум.
6 Пропитанная кабельная пряжа или стеклянная штапельная пряжа.
7 Стеклянная пряжа из штапелированного волокна.
Примечание. Б — броня из стальных лент, П — броня вз стальных плоских проволок (може!
заменяться на броню из круглых проволок), К — броня из стальных оцинкованных круглых проволок
При отсутствии подушки под броней ставится дополнительная буква «б» (без подушки), например
Бб или Пб.

Таблица 9.11. Конструктивные элементы кабелей с поясной изоляцией, маслонаполнениых
кабелей низкого и высокого давлений и кабелей с изоляцией из иолиэтилеиа
Наименование конструктивного элемента кабеля
Кабель с поясной изоляцией: / — токопроводящая
жила (основная); 2 — нулевая жила; 5 —изоляция жи-
лы; 4 —изоляция поясная; 5— заполнитель; б —сердеч-
ник; 7 —оболочка; <5 — защитный покров; а —подушка;
б —броня; в —наружный покров
Маслонаполненный кабель низкого давления: 1 — мас-
лопроводящий канал; 2 — токопроводящая жила (первый
повив — Z-образгая проволока, второй повив — сегмент-
ная проволока); 3 — экран из полупроводяшей бумаги;
4 —изоляция из кабельной бумаги; 5 —экран по изо-
ляции из полупроводяшей бумаги; 6 — оболочка из
медистого свинца; 7—битумный состав; 8 — ленты из
поливиншгхлоридного пластиката; 9 — усиливающий по-
кров ; 10 — ленты из поливинилхлоридного пластиката;
11 — подушка под броню из пропитанной кабельной
пряжи и битума; 12 — броиевой покров из стальных
проволок и четырех проволок из твердотянутой меди;
13 — защитный антикоррозионный покров
Маслонаполненный кабель высокого давления в трубе:
1 — медная токопроводящая жила; 2 — экран по жиле
из полупроводящей бумаги; 3 — изоляция из кабельной
бумаги; 4 — экран по изоляции из полупроводяшей бу-
маги и медной перфорированной ленты; 5 — проволоки
скольжения; б —масло; 7 —стальная труба; 8 — анти-
коррозионная защита трубопровода
Кабель с изоляцией из вулканизированного поли-
этилена; 1— жила; 2 —слой из электропроводящего
вулканизированного полимера; 3 — эмиссионный слой;
4 —изоляция из вулканизированного полиэтилена; 5 —
экран из медной ленты, гофрированной в поперечном
направлении; б — полиэтиленовый шланг
Поперечный разрез
кабеля
6 7 2 8,а S 6
12 3 4S 67
ш
Щ
Примечание. Наименования элементов даны в соответствии с ГОСТ 15845 — 80.

Таблица 9.12. Марки силовых кабелей с бумажной изоляцией, пропитанной нестекающим
состаием (ГОСТ 18409-73*)
В алюминиевой оболочке
Алюминиевая жила
ЦААБл, ЦААБ2л,
ЦААБШв, ЦААБв,
ЦААБвГ, ЦААБШп,
ЦААБлГ, ЦААБлн,
ЦААПл, ЦААП2л,
ЦААПлГ, ЦААПлн,
ЦААПлШв, ЦААШв,
ЦАОАБ, ЦАОАБ2л,
ЦАОАБ2дГ
Медная
жила
ЦОАБ,
ЦОАБ2л,
ЦОАБ2лГ
В свинцовой оболочке
Алюминиевая жила
ЦАСБ, ЦАСБГ,
ЦАСБл, ЦАСБн,
ЦАСШв, ЦАСБШв,
ЦАСП, ЦАСПл,
ЦАСПГ, ЦАСПн,
ЦАСПШв, ЦАСК,~
ЦАОСБ, ЦАОСБл,
ЦАОСБГ
Медная жила
ЦСБ, ЦСБГ, ЦСБл,
ЦСБн, ЦСШв, ЦСБШв,
ЦСП, ЦСПл, ЦСПГ,
ЦСПШв, ЦСКл, ЦОСБ,
ЦОСБл, ЦОСБГ
Примечания: 1. Кабели с пропитанной нестекающим составом изоляцией выпускаются на
напряжение б, 10 и 35 кВ и предназначаются для прокладки на вертикальных и крутонаклонных
участках трасс без ограничения разности уровней.
2. Пример обозначения: кабель ЦААШв 1x120—35 (ГОСТ 18409 —73*Е) —одножильный, с алю-
миниевой жилой сечением 120 мм2, на напряжение 35 кВ; для кабелей марок ЦАСБн и ЦСПн,
применяемых в шахтах, на специальной ленте, кроме опознавательного знака завода-изготовителя,
должны быть указаны дополнительно напряжение и марка.
Таблица 9.13. Допустимые минимальные.температуры кабеля и окружающей среды при
прокладке силовых кабелей без предварительного подогрева
Тип и конструкция кабеля
Температура
при прокладке,
°С
Кабели силовые с пропитанной бумажной изоляцией ГОСТ 18410—73*
и кабели силовые с бумажной изоляцией, пропитанной нестекающим соста-
вом, ГОСТ 18409-73*Е
Кабели силовые с пластмассовой изоляцией ГОСТ 16442—80*;
а) с изоляцией жил и оболочкой из полиэтилена, без защитного покрова,
содержащего волокнистые материалы
б) с оболочкой или шлангом из поливинилхлоридного пластиката, без
защитного покрова, содержащего волокнистые материалы, а также с бро-
ней из профилированной стальной оцинкованной ленты
в) все остальные марки кабелей с защитными покровами
г) в свинцовой оболочке без защитных покровов
\
Кабели силовые с резиновой изоляцией ГОСТ 433 —73*Е:
а) в резиновой и поливинилхлоридной оболочке без защитных покровов
б) все остальные марки кабелей с защитными покровами
Одножильные маслонаполненные кабели низкого и высокого давлений
ГОСТ 16441-78*
Одножильные силовые кабели с изоляцией из вулканизированного
полиэтилена на напряжение 110 кВ (ТУ 16-705-212—82)
0
-20
-15
-7
-20
-15
-7
-5
-10

Таблица 9.14. Режимы прогрева током кабелей до 10 кВ с бумажной изоляцией перед
прокладкой
1
Сечение а
10
16
25
35
50
70
Максимально
допустимый
ток, А, для
жил
3
ч
S
76
102
130
160
190
230
is
si
(Я Е
55
75
90
125
145
180
Напряжение, В/км,
на трансформаторе*
V.
230
190
160
140
115
100
г
Продолжи тельность
нагрева, ч-мин, при
температуре окружающе-
го воздуха, °С
0
1-00
1-00
1-Ю
1-15
1-30
1-40
-10
1-15
1-15
1-30
1-35
1-55
2-05
-20
1-40
1-40
1-50
1-50
2-15
2-30
1
2
А.
в
и
95
120
150
185
240
Максимально
допустимый
ток, А, лля
жил
■а
%
235
330
375
425
490
S я
c-J К
220
260
300
235
380
Напряжение, В/км. на
трансформаторе*
90
85
75
60
53
Продолжительность
нагрева, ч-мин. при
температуре окружающе-
го воздуха, °С
0
1-40
1-50
2-05
2-15
2-30
-10
2-05
2-20
2-30
2-40
2-10
-20
2-30
2-50
3-05
3-30
3-55
* Указанное в таблице напряжение на зажимах трансформатора дано из расчета на 1 км
длины прогреваемого кабеля.
Примечания: 1. Прогрев кабеля током следует прекращать по достижении температуры
наружного покрова внешних витков кабеля + 20°С, если температура наружного воздуха не ниже
— 10°С, и соответственно +30°С при температуре наружного воздуха —20 "С.
2. Продолжительность прогсева кабеля в помещениях или тепляках: 72 ч леи темпегатуюе
воздуха 5-Ю°С, 24 ч при 10-25'С, 18 ч при 25-40"С.
3. Прокладка кабеля после подогрева должна быть выполнена в следующие сроки: при темпера-
туре от 0 до —10 °С — в течение не более 1 ч, при температуре — 10 — — 20 °С — в течение 40 мин,
при температуре ниже — 20 °С — в течение 30 мин.
4. Не допускается прокладка и перемотка кабеля марки ААШв при температуре окружающего воз-
духа ниже — 20 °С (даже после прогрева).
5. При температуре окружающего воздуха ниже — 40 "С прокладка кабелей всех марок не до-
пускается.
Таблица 9.15. Марки маслонаполнеиных кабелей иа напрмжение 110 — 500 кВ перемсииого
тока (ГОСТ 16441-78*)
Преимущественные области применения
В туннелях и каналах зданий
В земле (траншеях), если кабель не подвергается рас-
тягивающим усилиям и защищен от механических повреж-
дений
То же, а также в туннелях и каналах зданий
Под водой, в болотистой местности и в местности, где
требуется дополнительная механическая защита кабеля
Эксплуатация в стальном трубопроводе с маслом под
давлением, прокладываемом в туннелях, земле и под водой
Марка кабеля
МНС, МНАШв, МНАгШв
МНСА, МНАШву,
МНАгШву
МНСШв
МНСК
мвдт
Примечания: 1. Кабель марки МВДТ может изготовляться без свинцовой оболочки; в этом
случае он погружается в специальный транспортировочный контейнер, заполняемый маслом, к марке
кабеля МВДТ добавляется буква «к».
2. Значения букв в марках маслонаполнеиных кабелей: М (на первом месте) — маслонапояненный;
Н илн ВД (на втором месте) — (материал оболочки) низкого или высокого давления; С или А
(на третьем месте) — материал оболочки — свинцовая или алюминиевая; Аг — алюминиевая гофриро-
ванная. Остальные буквы характеризуют конструкцию защитных покровов: Шв — шлаиг из поли-
винилхлоридного пластиката; Шву —то же, но с усиленным защитным слоем под шлангом; Т —
стальной трубопровод (свинцовая оболочка перед прокладкой кабеля в трубопровод снимается),
вторая буква Т добавляется к маркам кабелей, предназначенных лля работы при температурах
85 или 75 °С; К —броня из проволоки.

Продолжение табл. 9.15
3. Пример условного обозначения: кабель МНСК 1x625—220 ГОСТ 16441—78* — маслонанол-
неиный кабель низкого давления на 220 кВ, сечением 625 мм2, с броней из круглых оцин-
кованных проволок.
4. Маслонаполненные кабели разрешается прокладывать при температуре окружающего воз-
духа и кабеля не ниже — 5°С. Температура в эксплуатации для кабелей низкого давления должна
быть не ниже 0°С (допускается температура до — 20 °С на участках под концевыми муфтами длиной
не более 5 м). Для кабелей низкого давления, пропитанных синтетическим маслом, эти температуры
соответственно равны —20 и —40°С. Для кабеля высокого давления минимальная температура в
эксплуатации не ниже 0СС.
5. Радиус внутренней кривой изгиба кабеля низкого давления при прокладке должен быть не менее:
в гладкой алюминиевой оболочке 30(Z) + d);
в свинцовой или гофрированной алюминиевой оболочке 25(D + d);
то же для кабеля высокого давления; "^
при одновременном изгибании трех кабелей 40 D;
^,при изгибаний одного кабеля 35 D, где D — наружный диаметр гладкой алюминиевой или свинцовой
оболочки (для гофрированной алюминиевой оболочки диаметр по выступам) кабеля низкого давле-
ния, для кабеля высокого давления — диаметр по проволокам скольжения, мм; d — наружный диаметр
жилы, мм.
6. Допускается прокладка кабелей низкого давления в трубы длиной до 20 м. Диаметр труб
должен быть не м£нее 150 мм. По согласованию потребителя с изготовителем допускается про-
кладка кабелей в трубы длиной до 50 м.
7. Расчетная длительно допустимая температура токопроводяших жил кабелей, проложенных
в земле, в воздухе и под водой, не должна превышать 85°С для кабелей ПО—Х20 кВ и 75°С для ка-
белей 330—500 кВ, а также кабелей марок МНСА и МНСК, если имеется достаточная информация
об условиях охлаждения кабелей по всей трассе, а коэффициент среднесуточного значения тока
нагрузки не превосходит-0,8.
В случае засыпки кабелей грунтом, вынутым из траншеи, при отсутствии данных об условиях
охлаждения кабелей или при коэффициенте среднесуточного значения тока нагрузки, превышающем
0,8, расчетная температура должна быть снижена до 70 °С.
Максимально допустимая температура жил кабелей во время эксплуатации не должна пре-
вышать 90°С для кабелей на напряжение 110—220 кВ и 80°С для кабелей 330—500 кВ и кабелей
марок МНСА, МНСК при продолжительности непрерывной работы кабелей в условиях перегрузки
не более 100 ч, если коэффициент среднесуточного значения тока не превышает 0,8, и не более
50 ч, если коэффициент среднесуточного значения тока более 0,8. В течение года допускается один период
перегрузки.
8. Максимально допустимая температура масла должна быть 0,8ГВСП, где Гвсп — температура
вспышки масла.
Таблица 9.16. Предельные значения давления масла в кабельных линиях
Эксплуатационные параметры
Длительно допустимое избыточное давление масла:
кабельные линии низкого давления с кабелями в свин-
цовой оболочке
кабельные линии низкого давления с кабелями в алю-
миниевой оболочке
кабельные линии высокого давления
Избыточное давление при переходных процессах:
кабельные линии низкого давления с кабелями в свинцовой
оболочке
кабельные линии низкого давления с кабелями в алюми-
ниевой оболочке
кабельные линии высокого давления
Аварийное отключение при снижении избыточного дав-
ления:
кабельные линии низкого давления
кабельные линии высокого давления:
110-кВ
220-500 кВ
Давление масла при хранении:
при подпитке от бака давления
в контейнере
Давление масла
МПа
0,0245-0,294
0,245-0,49
1,08-1,57
■1-
0,0149-0^590
0,0149-0,98
0,98-1,76
До 0,0102
До 0,49
До 0,785
0,0245-0,294
0,0049-0,0294
кгс/см2
0,25-3,0
0,25-5,0
11,0-16,0
0,15-6,0
0,15-10,0
10,0-18,0
До 0,11
До 5,0
До 8,0
0,25-3,0
0,05-0,25

Продолжение табл. 9.16
Примечание. При транспортировке и хранении температура окружающего воздуха для кабелей
низкого давления, пропитанных нефтяным маслом, не должна быть ниже минус 25 °С, а синтети-
ческим — минус 40 °С, для кабелей высокого давления, поставляемых с подпиткой от бака дав-
ления,—минус 10 °С, для кабелей, поставляемых без бака, нижний предел температуры не ограни-
чивается.
Таблица 9.17. Электрическое сопротивление R, Ом/км5 и емкость С, мкФ/км,
маслонанолненпых линий 110—220 кВ
Сечение жилы,
мм2
Т£. Линии низкого давления
•(• Я20 | R10
С
Линии высокого давления
R20
R10
С
Линии на напряжение 110 кВ
150
185
240
270
300
350
400
500
550
625
700
800
300
350
400
500
550
625
700
800
0,0224
0,1196
0,0969
0,0747
0,0664
0,0598
0,0512
0,0448
0,0359
0,0326
0,0287
0,1438
0,1169
0,0906
0,0809
0,0731
0,0632
0,0558
0,0528
0,0420
0,0378
0,0312
0,267
0,294
0,296
0,319
0,328
0,342
0,362
0,388
0,400
0,424
0,470
0,1209
0,0980
0,0760
0,0659
0,0604
0,0445
0,0358
0,0300
0,0285
0,0256
0,1446
0,1177
0,0918
0,0822
0,0746
0,0580
0,0485
0,0452
0,0415
0,0386
Линии на напряжение 220 кВ
0,0224
0,0598
0,0512
0,0448
0,0359
0,0326
0,0287
0,0729
0,0629
0,0555
0,0453
0,0416
0,0374
0,0306
0,198
0,210
0,218
0,241
0,247
0,264
0,290
0,0604
0,0445
0,0358
0,0330
0,0285
0,0256
0,0740
0.0571
0,0475
0,0441
0,0402
0,0373
0,219
0,241
0,273
0,291
0,300
0,348
0,384
0,398
0,428
0,445
0,189
0,219
0;244
0,251
0,271
0,281
Примечание. /J™— электрическое сопротивление постоянному току при температуре жилы
20°С (по ГОСТ 16441—78*); R7D — электрическое сопротивление переменному току прн 50 Гц и тем-
пературе жилы 70 °С (кабель проложен в земле); С —емкость (по данным ВНИИКП).
Таблица
Рт>
"С-м/Вт
3.18. Допустимый
*н
ток нагрузки лииий
110
и 220 кВ
с кабелем марки МНСА, А
Напряжение линии и сечение жилы, мм2
110 кВ
150
185
240
270
400
500
625 j 800
220 кВ
300
400
500
550
625
800
Одиоцепман линия, проложенная в земле
0,8
0,8
1,2
1,2
1,6
1.6
0,8
1
0,8
1
0,8
1
430
380
380
320
340
280
490
420
420
360
370
310
550
480
480
410
420
360
590
510
500
430
450
370
700
600
600
510
530
440
770
660
660
550
570
470
850
720
710
600
620
510
930
790
780
650
670
560
540
470
450
390
390
330
610
540
510
430
430
360
670
580
550
470
360
390
700
610
570
480
470
400
730
640
590
500
480
400
800
690
630
530
510
420

Продолжение табл. 9.18
Рт,
"С-м/Вт
к*
Напряжение линии н сечение жилы, мм2
110 кВ
150
185
240
270
400
500
625
800
220 кВ
300
400
500
550
625
800
Двухцепная пинии, проложенная в земле
0,8
0,8
1Д
1,2
1,6
1,6
0,8
1
0,8
1
0,8
1
410
330
350
280
310
240
460
370
390
310
320
230
520
420
440
350
390
300
550
440
470
370
410
310
660
520
550
430
480
370
720
570
610
470
520
400
790
620
660
500
560
420
860
670
710
540-
610
450
1500
410
410
320
340
250
570
460
460
350
380
380
620
490
490
370
400
280
650
510
510
380
410
280
670
530
530
390
410
280
730
560
560
410
420
280
Прокладка в воздухе треугольником с зазорам (/ = 250 мм)
I 1 I 450 I 510 I 580 | 620 I 760 I 860 I960 110801 570 1660 1740 1770] 820 1920
Примечания: 1. Здесь и ниже значения допустимых нагрузок даны по материалам ВНИИКП.
2- Рт — удельное тепловое сопротивление грунта; кн — коэффициент заполнения суточного графика.
3. Удельное тепловое сопротивление грунта можно принимать ориентировочно равным 1,2 °С-м/Вт,
если измеренное значение меньше или равно вышеуказанному.
4. Значения 0,8 °С-м/Вт следует применять в случае засыпка кабельных линий искусственным
грунтом, а также в случаях, когда имеются соответствующие данные о систематически контролируемой
величине.
5. Глубина прокладки кабелей в земле 1500 мм, кабели низкого давления в трехфазной линии
располагаются по вершинам равностороннего треугольника впритык, расстояние между центрами
параллельных линий при расчете взаимного теплового влияния принято равным 650 мм.
6. Допустимые нагрузки линий приведены для расчетных температур жилы при прокладке в
земле 70 °С, при прокладке в воздухе 80 СС для кабелей ПО и 70 "С для кабелей 220 кВ. Рас-
четная температура окружающей среды принимается для земли +15, для воздуха +25 "С. Взаимное
тепловое влияние параллельных линий, проложенных в воздухе, не учитывалось.
7. Для кабелей низкого давления марки МНСА допустимые нагрузки приведены для случая,,
когда оболочки разных фаз соединены между собой и заземлены с обоих концов линии. _,
8. Для определения допустимой нагрузки иа кабель марки МНСК (кабель с броней из круглых
проволок) допустимый ток принимается согласно табл. 9.19 при обязательном условии, что в кабелях
марки МНСК не только свинцовые оболочки, но и броиепроволоки разных фаз соединяются
между собой и заземляются с двух сторон.
Таблица 9.19. Допустимые токи кабельных линий 110—220 кВ марки МНСК, % допустимых
токов кабелей марки МНСА, и количество бронирующих проволок
Показатели
Бронирующие прово-
локи диаметром 6,0 мм
стальные, шт.
медные, шт.
Допустимый ток, %
Бронирующие проволо-
ки диаметром 4,0 мм:
стальные, шт.
медные, шт.
Допустимый ток, %
150
28
5
94
40
5
91
185
29
5
93*
41
5
89
240
29
5
92
42
1)
86
НО
220
Сечение жилы, мм2 -,
270
29
5
91
41
5
85
400
30
5
89
500
31
5
87
625
33
5
85
800
35
5
84
300
40
■ 5
94
400
41
5
92
1оо
41
5
91
550
41
5
91
625
42
5
90
800
43
5
90
Применение бронирующих проволок диамет-
ром 4 мм должно быть согласовано с за-
каза
[ИКОН
i

Таблица 9.20. Допустимый ток нагрузки линий 110 кВ с кабелями марок МНАШв
й МНАгШв при соединений оболочек на обоих концах линий, А
Рт-
"С-м/Вг
*н
150
Гладкая
| 185
Вид оболочки и сечение жилы, мм
240
270
Гофрированная
400
500
625
800
0,8
1,2
1,6
0,8
1,2
1,6
0,8
1,2
1,6
0,8
1,2
1,6
Одноцепная линия, проложенная в земле
1
1
1
0,8 «
0,8
0,8
360
310
270
> 410
~ 360
! 320
390
330
290
450
390
340
.530
370
320
500
430
380
450
380
330
530
450
400
540
450
390
630
530
470
580
480
420
680
580
500
1
1
1
0,8
0.8
0,8
320
270
230
390
330
290
Двухиепнаи линия, проложенная в земле
340
280
240
430
360
320
380
310
270
470
400
340
400
330
280
490
420
370
430
470
380
330
590
490
500
410
350
630
530
450
620
520
440
730
610
530
530
430
360
680
560
480
Прокладка в воздухе треугольником вплотную
I 420 I 470 I 530 I 560 I 690 I 750 I 830
Прокладка в воздухе треугольником с зазором (/ = 250 мм)
I 430 I 480 I 540 Г 560 I 660 I 710 I 770
660
540
450
780
650
560
560
450
380
720
590
510
900
840
Та блица
0,8
1,2
1,6
0,8
1,2
1,6
0,8
1,2
1,6
0,8
1,2
1,6
9.21. Допустимый ток нагрузки линии 110 кВ с кабелями марок МНАШв
и МНАгШв при соединений оболочек на одном конце линии, А
Рт.
°С-м/Вт
К
150
185
Вид оболочки и сечгние жилы,
Гладкая
J 240
270 | 400
мм2
Гофрированная
500
625
SO0
1
1
1
0,8
0,8
0,8
Одноцепная линии, проложенная в земле
380
320
290
430
380
320
420
360
310
49'0
420
370
480
410
360
550
480
420
510
430
380
580
510
450
630
530
460
720
620
550
700
600
510
810
290
610
Двухиеииая линия, проложенная в земле
800
700
570
910
780
680
1
1
1
0,8
0,8
0,8
330
280
240
410
350
310
370
310
270
460
390
350
420
350
300
520
450
400
450
370
320
550
470
410
550
450
390
680
580
510
610
500
430
760
640
560
880
730
630
1020
860
760
680
560
470
850
720
620
760
610
510
950
800
680

Продолжение табл. 9.21
Pi.
°С-м/Вт
кя
Вид вболочки и сеченне жилы, мм2
Гладкая
150
185
240
270
400
Гофрированная
500
625
800
1
Прокладка в воздухе треугольником вплотную
I 450 I 510 I 580 I 620 I 750 I 890 I 1010 I 1160
Прокладка в воздухе треугольником с зазором (/=;250 мм)
I 500 I 560 I 640 | 690 i 860 I 990 I ИЗО I 1310
Примечания: 1. Кабели марок МНАШв и МНАгШв при прокладке в воздухе распола-
гаются по вершинам равностороннего треугольника и могут прокладываться без зазора, вплотную
(I = d) и с нормированным зазором I — 250 мм {d — диаметр кабеля, I — расстояние между центрами
кабелей).
2. Для кабелей с утолщенным защитным шлангом марок МНАШву и МНАгШву допустимые
нагрузки должны быть уменьшены на 20 А против соответствующих значений для кабелей марок
МНАШв и МНАгШв.
Таблица 9.22. Допустимый ток «шгрузки одиоцепвых линий 110 и 220 кВ, проложенных
в земле кабелем марки МВДТ, А
Рт.
"С-м/Вт
к„
Длина
участка,
м
Напряжение линии и сечение жилы, мм
110 кВ
150
185
240
270
400
500
625
220 кВ
300
400
500
550
625
При отсутствии продольной циркуляции масла
0,8
0,8
1,2
1,2
1,6
1,6
0,8
0,8
0,8
1,2
1,2
1,2
1,6
1,6
1,6
0,8
1
0,8
1
0,8
1
При продольной циркуляции масла со скоростью ОД м/с
—
—
—
—
—
—
370
330
340
300
310
270
410
370
370
330
340
290
480
420
430
370
390
330
510
450
450
390
410
350
620
540
550
470
490
420
680
590
600
520
540
460
750
650
660
560
590
490
490
430
420
370
370
320
560
490
480
420
410
360
610
540
510
450
440
370
630
550
530
460
450
380
300
600
1000
300
600
1000
300
600
1000
440
400
370
440
390
360
440
390
350
500
450
420
500
440
400
500
440
400
590
530
480
590
520
470
580
520
460
630
560
520
620
560
500
630
550
490
800
710
650
800
700
630
800
700
620
910
810
740
910
800
720
910
800
710
1030
920
830
1030
910
810
1030
900
800
650
600
560
640
600
550
640
590
540,
770
720
660
770
710
650
770
710
650
870
800
740
870
800
720
870
790
720
910
840
770
910
830
750
910
830
750
650
570
540
470
450
390
980
890
810
970
880
800
970
880
790
Таблица 9.23. Допустимый ток нагрузки двухцепных линий 119 и 220 кВ, проложенных
в земле кабелем марки МВДТ, А
Рт,
"С-м/Вт
кя
Длина
участка,
м
150
185
Напряжение линии и сечение жилы, мм2
ПО кВ
240
270
400
500
625
220 кВ
300
400
500
550
625
При отсутствии продольной циркулиции масла
0,8
0,8
1,2
0,8
1
0,8
—
_
—
350
300
320
390
330
350
450
370
4О0
480
390
420
580
470
510
640
520
560
700
560
610
450
400
380
520
450
430
560
490
460
580
500
470
590
520
480

Продолжение-табл. 9.23
Рт,
°С-м/Вт
1,2
1,6
1,6
кш
1
0,8
1
Длина
участка,
м
—
Напряжение линии и сечение жилы, мы2
НО кВ
150
260
290
230
185
290
320
250
240
320
360
280
270
340
380
300
400
400
450
350
500
440
500
380
625
470
530
410
220 кЗ
300
330
330
280
400
370
360
3!0
500
390
370
320
550
400
380
320
625
410
380
320
0,8
0,8
0,8
1,2
1,2
1,2
1,6
1,6
1,6
300
600
1000
300
600
1000
300
600
1000
jppKJ
420
370
340
420
360
320
410
360
320
ляцн
470'
420
380
470
410
370
470
400
360
и ма
550
490
440
550
470
420
540
470
410
ела с
590
520
470
590
510
450
590
500
440
о ек<
750
650
590
750
640
570
750
640
550
эрост
850
740
660
850
730
640
850
730
630
ью и
970
840
740
970
830
730
970
830
710
,1 Щ
630
580
530
630
570
520
630
570
520
с
760
690
630
760
690
620
760
680
620
850
770
700
850
770
690
850
760
680
890
810
730
890
800
720
890
800
710
950
850
770
950
850
750
950
840
740
Таблица 9.24. Допустимый ток иагрузкн линий 110 it 220 кВ, проложеиных в воздухе
кабелями марки МВДТ, А
ПО
220
ян
1
1
Сечение жилы, мм2
150
420
185
470
240
550
270
590
300
530
400
730
630
500
830
700
550
730
625
920
770
Примечания: 1. Расстояние между центрами параллельных линий высокого давления, проло-
женных в земле, при расчете взаимного теплового влияния принято равным 800 мм, при прокладке
в воздухе влияние параллельных линий не учитывалось.
2. В табл. 9.22 и 9.23 допустимые нагрузки линий высокого давления, проложенных в земле,
даны для случаев как естественного, так и искусственного охлаждения кабелей с помощью про-
дольной циркуляции масла со скоростью 0,1 м/с, осуществляемой на участках различной длины.
3- рт — удельное тепловое сопротивление грунта; ks — коэффициент суточного заполнения графика
нагрузки.
4. В качестве искусственного грунта для засыпки кабелей в траншее по рекомендации ВНИИКП
следует применять смесь гравия (размер частиц 5—10 мм) и песка (размер частиц до 1,0 — 1,5 мм)
в соотношении 1 :1 (по объему). Удельное тепловое сопротивление рт искусственного грунта в высу-
шенном состоянии не более (в зависимости от минерального состава фракций) 1,0—1,5 °С-м/Вт
(однородный по крупности песок имеет в сухом состоянии рт = 2,5 + 3,5 °С-м/Вт). Необходимый
размер засыпки не менее 600 х 600 мм (в поперечном сечении), при этом кабель должен рас-
полагаться в центре засыпки.
Таблица 9.25. Допустимый ток нагрузки линий 110 кВ, проложеиных кабелем с изоляивей
из вулканизированного полиэтилена, А
Рт,
°С-м/Вт
Материал
жилы
Сечение жилы, мм2
150
185
240
300
400
500
625
800
1000
Одиоцеиная линия, проложенная в земле, кн = 0,8
1,2
1,6
1,2
миний
»
ь
»
350
320
450
410
395
360
505
460
455
410
585
525
515
465
660
590
600
540
765
685
680
610
860
770
745
665
945
845
835
740
1055
940
915
810
1150
1020

Продолжение табл. 9.25
Рт.
"С-м/Вт
Материал
жилы
150
185
240
Сечение жилы, мм2
300
400
500
625
800
1000
1,2
1,6
1Д
1,6
Двухценная линии, проложенная в земле, кн = 0,8
Алюминий
»
Медь
»
330
300
425
385
375
335
475
430
430
385
550
490
485
435
615
550
565
505
715
640
635
565
800
715
695
615
880
780
775
685
975
865
845
740
1065
935
Прокладка в воздухе треугольником, кИ = 1 (/=250 мм)
Алюминий
Медь
415
525
470
590
545
680
620
767
725
890
820
990
910
1090
1015
1205
1110
1310
Примечание. Допустимый ток нагрузки линий, проложенных кабелем с полиэтиленовой
изоляцией, приведен для расчетной температуры жилы 90° С.
Таблица 9.26. Электрическое сопротивление медной it алюминиевой проволок н жил кабелей,
пересчитанное иа 1 мм2 номинального сечения н 1 км длины при температуре 20 °С, Ом/км
Материал—медь
Проволока мягкая марки ММ . . . 17,24
Проволока твердая марок МТ, МС
диаметром:
до 1,00 мм 18,0
свыше 1,00 до 2,44 мм .... 17,8
2,50 мм и более 17,7
Жила кабеля одножильного* .... 17,76
Жила кабеля многожильного . . . . 17,93
Материал — алюминий
28,0
Проволока мягкая марки AM .
Проволока твердая марок AT и АТп
и полутвердая марки АПТ .... 28,3
Жила кабеля одножильного*
Жила кабеля многожильного
29,11
-29,4
* С жилами сечением 6—500 мм2, при большем сечении сопротивление такое же, как и у много-
жильных кабелей.
Примечание. Температурный коэффициент электрического сопротивления для медной проволоки
марок ММ 0,00393, МТ 0,00381, алюминиевой проволоки 0,00403 1/°С [по ГОСТ 7229-76*, 2112-79*,
(СТ СЭВ 1383-78), 6132-79* (СТ СЭВ 1382-78)].
Таблица
Темпе
жилы,
6
9.27.
10
Номинальное электрическое сопротивление жил
при разных температурах, Ом/км
Номинальное сечение жилы, мм2
16
25
35
50
70
95
120
миогодаильных
а..
кабелей
150
185
240
15
20
25
50
55
Медь
2,930
2,988
3,047
3,341
3,399
1,758
1,793
1,828
2,004
2,040
1,099
1,121
1,143
1,253
1,275
0,7031
0,7172
0,7313
0,8018
0,8158
0,5022
0,5123
0,5224
0,5726
0.5828
0,3516
0,3586
0,3656
0,4009
0,4079
0,2511
0,2561
0,2612
0,2863
0,2914
0,1850
0,1887
0,1924
0,2110
0,2147
0,1465
0,1494
0,1523
0,1670
0,1700
0,1172
0,1195
0,1219
0,1336
0,1360
0,0950
0,0969
0,0988
0,1083
0,1102
0,0732
0,0747
0,0762
0,0835
0,0850

Продолжение табл. 9.27
СЗ
Темпе
жилы,
60
65
70
80
Номинальное сечение жилы, мм2
6
3,458
3,517
3,576
3,693
10
2,075
2,110
2,145
2,215
Щ'.
16
1,297
1,319
1,341
1,385
25
0,8299
0,8440
0,8581
0,8863
35
0,5928
0,6029
0,6129
0,6331
50
0,4150
0,4220
0,4291
0,4432
70
0,2964
0,3014
0,3065
0,3165
95
0,2184
0,2221
0,2258
0,2332
120
0,1729
0,4758
0,1788
0,1846
150
0,1383
0,1407
0,1430
0,1477
185
0,1121
0,1141
0,1160
0,1198
240
0,0865
0,0879
0,0894
0,0923
Алюминий
15
20
25
50
55
60
65
70
80
4,801
4,900
4,999
5,492
5,591
5,690
5,789
5,887
6,085
2,881
2,940
2,999
3,295
3,355
3,414
3,473
3,532
3,651
1,800
1,838
1,474
2.060
2,097
2,134
2,171
2,208
2,282
1,1523
1,1760
1,1997
1,3182
1,3419
1,3656
1,3892
1,4130
1,4604
0,8231
0,8400
0,8569
0,9416
0,9585
0,9754
0,9923
1,0093
1,0431
0,5762
0,5880
0,5998
0,6591
0,6709
0,6828
0,6946
0,7065
0,7302
0,4115
0,4200
0,4285
0,4708
0,4792
0,4877
0,4962
0,5046
0,5116
0,3032
0,3095
0,3157
0,3469
0,3531
0,3594
0,3656
0,3718
0,3843
0,2401
0,2450
0,2499
0,2746
0,2796
0,2845
0,2894
0,2944
0,3042
0,1921
0,1960
0,1999
0,2197
0,2234
0,2276
0,2315
0,2355
0,2434
0,1557
0,1589
0,1621
0,1781
0.1813
0,1845
0,1877
0,1904
0,1973
0,1200
0,1225
0,1250
0,1373
0,1398
0,1422
0,1447
0,1472
0,1521
Примечание. В таблице дается сопротивление жил кабелей при р-„ меди 0,01793, алюминия
0,0294. мкОм-м, что несколько меньше нормированного ранее сопротивления жид по ГОСТ 340 — 59
(р„ меди 0,0184, алюминия 0,031 мкОм-м). В качестве расчетного принято номинальное сечение
жилы в отличие от ГОСТ 22483 — 77*, в котором расчетное нормируемое сечение реальных конструкций-
круглых жил не совпадает с номинальным. Для вычисления сопротивления жил одножильных кабелей
сечением 6—500 мм2 табличное значение сопротивления уменьшается на 1%.
Таблица 9.28. Значение поправочного коэффициевта для пересчета электрического
сопротивления постоянному току на сопротивление при частоте 50 Гц для жил силовых кабелей
Конструкция
кабеля
Трехжильные кабели с по-
ясной изоляцией
Одножильные кабели*
150
1,01
1,006
185
1,02
1,008
Номинальное сечение жилы, мм2
240
1,035
1,0105
300
1,052
1,025
400
1,095
1,05
500
1,08
625
1,125
800
1,20
* А также кабели с жилами в отдельных оболочках.
Примечание. Активное сопротивление на переменном токе при частоте 50 Гц несколько выше
сопротивления постоянному току за счет влияния поверхностного эффекта и эффекта близости, для
подсчета его вводится поправочный коэффициент, зависящий от конструкции кабеля и сечения
токопроводящей жилы. Для жил сечением до 120 мм2 включительно поправку не вносят из-за ее
незначительности.
Таблица 9.29. Индуктивное сопротивление трехжильных кабелей, Ом/км
кВ
-к
3
6
10
20
35
Номинальное сечение жилы, мм2
10
0,093
0,110
0,122
16
0,087
0,102
0,113
25
0,080
0,092
0,101
0,135
35
0,077
0,087
0,095
0,128
50
0,074
0,083
0,090
0,120
70
0,072
0,080
0,086
0,114
0,137
95
0,071
0,078
0,083
0,110
0,126
120
0,070
0,076
0,081
0,107
0,120
150
0,069
0,074
0,079
0,104
0,116
185
0,068
0,073
0,077
0,101
0,113
240
0,066
0,071
0,075

Продолжение табл. 9.29
Примечание. Индуктивное сопротивление двухпроводной линии, Ом/км, состоящей из двух
одножильных кабелей с круглыми жилами, вычисляется по формуле
Л^ = 0,314(0,2 +0,92 lg ),
г
где D — расстояние между центрами жил; г —радиус жилы.
Таблипа 9.30. Основные расчетные размеры токопроводшиих жил едио-, двух-, трех-
it четырехжильных кабелей
Сечение
мм2
_
о
HOB1
о
25
25*1
35
35*1
50
50*1
70
70*1
95
95*1
120
120*1
150
150*1
185
185*1
левой
а
16
16
16
16
25
25
25
25
35
35
35
35
50
50
50
50
Форма и
одно-
ных
Диа-
метр
5,7
6,4
6,7
7,6
8,0
9.2
9,4
10,8
11,0
12,6
12,3
14,2
13,7
16,0
15,2
17,6
размеры поперечногс
двухжильных,
сегментных
Высо-
та
3,8
4,3
4,5
5,1
5,5
6,1
6,5
7,3
7,6
8,4
8,5
9,6
9,6
10,7
—
—
Шири-
на
8,2
—
9,6
—
11.4
—
13,3
—
15,6
—
17,6
—
19.6
—
—
—
> сечения жил кабелей
диаметр круга), мм
трехжильных,
секторных
Высо-
та
4,7
5,2
5,6
6,2
6,7
7,4
7,7
8,7
9,0
10,1
10,1
11,7
11,4
13,0
12,6
14,4
Шири-
на
7,9
8,9
9,4
10,5
11,1
12,5
13,0
15,0
15,3
17,4
17,2
19,7
19,2
22,0
21,2
24,1
Пери-
метр
21
—
25
—
30
—
35
—
41
—
46
—
52
—
58
высота
и ширина сектора,
четырехжильных, секторных
Основные
Высо-
та
5,3
5,8
6,1
6,8
7,1
8,0
8,3
9,5
9,7
10,8
10,8
12.2
12,1
13,7
13,3
15,2
Шири-
на
7,4*2
8,3*2
8,7*2
10,0*2
10,4
12,1
12,4
14,2
14,6
16,6
16,5
19,0
18,4
21.1
20,6
23,2
Нулевая
Высо-
та
—
—
—
5,9
6,5
6,4
6,5
7,6
7,9
7,6
8,1
9,4
9,4
9,8
9,7
Шири-
на
—
—
—
6,2
6,9
5,8
6,9
6,8
6,9
6,8
6,5
7,8
7,8
7,4
7,5
четырехжильных,
ковые секторные
Высо-
та
5,3
5,9
6,3
7,0
7,5
8,4
8,7
9,9
10,3
11,5
11,5
13,1
12,9
14,6
15,0
16,1
Шири-
на
7,3'
8,3
8,6.
9,7
10,3
11,6
11,9
13,7
14,1
15,8
15,8
18,1
17,7
20,1
19,2
22,3
*1 Многопроволочные жилы.
*2 Нулевая жила круглая однопроволочная диаметром 4,55 мм.
Примечания: 1. Однопроволочные жилы — алюминиевые, многопроволочные — алюминиевые,
кроме сечений 25 и 35 мм2, и медные.
2. Для многопроволочной жилы 240 мм2 размеры сектора: высота 16,7, ширина 27,2, периметр
66 мм.
Таблица 9.31. Расчетные емкости С. и Ср для трехжнльных кабелей с поясной
изоляцией и секторными жилами по ГОСТ 18410- 73*Е, мкФ/км, на различные номинальные
напряжения, кВ Ъ> ■ '
Сечение
жилы, мм2
25
35
50
70
95
120
150
185
240
3
0,186
0,217
0,253
0,295
0,342
0,387
0,435
0,485
0,552
Со
6
0,137
0,158
0,183
0,214
0,247
0,278
0,311
0,343
0,383
10
0,109
0,124
0,142
0,165
0,192
0,215
0,238
0,262
0,292
3
0,339
0,395
0,461
0,537
0,624
0,706
0,794
0,886
1,008
ср
6
0,250
0,288
0,334
0,390
0,450
0,507
0,567
0,626
0,698
10
0,199
0,226
0,259
0,301
0,350
0,392
0,434
0,478
0,532

Таблица 9.32. Расчетные емкости Q it Сц для трехжильных кабелей с поясной
изоляцией й секторными жилами по ГОСТ 18410—73*Е, мкФ/км, иа различные номинальные
напряжения, кВ
Сечение
жилы, мм2
25
35
50
70
95
120 ,
150
185
240
3
0,288
0,336
0,392
0,457
0,530
£■ 0,600
0,674
0,752
0,856
Q
6
0,212
0,245
0,284'
0,332
0,383 •
0,431
0,482
0.532
0,594
10
0,169
0,192
0,220
0,256
0,298
0,333
0,369
0,406
0,453
3
0,474
0,553
0,645
0,752
0,872
0,987
1,109
1,237
1,408
сп
6
0,349
0,403
0,467
0,546
0,630
0,709
0,793
0,775
0,977
10
0,278
0,306
0,362
0,421
0,490
0,548
0,607
0,668
0,745
Таблица 9,33. Расчетные емкости одиожильных кабелей н трехжильных кабелей с жилами
в отдельных металлических оболочках с бумажной пропитанной изоляцией, мкФ/км, иа различные
номинальные напряжения, кВ
Сечение
жилы, мм2
25
35
50
70
95
120
150
■■- 185
240
Нормально пропитанная изоляция
6
0,32
0,37
0,43
0,49
0,56
0,62
0,67
0,74
0,83
!0
0,26
0,30
0,35
0,40
0,45
0,49
0.54
0,59
0,66
20
0,17
0,19
0,21
0,24
0,26 •
0,32
0,35
0,38
0,42
35
—
—
—
0,18
0,20
0,24
0,26
0.28
0,31
Обедненно-пропитанная
изоляция
6
0,18
0,21
0,24
0,27
0,30
0,33
0,36
—
—
10
. 0,13
0,15
0,17
0,19
0,21
0,23
0,25
—
—
Примечания к табл. 9.31 — 9.33: 1. Рабочая емкость трехжильного кабеля при симметричном
трехфазном напряжении может быть выражена через частичные емкости (рис. 9.1), где С0 —частичная
емкость жилы на оболочку; Сф = С12 = С13= С23— частичные емкости между жилами (фазами).
Рабочая емкость С„ характеризует нормальную работу трехфазной кабельной линии и служит для
подсчета тока, А/км, по формуле
1С= —°^СрЮ10"3= [/фСрсо10-3 = О,3]41/фСр.
2. Емкость жилы относительно оболочки С0 характеризует работу трехфазной кабельной линии
при замыкании на землю и служит для подсчета емкостного тока замыкания на землю, А/км,
по формуле
/3 = 1/з1/номС0со10-3 = ЗС7фСош10-3 = 0,942 t/фСо,
где UH0M — номинальное напряжение линии, кВ; со — угловая частота, равная 314.
3. Рабочая емкость трехжильного кабеля с поясной изоляцией, а также частичная емкость между
жилами непосредственно не могут быть измерены. Они вычисляются по результатам измерений
трех емкостей: Cj = Со + 2Сф — емкости одной жилы по отношению к металлической оболочке (экрану)
и двум другим жилам, Сд = 2С0 + 2Сф —емкости двух жил по отношению к металлической оболочке
и третьей жиле, Сщ = 3 Со — емкости трех жил по отношению к металлической оболочке.

Продолжение табл. 9.33
Для вычисления Ср наиболее удобна формула
стРш
Си
Рабочая емкость и частичная емкость между жилами могут быть также определены по двум
измерениям, в этом случае используются следующие формулы:
С„ =
1
1
2Ci--6cm; cp = 2Ci--Cn; Сф = -С1--Сш.
2 6
Для трехжильных кабелей с поясной изоляцией и секторными жилами по ГОСТ 18410—73*Е
существуют следующие приближенные соотношения: "^
С\ = 0,85 Ср = 1,55 С0;
Сп=1,64С1 = 0,85Ст;
C0=0,64Ci = 0,55C; ,
Cp=l,18Ci = l,82C0;
Сф = 0,18С1 = 0,27С0.
4. Емкости могут быть рассчитаны но геометрическим размерам кабеля лишь приближенно, так как
диэлектрическая проницаемость пропитанной маслом бумаги и толщина изоляции могут отличаться
от _ номинальных. Изменения диэлектрической проницаемости от 3,5 до 3,6 н -толщины изоляции
от номинальной до минимально допустимой по ГОСТ 18410—73*Е дают отклонения расчетных
значений емкости в пределах ± б %.
5. Расчет емкости одножильных кабелей и кабелей, имеющих отдельно экранированные или
покрытые отдельной металлической оболочкой круглые жилы, мкФ/км, производится по формуле
С = 0,0241 er/lg—,
г
где ег — относительная диэлектрическая проницаемость изоляции, принимается равной 3,5 для кабелей
с пропитанной бумажной изоляцией, 3,7 для маслонаполненных и 2,9 для кабелей с обедненно-
пропитанной изоляцией; R — радиус по изоляции; г —радиус по жиле, включая экран.
6. Емкость трех жил по отношению к металлической оболочке для секторных трехжильных
кабелей большого сечения (70 мм2 и более), мкФ/км, может быть подсчитана по приближенной
формуле:
С =
lg
0,0241 Ег
где Ъ — расчетная высота сектора; 5Н —толщина изоляции жилы; стп —толщина поясной изоляции.
X
Рис. 9.1. Частичные емкости трехжильных
кабелей с поясной изоляцией

Сечение
мм?
25
35
50
70
95
120
150
185
240
Таблица 9.34. Зарядные ток»
6,.
6
0,29
0,33
0,38
0,45
$,51
Й',58
«.65
0,72
0,80
i для кабельных сетей
Рабочее напряжение сети, кВ
S
6,6
10,5
Номинальное напряжение кабелей, кВ
10
0,23
0,26
0,30
0,34
0,40
0,45
0,50
0,55
0,61
6
0,30
0.35
0.40
0,47
0,54
0,61
0,58
0,75
0,83
10
0,24
0,27
0,31
0,36
0,42
0,47
0,52
0,57
0,64
10
0,38
0,43
0,49
0,57
0,67
0,73
0,82
0,91
1,00
А/км
20
20
0,62
0,69
0,76
0,87
0,94
1,16
1.27
1.38
1.52
■
35
35
—
—
1,08
1,20
1,44
1,56
1,68
1,86
Таблица 9.35. Экоиомические плотности тока для электрических кабелей, проводов
и шли, А/мм2
Проводники
Кабела с бумажной изоляцией и провода
с резиновой, поливинилхлоридной изо-
ляцией с жилами:
медными
алюминиевыми*
Кабели с резиновой и пластмассовой
изоляцией с жилами:
медными
алюминиевыми*
Неизолированные провода и шины:
медные
алюминиевые*
Экономическая плотность тока, А/ым2, при про-
должительности использования максимума нагрузки,
ч/год
Более 1000
до 3000
3,0
1,6(1,8)
3,5
1,9(2,2)
2,5
1,3(1,5)
Более 3000
до 5000
2,5
1,4(1,6)
3,1
1,7(2,0)
2,1
1,1(1,4)
Более 5000
2,0
1,2(1,5)
2,7
1,6(1,9)
1,8
1,0(1,3)
* Для проводов и кабелей с алюминиевыми жилами числа без скобок — для европейской части
СССР, Закавказья, Забайкалья и Дальнего Востока, в скобках — для Центральной Сибири, Казахстана
и Средней Азии.
Примечания: 1. Проверке по экономической плотности тока не подлежат: а) сети про-
мышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при использовании максимума до
4—5 тыс. ч; б) сети временных сооружений, а также устройства с малым (до 5 лет) сроком
службы; в) сборные шины всех напряжений; г) проводники, идущие к сопротивлениям, пусковым
реостатам и т. п.
2. Экономическая плотность тока увеличивается на 40% при максимуме токовой нагрузки в
ночное время, а также для изолированных проводников сечением 16 мм2 и менее.
3. Для линий одинакового сечения с нагрузками, ответвляющимися по длине, экономическая
плотность тока в начале линии увеличивается в A'v раз, коэффициент увапичения определяется по
формуле '
l\L
nw + Hh + .-. + ix
где /i, /2> ..., /„ — нагрузки отдельных участков линии; /,, 1г, ..., 1„ — длины отдельных участков линии.
4. При работе взаимно резервирующих п электроприемников, из которых поочередно находятся
в работе т, экономическая плотность тока увеличивается в Кп раз, где Кп = уп/т.

Таблица 9.36. Допустимые температуры нагрева жил силовых кабелей, °С
Изоляция кабеля
Бумажнаи с пропиткой:
вязкой
обедненной
нестекающей
по ТУ 16.705.249-82
Пластмассовая
Резиновая
Номинальное напряжение, кВ
0,66
70
65
1
80
80
80
70
3
80
80
80
70
6
10
65 60
75
75 60
80 70
65
20
55
35
50
50
Примечания: 1. Для каждой кабельной линии устанавливаются наибольшие допустимые
токовые нагрузки, которые определяются по участку трассы длиной не менее Юме наихудшими
тепловыми условиями. Повышение нагрузки допускается на основе тепловых испытаний, если темпе-
ратура жилы не будет превышать допустимую по ГОСТ.
2. Температура жилы рассчитывается по измеренной температуре на металлической оболочке
кабеля по формуле
'ж = 'об+»'2Рт-.
9
где /—измеренная нагрузка кабельной линии, А; /ж — температура жилы, °С; (0д — температура ме-
таллической оболочки кабеля (или брони), "С; и —число жил; рт — удельное тепловое сопротивление
изоляции и защитных покровов кабеля, м°С/Вт; р — удельное электрическое сопротивление про-
водникового материала жилы при температуре, близкой к расчетной, мкОм:м; q — сечение жилы,
мм2. Температура оболочки кабеля измеряется термопарой.
3. Расчет допустимой токовой нагрузки кабелей по измеренной температуре жил ведется по
формуле
т — т I гД°гс~~гокр
'пои — '
' 1ж (окр
где г„оп — допустимая температура жилы; ?окр — температура окружающей среды, "С.
4. Длительно допустимые токовые нагрузки кабелей в табл. 9.37 и 9.38 приняты из расчета
прокладки в траншее на глубине 0,7 — 1,0 м не более одного кабеля при температуре земли 15 °С и удельном
тепловом сопротивлении земли 1,2 °С-м/Вт, а для проложенных в воздухе для расстояний в свету
между кабелями при прокладке их внутри и вне зданий и в туннелях не. менее 35 мм, в каналах —
не менее 50 мм при любом числе проложенных кабелей и температуре воздуха 25 "С
5. Максимально допустимая температура КЗ при бумажной изоляции 200 СС, при пластмассовой
150 °С.
Таблица 9.37. Длительно допустимые токовые нагрузки силовых кабелей с бумажной
изоляцией и алюминиевыми жилами иа напряжение 1 кВ, А
Сечение
жилы,
мм2
6
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
300
400
500
Одна
80
110
135
180
220
275
340
400
460
520
580
675
770
940
1080
Вид прокладки и
В земле
Две
60
80
110
140
175
210
250
290
335
385
—
—
—
—
—
Три
55
75
90
125
145
180
220
260
300
335
380
440
—
—
—
Четыре
65
90
115
135 ■
165
200
240
270
305
345
—
—
—
—
количество жил
Одна
55
75
90
125
155
190
235
275
320
360
405
470
555
675
785
В воздухе
Две
42
55
75
100
115
140
175
210
245
290
—
—
—
—
Три
* 35
4 46 .
60
80
95
. 120
155
190
220
255
290
330
_
—
—
Четыре
45
60
75
95
110
140
165
200
230
> 260
_
_
—
—

Продолжение табл. 9.37
Примечания: 1. Для получения нагрузки кабелей с медными жилами значения токов в
таблицах допустимых нагрузок для алюминиевых жил (табл. 9.37, 9.38) нужно умножить на коэф-
фициент 1,3. При прокладке кабелей в трубах в земле без искусственной вентиляции принимается
нагрузка, как для кабелей, прокладываемых в воздухе. При прокладке в воде допустимая нагрузка
увеличивается по сравнению с прокладкой" в земле на 30 %.
2. Нагрузка трехжильных силовых кабелей на напряжение 3 кВ с поясной изоляцией принимается
равной нагрузке трехжильных кабелей 1 кВ. Нагрузка одножильных кабелей дана для постоянного
тока.
Таблица 9.38. Длительно допуствмые токовые нагрузки для трехжильных силовых кабелей
6—10 кВ с поясной изоляцией и алюминиевыми жилами, А
Сечение
жилы, мм2
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
6*i
60/65
80/85
105/115
125/135
155/170
190/210
225/245
260/285
300/330
340/375
390/430
Вид прокладки и номинальное напряжение кабеля
3 земле
6*2
_
70
90
110
140
170
205
240
275
—
10*1
_
75/80
90/100
115/125
140/155
165/180
205/225
240/265
275/300
310/340
355/390
Е
6*1
42/55
50/70
70/95
85/115
110/140
135/175
165/215
190/250
225/285
250/325
290/385
воздухе
6*2
_
50
70
85
ПО
130
160
190
225
—
—
10*i
__
46/60
65/85
80/105
105/125
130-155
155/190
185/220
210/250
235/285
270/335
6
—
105
130
160
195
240
290
330
385
420
480
, кВ
В воде
б*2
75
110
135
170
210
260
295
345
—
—
10
—
90
115
140
170
210
260
305
345
390
450
*i В знаменателе указана нагрузка для кабелей с повышенной температурой нагрева.
*2 Кабели с обедненно-пропитанной изоляцией.
Таблица 9.39. Длительно допустимые токовый нагрузки силовых кабелей 20—35 кВ
с алюминиевыми жилами в отдельных металлических оболочках, А
III
35
35
50
70
Вид прокладки и номинальное
напряжение кабеля, к В
В земле
20
85
105
125
155
35
150
В воздухе
20
65
75
90
115
35
ПО
В воде
20
90
ПО
140
175
35
160
Сечение
жилы,
мм2
95
120
150
185
Вид прокладки и номинальное
напряжение кабеля, кВ
В земле
20
185
210
240
275
35
180
210
240
В воздухе
20
140
160
175
205
35
140
160
175
В воде
20
210
245
270
300
35
195
225
Таблица 9.40. Длительно допустимые токовые нагрузки небронированных одножильных
силовых кабелей с бумажной пропитанной изоляцией, прокладываемых в воздухе, А
жилы,
мм2
10
16
25
35
50
70
95
До 3
85
120
145
170
215
260
305
6
75
110,
135
155
200
240
280
Материал жилы и номинальное напряжение кабеля, кВ
Медь
10
90
125
145
190
225
265
20
—
105/110
125/135
155/165
185/205
220/255
35
—
—
—
—
—
—
Алюминий
До 3
65
90
110
130
165
200
235
6
60
85
105
120
155
185
215
10
_
70
95
110
145
175
205
20.
_
—
80/85
95/105
120/130
140/160
170/195
35
_
—
—
—
—
—
—

Продолжение табл. 9.40
Сечение
жилы,
- мм2
120
150
185
240
300
До 3
330
360
385
435
460
6
300
325
350
395
420
Материал жилы в номинальное напряжение кабеля, кВ
Медь
10
285
310
335
380
405
20
245/290
270/330
290/360
320/395
350/425
35
240/265
265/300
285/335
315/380
340/420
До 3
255
275
295
335
355
Алюминий
6
230
250
270
305
325
10
220
240
260
290
310
20
190/225
210/255
225/275
245/305
270/330
35
185/205
205/230
220/255
245/290
260/330
Примечания: I. Нагрузки относятся к работе на переменном токе, при этом свинцовые оболочки
соединены между собой и заземлены на обоих концах, число рядом лежащих кабелей три, расстояние
между кабелями в свету не более 125 и не менее 35 мм.
2. Для кабелей 20 и 35 кВ нагрузки даны для двух видов прокладки в ряд (указаны в числителе)
и треугольником (в знаменателе).
Таблица 9.41. Длительно допустимые токовые нагрузки проводов в кабелей с резиновой
или пластмассовой изоляцией*, А
Сечение
мм2
2,5
4
6
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
Вид прокладки
В земле
Медь
Две
44
55
70
105
135
175
210
265
320
385
445
505
570
Три
38
49
60
90
115
150
180
225
275
330
385
435
500
Алюминий
Две
34
42
55
80
105
135
160
205
245
395
340
390
440
Три
29
38
46
70
90
115
140
175
210
255
295
335
385
материал и количество жил
Медь
Одна
30
41
50
80
100
140
170
215
270
325
385
440
510
Две
27
38
50
70
90
115
140
. 175
215
260
300
350
405
В воздухе
Три
25
35
42
55
75
95
120
145
180
220
260
305
350
Алюминий
Одна
23
31
38
60
75
105
130
165
210
250
295
340
390
Две
21
29
38
55
70
90
105
135
165
200
230
270
310
Три
19
27
32
42
60
75
90
, ПО
140
170
200
235
270
* Провода с медными жилами в металлических защитных оболочках, кабели с медными и
алюминиевыми жилами в свинцовой, поливинилхлоридной, полиэтиленовой, резиновой оболочках, бро-
нированные и небронированные.
Таблица 9.42. Поправочные коэффициенты иа температуру земли, воздуха и воды дли
токовых нагрузок иа кабели, неизолированные и изолированные провода и шины
Температура, "С
среды
рас-
четная
15
25
25
15
25
15
25
15
25
1-5
25
жилы нор-
мирован-
ная
80
80
70
65
65
60
60
55
55
50
50
-5
1,14
1,24
1,29
1,18
1,32
1,20
1,36
1,22
1,41
1,25
1,48
Поправочный коэффициент при фактической температуре среды, °С
0
1,11
1,20
1,24
1,14
1,27
1,15
1,31
1,17
1,35
1,20
1,41
+ 5
1,08
1,17
1,20
1,10
1,22 .
1,12
1,25
1,12
1,29
1,14
1,34
+ 10
1,04
1,13
1,15
1,05
1,17
1,06
1,20
1,07
1,23
1,07
1,26
+ 15
1,00
1,09
1,11
1,00
1,12
1,00
1,13
1,00
1,15
1,00
1,18
+20
0,96
1,04
1,05
0,95
1,06
0,94
1,07
0,93
1,08
0,93
1,09
+ 25
0,92
1,00
1,00
0,89
1,00
0,88
1,00
0,86
1,00
0,84
1,00
+30
0,88
0,95
0,94
0,84
0,94
0,82
0,93
0,79
0,91
0,76
0,89
+ 35
0,83
0,90
0,88
0,77
0,87
0,75
0,85
0,71
0,82
0,66
0,78
Si+40
0,78
0,85
0,81
0,71
0,79
0,67
0,76
0,61
0,71
0,54
0,63
+45
0,73
0,80
0,74
0,63
0,71
0,57
0,66
0,50
0,58
0,37
0,45
+ 50 .
0,68
0,74
0,67
0,55
0,61
0,47
0,54
0,36
0,41
—
—

Продоллсение табл. 9.42
Примечания: 1. За расчетную температуру воздуха принимается наибольшая среднесуточная
температура для данного района, повторяющаяся не менее 3 раз в году, а для помещений и туннелей —
среднесуточная температура в них. За расчетную температуру воды и земли принимается наибольшая
температура на глубине прокладки кабеля, взятая из многолетних наблюдений метеослужбы в данном
районе.
2. Кабели, проложенные на открытом воздухе, должны быть зашищены от нагрева прямыми
солнечными лучами.
3. Для неизолированных проводов и шин указанные коэффициенты следует применять только в
случае, когда температура среды значительно отличается от среднесуточной температуры воздуха
+25 °С, например в районах Крайнего Севера, тропиков и т. п.
Таблица 9.Щ. Поправочный коэффициент КТ на удельное тепловое сопротивление рт, С ■ м/Вт,
почвы
Характеристика почвы
Песок с влажностью до 4%, каменистая почва
Песок с влажностью 4—7%, песчано-глинистая почва с влажностью
8-12%
Нормальная почва, песок с влажностью 7 — 9%, песчано-глииистая
почва с влажностью 12—14%
Песок с влажностью более 9%, песчаио-глииистая почва с влажностью
более 14 %
Кг
0,75
0,87
1,0
1,05
Рт
3,0
2,0
1,2
0,8
Таблица 9.44. Поправочный коэффициент на число работающих кабелей, лежащих рядом
в земле в трубах и без них
Расстояние в
кабелями, мм
100
200
300
1
1,0
1,0
1,0
2
0,90
0,92
0,93
Число кабелей
3
0,85
0,87
0,90
4
0,80
0,84
0,87
•5
0,78
0,82
0,86
б
0,75
0,81
0,85
Примечания: 1. При выборе поправочного коэффициента резервные кабели не учитываются.
2. Прокладка нескольких кабелей в земле с расстояниями в свету между ними менее 100 мм не
рекомендуется.
3. При прокладке в воздухе и воде взаимное тепловое влияние рядом расположенных кабелей
не учитывается.
Таблица 9.45. Удельные термические сопротивления бумажной пропитанной изоляции и
защитных покровов трехжильных силовых кабелей с поясиой изоляцией, С-м/Вт
ЖИЛЫ,
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
1
0,47
0,38
0,29
0,25
0,21
0,18
0,16
0,16
0,16
0,15
0,13
Элемент
Жильная
3 -~
0,80
0,68
0,51
0,45
0,38
0.34
0,29
0,26
0,24
0,21
0,19
конструкции
изоляция
6
0,97
0,83
0,73
0,64
0,58
0,50
0,42
0,37
0,32
0,30
0,30
и номинальное напряжение кабеля, кВ
10
1,06
1,01
0,89
0,82
0,72
0,66
0,57
0.51
0,47
0,43
0,37
Защитный покров
!
0,37
0,35
0,28
0,27
0,27
0,26
0,23
0,20
0,18
0,16
0,15
3
0,33
0,32
0,30
0,28
0,25
0,23
0,20
0,19
0,18
0,17
0,16
б
0,30
0,28
0,26
0,23
0,22
0,20
0,18
0,16
0,16
0,16
0,15
10
0,27
0,23
0,22
0,18
0.17
0,16
0,16
0,15
0,15
0,14
0,14

Таблица 9.46. Допустимая перегрузка по отношению к номинальной кабельных линий 6 —10 кВ
Характер перегрузки
В эксплуатации в течение:
0,5 ч
1,0 ч
3,0 ч
На время ликвидации аварий
в течение 5 сут при длитель-
ности максимума:
1 ч
3 ч
6ч
Вид прокладки, коэффициент предварительной нагрузки
В земле
0,6
1,35
1,30
1,15
1,50
1,35
1,25
0,8
1,20
1,15
1,10
1,35
1,25
1,20
В воздухе
0,6
1,25
1,15
1,10
1,35
1,25
1,25
0,8
1,15
1,10
1,05
1,30
1,25
1,25
В трубах
0,6
1,20
1,10
1,00
1,30
1,20
1,15
0,8
1,10
1,05
1,00
1,30
1,15
1,10
Примечания: 1. Для кабельных линий, находящихся в эксплуаташш более 15 лет, перегрузки
должны быть понижены на 10%. •
2. Перегрузка кабельных линий напряжением 20 — 35 кВ не допускается.
3. Трубы проложены в земле.
Таблица 9.47. Выбор типа соединительных и коицевых муфт наружной установки для кабелей
с бумажной изоляцией до 35 кВ
Назначение
муфты
Соединитель-
ные муфты
Стопорные
муфты
Концевые
муфты
^ном. кВ
1
6-10
20-35
6-10
20-35
1
6-10
20-35
Следует применять
Эпоксидную СЭ*1, чугун-
ную СЧм, СЧ
Эпоксидную СЭ, СЭв,
свинцовую СС
Латунную СЛО, латунную
СтЭО, свинцовую ССО
Эпоксидную СЭ
Латунную с эпоксидным
СтОЭ
Мачтовую КМ, эпоксид-
ную КНЭ
Мачтовую КМ, концевую
КН*з
Однофазную КНО
Рекомендуется
Латунная со сто-
пором Ст и СтП*2
Латунная со сто-
пором СтО -,.
X
Эпоксидная одно-
фазная КНОЭц
Допускается
Эпоксидная
СЭм
Алюминиевая
СА
—
-
*! Несколько вариантов.
*2 Муфта СтП предназначена для соединения кабелей с обедненно-пропитанной изоляцией типа
ОСБВ с кабелями обычного исполнения.
*3 Муфта КН — концевая с вертикальными выводами.
Примечание. Муфты КНО применяются для одножильных кабелей и кабелей типа ОСБ, в том
числе и для кабелей 6 — 10 кВ.

Таблица 9.48. Выбор типа заделок виутренней установки для кабелей с бумажной изоляцией
1-10 кВ
Условия работы
При разности уров-
ней 10 м и более (для
нижней заделки)
Сухие помещения с
относительной влаж-
ностью не боле«>60%
Влажные, сырые и
особо сырые помеще-
ния с относительной
влажностью 61—75%
и более
Жаркие, сухие
помещения
Помещения с про-
водящей пылью
Помещения с хими-
чески активной сре-
дой (взрывобезопас-
ные)
Следует применять
Эпоксидные КВЭн,
КВЭк, КВЭтв,
КВЭт, КВЭл
Эпоксидную КВЭтв
Эпоксидную
КВЭтву, КВЭт
—
•
Рекомендуется
—
Эпоксидные КВЭн,
КВЭк, КВЭт
Сухая КВсл
Резиновая перчатка
до 1 кВ КВР
Эпоксидные КВЭн,
КВЭк, КВЭп
Резиновая перчатка
до 1 кВ КВР
Эпоксидные КВЭтв,
КВЭн, КВЭк, КВЭт,
сухая КВсл
Эпоксидные КВЭтв,
КВЭн, КВЭк, КВЭт
при условии перио-
дической чистки,
КВЭп
КВЭтв, КВЭн,
КВЭк, КВЭт при от-
сутствии контакта с
агрессивными жид-
костями, КВсл,
КВЭп
Допускается
Свинцовая перчатка;
КВС; термоусаживаемая
полиэтиленовая перчат-
ка КВТп до 1 кВ
Резиновая перчатка
КВРз до 6 кВ; свинцо-
вая перчатка КВС;
стальная воронка КВБ;
эпоксидная КВЭп
КВРз до 6 кВ; КВТп до
1 кВ; свинцовая перчат-
ка КВС; стальная во-
ронка КВБ
Резиновая перчатка
КВР до 6 кВ; свинцовая
перчатка КВС; эпоксид-
ная КВЭп
Резиновая перчатка КВР
до 1 кВ при условии
периодической чистки;
термоусаживаемая
полиэтиленовая перчат-
ка КВТп
Резиновая перчатка
КВРз до 6 кВ; свин-
цовая перчатка КВС
КВТп
Примечания: 1. Согласно указаниям Минэнерго при выборе концевых муфт и заделок
необходимо учитывать следующее:
а) концевые мачтовые муфты наружной установки типа муфт Фирсова применять запрещается;
б) поливинилхлоридные заделки типа КВВ и резиновые заделки типа КВР разрешается применять
только в сухих помещениях, КВВ — до 10, а КВР — до б кВ;
в) трансформаторные подстанции городских кабельных сетей и КТП наружной установки относятся
к сырым помещениям;
г) сухие заделки типов КВР и КВВ через 5 — 6 лет после монтажа дают очень высокую пов-
реждаемость (до 2% КВР и 1,5% КВВ) по причине потери герметичности вследствие растрескивания
резиновых и поливинилхлоридных перчаток (старения), что приводит к увлажнению жил кабеля, коро-
нированию и разрядам при рабочем напряжении.
2. Определение терминов в табл. 9.48, 9.49: «следует применять» — данная конструкция является
лучшей и обязательной к применению; «рекомендуется» — данная конструкция является одной из лучших,
но не обязательной, этот же термин применяется и к конструкциям, рекомендуемым в опытно-
промышленную эксплуатащпо при отсутствии других решений; «допускается» — данная конструкция
является удовлетворительной, а в ряде случаев вынужденной, этот же термин применяется к опытным
конструкциям.
3. Для кабелей 20 — 35 кВ в помещениях применяются эпоксидные концевые заделки типа
КВЭО, которые рекомендуются также для помещений с проводящей пылью при условии периоди-
ческой их чистки и для помещений с химически активной средой при отсутствии контакта с
агрессивными жидкостями.

Таблица 9.49. Типы муфт и защитных кожухов к ним дли силовых кабелей с пропитанной
бумажной и пластмассовой изоляпией
Обозна-
чение
типа
Наименование
Область применения
С
о
Ст
СтП
СП
КН
КМ
KB
к
Кз
Кв
Муфта соединительная
Муфта ответвительная
Муфта стопорная
Муфт§( с^опорно-пере-
ходная
Муфта соединительная
переходная
Муфта концевая наружной
установки
Муфта концевая мачтовая
Муфта (заделка) конце-
вая внутренней упаковки
Кожух защитный
Кожух защитный под-
земный
Кожух защитный под-
водный
Для соединения кабелей
Для ответвления кабеля
Для соединения кабелей, проложенных на трассах
с разностью уровней больше нормированной для
данного кабеля*
Для соединения кабеля с поясной изоляцией с
кабелем с отдельными^металлическими оболочками
Для соединения кабеля с бумажной изоляцией
с кабелем с пластмассовой изоляцией
Для оконцевания кабелей на открытом воздухе
Для оконцевания кабеля при переходе на воздуш-
ную линию электропередачи
Для оконцевания кабеля внутри помещения
Для муфт, прокладываемых в каналах и туннелях
Для муфт, прокладываемых в земле
Для муфт, прокладываемых под водой
* А также для соединения кабеля с нормально пропитанной изоляпией и кабеля с обедненно-
пропитанной изоляцией.
Примечания: 1. В марку муфт силовых кабелей с бумажной изоляцией входят обозначения
типа, материала (Ч — чугун, С — свинец, Л — латунь) и конструктивного исполнения (О — однофазная
муфта, трехфазное исполнение обозначения не имеет), например свинцовая соединительная муфта
внутренним диаметром 90 мм для кабеля сечением 3 х 120 мм2 на напряжение 6 кВ в чугунном
герметичном кожухе с горловиной 65 мм: муфта СС—90—КчЧг—65—Зх 120—6 ГОСТ 13781ц2—77*Е.
2. Марки муфт кабелей с пластмассовой изоляпией составляются из букв, первая из которых
указывает материал изоляции кабеля (П — полиэтилен и поливинилхлорид, Пв — полиэтилен вулканизи-
рованный), затем идет обозначение типа муфты и материала (Э — эпоксидная, ел — на основе само-
склеивающихся лент, Эл — эластомерная), в конце, если необходимо, указывается конструктивное испол-
нение (например, О — однофазная муфта).
3. Монтаж муфт должен выполняться согласно «Технической документации на муфты для
силовых кабелей с бумажной и пластмассовой изоляцией до 35 кВ» 1982 г.
9.5. СОЕДИНЕНИЕ И ОКОНЦЕВАНИЕ ЖИЛ
.СИЛОВЫХ КАБЕЛЕЙ 1-35 КВ.
Таблица 9.50. Область применения различных способов соединениями оконцевания жил
соловых кабелей 1—35 кВ i»
Виды работы, способ
выполнения
Сечение
жил, мм2
Рекомендации по
применению
Окоицевание алюминиевых жил
Опрессовка трубчатыми наконечни-
ками по ГОСТ 9581-80*
Термитная сварка с применением
наконечников со стержнем
Пайка наконечников типа II не-
посредственным сплавлением при-
поем
16-240
300-800
16-240
Следует применять до 10 кВ
То же

Продолжение табл. 9.50
Виды работы, способ
выполнения
Пайка специальными наконечника-
ми на 20 — 35 кВ
Электродуговая сварка в защитном
газе
Электродуговая сварка в защитном
газе
Эдектродуговая сварка угольным
электродом »»
Сечение
жил, мм2
25-185
16-240
300-1500
300- 1500
Рекомендации по
применению
Следует применять
Допускается до 1 кВ
Рекомендуется до 1 кВ
То же
Соединение алюминиевых жил
Термитная сварка встык патронами
типа А
Опрессовка гильзами по ГОСТ
23469.2-79
Пайка поливом в формах, жилы
разделываются ступенчато или под
срез на 55°
Пайка непосредственно сплавлени-
ем припоем
Пропано-кислородиая сварка в
стальных формах
16-800
16-240
16-240
16-240
16-240
300-1500
Следует применять
Рекомендуется до 1 кВ
Допускается до 10 кВ
Следует применять до 10 кВ
Рекомендуется до 10 кВ
Следует применять до 10 кВ
Допускается до 10 кВ
Ответвление алюминиевых жил
Пайка непосредственным сплавле-
нием припоя в форме
Пайка способом полива припоя
в форме
Пропанокислородная сварка в трой-
никовой форме
16-240
16-240
800-1500
Допускается до 1 кВ
То же
Следует применять до 1 кВ
Оконцевание медных жил
Пайка наконечников типа П, ГОСТ
23469.1-82
Пайка многопроволочной жилы на
втычном наконечнике
Опрессовка наконечниками по
ГОСТ 23469.2-79
Пайка специальными наконечника-
ми на 20 — 35 кВ
1,5-300
16-240
4-240
25-300
Следует применять до 10 кВ
Допускается до 1 кВ
Следует применять до 10 кВ
Следует применять до 35 кВ
Соединение медиых жил
Опрессовка гильзами типа ГМ,
ГОСТ 23469.3-79*
Пайка гильз типа ГП, ГОСТ
23469.1-82
Пайка в гильзах (на 20 — 35 кВ
специального исполнения)
16-240
16-300
16-300
Следует применять до 10 кВ
То же
Следует применять до 35 кВ
Ответвление медиых жил
Пайка гильз, ГОСТ 23469.4-83 I 16-240 I Следует применять

Таблица 9.51. Условные обозначения гильз, иакоиечииков и жил кабеля
Тип
Назначение
П
ГП
ГМ
ГА
ТА
ТАМ
ЛА
ЛАР
ЛАФ
ЛАШ
ЛАШт
Н
НО
с
со
Наконечник штампованный для оконцевания пайкой, медный
Гильза соединительная медная для соединения пайкой, ГОСТ 23469.1—82
Гильза соединительная медная для соединения опрессовкой, ГОСТ
23469.3-79
Гильза соединительная алюминиевая для соединения опрессовкой, ГОСТ
23469.2-79
Наконечник трубчатый алюминиевый для оконцевания опрессовкой, ГОСТ
9581-80*
То же медно-алюминиевый
Наконечник литой из алюминиевого сплава для оконцевания алюминие-
вых жил сваркой, ГОСТ 7387 — 82
То же с зажимной частью, расположенной по нормали к оси жилы
То же флажковый
То же с хвостовиком в виде штуцера
То же с хвостовиком в виде штуцера с удлиненной выступающей жиль-
ной частью закрытого хвостовика наконечника для термитной сварки
Буква, стоящая последней в обозначении типа,— наконечник предназна-
чается для- модификационных исполнений плоских выводов электротехни-
ческих устройств
Круглая многопроволочная жила (нормальное исполнение)
Круглая однопроволочная жила
Секторная многопроволочная жила
Секторная однопроволочная жила
Примечания: I. Пример обозначения: гильза ГП-27, ГОСТ 23469.1—82 — гильза диаметром
27 мм для соединения пайкой. -v
2. Для оконцевания и соединения алюминиевых жил кабеля следует выбирать для получения
наибольшей надежности определенные способы опрессовки: а) жилы типа С — комбинированное
обжатие (шестигранное сплошное обжатие в сочетании с местным вдавливанием, рис. 9.2, в), наконеч-
никами типа ТА (изготовленными из трубки) и местное вдавливание наконечниками типа ПА (изго-
товленными из прутка) инструментом УСА (рис. 9.2, б), жилы типа Н — местное вдавливание на-
конечниками типа ТА инструментом УНИ-2А или УСА (рис. 9.2, а, в) и местное вдавливание на-
конечниками типа ПА инструментом УСА (рис. 9.2, б). Перед опрессовкой обязательна зачистка
жил и наконечников с последующей смазкой кварцевазелиновой пастой. Недопустимо уменьшение
размеров наконечников — длины трубчатой части и толщины стенки.
ш
—м
Ш Ш
--=—. .± _ =
■
А
-*»-
Рис. 9.2. Контактные соединения, выполнен-
ные различными способами опрессовки:
а — местным вдавливанием инструментом УНИ-
2А; б — местным вдавливанием инструментом
УСА; в — комбинированным обжатием

Таблица 9.52. Термитные патроны для сварки изолированных проводов, кабелей и приварки
иакоиечвиков (ТУ 84-547—80)
Тип
патрона
ПА-16 щ.
ПА-25
ПА-35 •"
'ПА-50
ПА-70
ПА-95
ПА-120
ПА-150
ПА-185
ПА-240
ПА-300
ПА-400
ПА-500
ПА-625
ПА-800
сваривае-
водников,
к в
а
В" Йп
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
300
400
500
625
800
Размеры, мм
термитной
шашки
Длина
20
22
24
28
34
40
44
44
46
55
60
70
70
80
100
Диаметр
на-
руж-
ный
20
25
30
35
35
45
45
55
55
60
65
75
80
80
85
отвер-
стия
8
8
8
10
12
14
15
16
18
18
18
20
22
24
26
кокиля
Длина
28
33
34
38
41
46
50
50
58
60
75
80
90
95
115
н к!
S я*
Ч« к
7,6
9,2
11,3
12,9
14,6
17,7
19,3
21,1
23,2
25,3
27,1
30,6
34,7
37,9
42,2
ши
Длина
10
12
12
15
16
16
20
20
24
25
30
30
30
35
42
втулки
[ колпачка
Диаметр
внут-
рен-
ний
5,3
6,9
7,9
9,5
11,3
13,3
14,8
16,3
18,3
20,8
22,9
26,4
29,5
32,7
37,0
на-
руж-
ный
7,4
9,0
П,1
12,8
14.5
17,5
19,2
21,0
22,9
25,0
26,9
30,4
34,5
37,7
42,0
Масса, г
я
3
а
В
10
16
26
42
50
95
102
154
172
296
340
480
560
680
820
га
Я
а.
н
с
14,4
25,2
37,9
60,5
74
128
142
205
237
315
438
597
750
905
1128
Примечания: 1. Колпачки применяются при сечении соединяемых проводников до 240 мм2,
а втулки — от 300 мм2 и более.
2. Допускаются отклонения внутреннего диаметра кокиля +0,4 мм от приведенных в таблице
размеров.
3. Для сварки одножильных проводов в скрутке по торцам применяются термитные патроны
АТО для суммарного сечения свариваемых проводов.
4. Для сварки жил кабелей, проводов и приварки кабельных наконечников могут быть при-
менены также термитные патроны для сварки неизолированных проводов, см. табл. 8.84 (см. «Инструк-
цию по оконцеванию и соединению алюминиевых и медных жил изолированных проводов и кабелей»
МСН 139-67 ММСС СССР).
5. Термитный патрон устанавливается на жилах таким образом, чтобы стык жил находился
против центра литникового отверстия муфеля. Зазор между кокилем и жилой уплотняется асбестовым
шнуром. Охладители, установленные sra соединительной планке, накладываются на оголенные участки
жил. Между охладителями и термитным патроном устанавливаются асбестовые экраны. Жилы, не участ-
вующие в сварке, защищаются от пламени асбестовым картоном.
6. Перед установкой патронов на концы жил насаживаются алюминиевые колпачки термитного
патрона. Для этого секторным многопроволочным жилам придают круглую форму. В случае одно-
проволочных жил на них вместо колпачков насаживают втулки с секторными отверстиями.
7. При сварке жил кабелей напряжением 20 и 35 кВ на жилы надевают специальные алюминиевые
гильзы с размерами, приведенными в табл. 9.53.
8. При сварке в литниковое отверстие патрона вводится присадочный пруток, мешалкой переме-
шивается жидкий металл в зоне сварки, для того, чтобы разрушить оксидную пленку, вывести из
него шлак и газы.
Таблица 9.53. Алюминиевые гильзы
Сечение
свариваемых жил,
мм
35
50
70
95
120
150
185
Длина
48
58
58
58
74
74
76
Размеры
литника
5,5
8
10
12
14
14
16
гильз, мм
Диаметр
наружный
11,1
12,8
• 14,5
17,5
21,0
21,0
22,9
внутренний
7,9
9,5
11,3
13,3
14,8
14,8
18,3

9Ж ПОДПИТЫВАЮЩАЯ АППАРАТУРА
МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ КАБЕЛЕЙ
НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Избыточное давление масла в строитель-
ных длинах маслонаполненных кабелей при
изготовлении, транспортировке, хранении,
монтаже, а также в кабельной линии во
время эксплуатации поддерживается при по?
мощи баков давления типов БД-6-0,25,
БД-7-0,25, БД-23-0,25. Бак давления (рис. 9.3,й)
состоит из батареи сильфонных элементов,
корпуса, арматуры. Сильфонный элемент
представляет собой дискообразную герме-
тичную коробку, изменяющую свой объем
под действием давления. Сильфон заполня-
ется азотом до избыточного давления
0,0245 МПа (0,25 кгс/см2). При поступлении
масла в корпус бака сильфонные элементы
сжимаются и давление азота в" элементах
(а также масла в баке) возрастает. При
уменьшении давления в кабеле масло из бака
поступает в кабель, а давление масла в баке
и в сильфонных элементах уменьшается.
Располагаемый объем бака зависит в
значительной степени от окружающей темпе-
ратуры. На рис. 9.3,б,в приведены объем-
ные характеристики баков давления для раз-
личных температур. Каждый барабан с кабе-
лем обычно снабжается одним баком. Коли-
чество баков, устанавливаемых на кабельной
линии, определяется расчетом подпитки ли-
нии при ее проектировании, исходя из
наихудших условий работы линии. Коэффи-
циент запаса для потребной емкости баков
принимается не менее 1,2.
1
1
1
4
■t°c>
7с>
*40
0s
■40,
\
ч
_
тА
_-
-
1
1
"Г
-h
+-
1
i
i
1
О 5 10 15
JS 10 15 50 55 60 Vfil,Ji
В)
^.
0
?C°*W
t"c=
ф
о4
-т
"У1
'/
1
У/
у
1
1
1
1
1
/
/|
Й2
1
1
1
rt«*.
t°C=
'Л
:'}tf,
^
—
И
-т
л
t-t
1
i
11
1\
'Т
1
1
С 5 10 15 20 1,5 30Vptf,t 0 5 10 15 Z0VmS,Ji
Рис. 9.3. Общий вид бака давления типа БД-6-0,25 и зависимость между объемом и давлением
при разных температурах:
а — общий вид бака; б — зависимость для бака давления типа БД-6-0,25; в — то же для бака давления
типа БД-7-0,25; г —то же для бака давления типа БД-23-0,25

9.7. ИСПЫТАНИЕ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
Продолжительность приемочных испыта-
ний каждой фазы для кабельных линий 3 —
35 кВ после прокладки — 10 мин, после ка-
питального ремонта и в эксплуатацию —
5 мин. Частота испытаний выбирается в
зависимости от состояния кабельных трасс,
качества монтажа, рельефа местности (боль-
шее или меньшее количество крутонаклон-
ных участков, речных переходов и т. д.),
количества землянь1| работ в охранной зоне
и эффективности надзора над ними, степени
автоматизации, удельной повреждаемости,
т. е. совокупности факторов, являющихся
функцией многолетнего уровня эксплуатации
кабельных линий. Обычно частота испытаний
колеблется от 2 раз в год для линий,
имевших ранее много повреждений, до 1 раза
в три года для линий, повреждавшихся
очень редко (одно повреждение за пять —де-
сять лет).
Кабельные линии напряжением до 1 кВ
испытываются мегаомметром 2500 В при
приемке в эксплуатацию и после капиталь-
ного ремонта.
Таблица 9.54, Испытательные напряжения муфт силовых кабелей с пропитанной бумажной
изоляцией (ГОСТ 13781.0-86 Е)
кВ
1
3
6
10
20
35
Соединительные муфты всех
типов
Напряжение постоянного
тока*1, кВ
Муфты
на кабельных
линиях
6
18
36
60
100
175
Муфты на
отрезках
кабеля
6
18
45
60
100
175
Концевые муфты наружной
установки
Действующее значение
переменного тока, кВ
Муфты на
отрезках
кабеля*2
7
25
32
42
68
100
в сухом
состоянии
8
27
36
46
75
ПО
под
дождем
6
20
26
34
55
85
Максимальное значение
импульсного
напряжения, кВ
полная
волна
15
44
60
80
125
195
срезанная
волна
18
52
73
100
158
240
*' Продолжительность испытания постоянным током 10 мин.
*2 Продолжительность испытания соединительных муфт переменным током 40 мин.
Примечания: I. Соединительные и концевые муфты для кабелей с пластмассовой изоляцией
должны выдерживать после монтажа на кабельной линии испытательное напряжение постоянного
тока 6 U„
в течение 10 мин.
2. Испытательные напряжения для концевых муфт наружной установки для кабелей с бумажной
изоляцией и кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 3 — 6 кВ одинаковы.
• 3. Муфты для кабелей с пластмассовой изоляцией должны выдерживать в течение 4 ч следующие
испытательные напряжения переменного тока 50 Гц:
Уном. *В 0,66 1 3 6
Uuc„, кВ 2,5 4 8 15
Таблица 9.55. Испытательное напряжение вьшрямлениого тока, кВ, длн кабелей с бумажной
изолинией
Вид испытания
После прокладки и мон-
тажа
После капитального ре-
монта
В эксплуатации
Кабельные линии с номинальным напряжением, кВ
3'
18
15-25
15-25
6
36
30-50
30-50
10
60
50-70
50-70
20
100
100
80-100
35
175
175
150-175

9.8. ВИДЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ
КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
Повреждения кабельных линий можно
разделить на две группы — аварийные и
полученные в результате испытаний по-
вышенным напряжением. К первой группе
по характеру повреждений относятся:
а) однофазные замыкания на землю в
результате электрического пробоя при рабо-
чем напряжении; они могут быть двух
видов — устойчивые и неустойчивые. Устой-
чивые замыкания, которые удерживаются
достаточно продолжительное время в рабо-
тающей сети с компенсированной нейтралью
и отключаются («от руки») дежурным персо-
налом по показаниям земляной сигнализа-
ции, характеризуются весьма малым пере-
ходным сопротивлением фаза — земля вслед-
ствие приварки жилы к оболочке емкост-
ным током (импульс переходного емкостно-
го тока до вступления в действие дугога-
сящего реактора может достигать нескольких
тысяч ампер при длительности 5 — 10 мс
и повторяться неоднократно до тех пор,
пока не произойдет приварка или автомати-
ческое отключение вследствие прожога изо-
ляции неповрежденной фазы и перехода в
короткое замыкание). Как правило, устой-
чивое замыкание на землю имеет место при
электрическом пробое в целом месте кабеля,
а иногда и при прямом его механическом
повреждении. Неустойчивые замыкания (за-
плывающие пробои), характеризующиеся пе-
риодическим появлением «земли», после от-
ключения поврежденной линии легко пере-
водятся в устойчивые с малым переходным
сопротивлением замыкания путем дожигания
высоковольтной испытательной установкой;
исключением являются повреждения в воде
и иногда в соединительных муфтах, дающих
заплывающий пробой;
б) все виды коротких замыканий — двух-
и трехфазные, сопровождающиеся замыка-
нием на землю;
в) растяжки одной или более фаз без
замыкания на землю или с замыканием
одной фазы. Растяжки чаще всего возникают
в соединительных муфтах 0,4 и муфтах
6 — 10 кВ спаренных кабелей, когда один из
кабелей берет на себя нагрузку второго,
имеющего растяжку. Растяжка спаренных ка-
белей обнаруживается при отключении одно-
го из них или по несимметрии токов на-
грузки. Часто применяемое на практике
параллельное соединение вторичных обмоток
трансформаторов нулевой последователь-
ности не позволяет обнаружить такие рас-
тяжки.
Вторая группа — повреждения, выявлен-
ные профилактическими испытаниями высо-
ким напряжением. Первоначально все эти
повреждения характеризуются высоким пере-
ходным сопротивлением, обычно легко сни-
жаемым дожиганием постоянным током.
Относительно редко возникают случаи за-
плывающего пробоя, дожигать которые не
следует.
Перед началом измерений проводится
определение характера повреждения мегаом-
метром с обоих концов линии и, если
это не удается, — с помощью высоковольт-
ной испытательной установки, после чего
выбирается метод отыскания места поврежде-
ния. Методы измерений подразделяются на
две группы: относительные, дающие расстоя-
ние повреждения от места измерения, и
абсолютные, позволяющие найти место по-
вреждения непосредственно на трассе.
Относительные методы обладают замет-
ной погрешностью, которая в сиЛу ряда
причин — неоднородности кабельной линии,
собственной погрешности приборов и дру-
гих — не может быть менее 2 % и зачастую
гораздо выше. Вследствие этого почти всегда
требуется уточнение места повреждения на
трассе.
Использование только второй группы
методов значительно увеличивает трудоем-
кость на длинных линиях, а в некоторых
случаях они неприменимы совсем, например
при заплывающих пробоях. Рационально со-
четать два метода отыскания мест повреж-
дений — относительный $ абсолютный ,в за-
висимости от характера-повреждения, длины
трассы и конструкции кабеля.

9.9. ЗАЩИТА КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ОТ КОРРОЗИИ
Таблица 9.56. Виды за1циты от коррозии подземных сооружений
Вид защиты
Прямой электриче-
ский дренаж*1
'1-
Поляризованный
электрический дренаж
Усиленный электри-
ческий дренаж
Катодная защита
N
Протекторная защи-
та*2
Поляризованная про-
текторная защита
Краткая характеристика
защиты
Электрический проводник
(провод, кабель), соединяющий
защищаемое сооружение с рель-
сами электрифицированного
транспорта или отрицательной
шиной тяговой подстанции
Устройство, имеющее одно-
стороннюю проводимость, ко-
торая осуществляется путем
применения релейно-контактор-
ных схем или полупроводни-
ковых диодов
Устройство, в цепи которого
включен источите постоянного
тока таким образом, чтобы по-
тенциал на защищаемом со-
оружении был выше потенциала
рельсов
Регулируемое устройство, со-
держащее источник тока, обес-
печивающий отрицательный по-
тенциал защищаемого сооруже-
ния по отношению к земле
Магниевые цилиндрические
аноды из сплава МЛ-4 или
МЛ-5 с расположенным в цент-
ре стальным сердечником в виде
спирали или стержня
Одиночный протектор (или
группа-их), электрически соеди-
ненный с подземным сооруже-
нием через полупроводниковые
диоды
Область применения
Прямой электрический дренаж
имеет двустороннюю проводи-
мость, применим при исключе-
нии, возможности стекания через
него токов с рельсов в защи-
щаемое сооружение
Применяется, когда потенциал
защищаемого сооружения по от-
ношению к рельсам (отрица-
тельной шине тяговой подстан-
ции, земле) знакопеременный
или положительный и когда раз-
ность потенциалов «сооруже-
ние— рельсы» больше разности
потенциалов «сооружение — зем-
ля»
Применяется при наличии на
подземном сооружении опасной
зоны, потенциал которой ниже
потенциала рельсов. Рекоменду-
ется при наличии нескольких
источников блуждающих токов
и при разветвленной сети под-
земных сооружений
Защита подземных кабелей в
опасных зонах при положитель-
ном потенциале оболочки кабеля
по отношению к земле
Применяется для защиты от
почвенной/коррозии, устанавли-
ваютей'через определенные ин-
тервалы и электрически соеди-
няются с металлической обо-
лочкой кабеля или трубопровода
Применяется при наличии
блуждающих токов частоты
50 Гц в зоне знакопеременно-
го блуждающего тока в грунтах
с удельным сопротивлением не
более 60 Ом-м
*1 Электрический дренаж — отвод блуждающих токов от защищаемого сооружения к источнику
этих токов.
*2 Протекторы МГА-1, -2, -5, -6: диаметр цилиндра 110, длина 600 мм, масса 10,36 кг;
МГА-3, -4, 8: диаметр цилиндра 85, длина 500 мм, масса 5,2 кг, ГОСТ 16149—70.

Таблица 9.57. Значение поляризованных (защитных) потенциалов по отношению
к неполяризующемуся медт-сульфатиому электроду*1
Металл
Сталь
Свинец
Алюминий
Защитное покрытие
С защитным покрытием*2
С защитным покрытием и без него
С частично поврежденным покры-
тием
Среда
Любая
Кислая
Любая
Защитный потенциал, В
мини-
мальный
-0,85
-0,50
-0,85
макси-
мальный
-1,10
-1,10
-1,38
41 Потенциал неполяризующегося насыщенного медно-сульфатного электрода по отношению
к стандартному водородному электроду больше на 0,3 В, т. е. если по отношению к медно-суль-
фатному электроду минимальный потенциал равен —0,50 В, то соответственно по водородному
ов составит —0,20 В.
42 Для стали без защитного покрытия максимальный потенциал не ограничивается.
Примечания: 1. Катодная поляризация металлических подземных сооружений должна
осуществляться таким образом, чтобы создаваемые на всей поверхности этих сооружений поляри-
зационные потенциалы (по абсолютной величине) были не менее указанных в табл. 9.57 и не более
значений в графе «Максимальный защитный потенциал», за исключением стальных сооружений
без защитного покрова, для которых максимальный отрицательный потенциал не ограничивается
(ГОСТ 9.015-74* и ГОСТ 25812-83).
2. При проектировании прокладки кабелей с двойным шланговым покровом поверх оболочки
и брони разработка проекта электрической защиты не производится. Катодная поляризация таких
кабелей в опасных зонах осуществляется лишь в случае нарушения сплошности покрытия. Кабели
со свинцовой или алюминиевой оболочкой и броней без наружного полимерного покрытия
шлангом, расположенные в опасных зонах, подлежат защите путем катодной поляризации.
Таблица 9.58. Области применения защитных покровов кабеля при прокладке в земле
(траншеях) и наличии воздействии блуждающих токов
Условия прокладки и тип оболочки
Конструкция защитных покровов*
Кабель не подвергается значительным рас-
тягивающим усилиям
Оболочка:
свинцовая
алюминиевая
стальная гофрированная
неметаллическая
без оболочки
Бл, Б2л, Б2лШп, Б2лШв, БШп, БШв
Бп, Б2л, Шв, БлШв, Шп, БлШп, . БпШп,
Б2лШв, БвШв, Б2лШп
Шв, Шп
Б
БбШв, БбШп "5
»*
Кабель подвергается значительным растяги-
вающим усилиям
Оболочка:
свинцовая
алюминиевая
неметаллическая
Пл, П2л, П2лШв, ПШв, ПШп, П2лШп
П2л, ПлШв, П2лШп, П2лШп
П
* Буквенные обозначения по ГОСТ 7006 — 72* — см. табл. 9.10, соответствующие марки кабелей-
см. табл. 9.6.

9.10. МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ МОНТАЖЕ
КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
Таблица 9.59. Материалы и изделив, применяемые ири монтаже кабельных муфт
и заделок
Материал или изделие
Ветошь обтирочная сортированная
Гильзы соединительные медные для кабелей
до 10 кВ {.
Гильзы ответвительные медные для соединения
пайкой кабелей до 1 кВ
Жир паяльный
Замазка рамная
Кварц молотый пылевидный
Клей ХВК-2а
Клей 88-Н
Компаунд эпоксидный:
К-115
К-176
Э-2200
УП-5-109
УП-5-199-1
Комплекты бумажных роликов, рулонов и бобин
хлопчатобумажной пряжи для монтажа муфт
силовых кабелей
Лак битумный:
лак БТ-577
лак БТ-99
Нитки:
хлопчатобумажные швейные
капроновые
Нить вискозная на сновальных валиках и сек-
ционных катушках
Нитки льняные для обуви технического и быто-
вого назначения
Отвердитель:
полиэтиленполиамин (НЭПА)
диэтилентриамин (ДЭТА)
УП-0633М
УП-0636
Парафины нефтяные твердые
Паста кремнийорганическая КПД
Перчатки хирургические резиновые
Полиэтилен низкомолекулярный
Припои оловянно-свинповые
Полосы припоя А \
Жилы токоироводящие медные- и Алюминиевые
для кабелей, проводов и шнуров ]
Проволока стальная оцинкованная для брониро-
вания электрических проводов и кабелей
Продукт (клей) ПЭД-Б
Пряжа хлопчатобумажная суровая крученая для
ткацкого производства
Лаки кремнийорганические электроизоляционные
Лак этилцеллюлозный
Лак ЭА-4
Лак электроизоляционный пропиточный ГФ-95
Цапонлак
Лакоткань электроизоляционная
ГОСТ или ТУ
ГОСТ 5354-79
ГОСТ 23469.1-82
ГОСТ 23469.4-83
ТУ 36-1170-79
ТУ 48-08-24-77
ГОСТ 9077-82
ТУ 6-10-463-75
ТУ 36-105-1061-76
ТУ 6-05-1251-75
ТУ 6-05-1251-75
Производство ЧССР
ТУ 6-06-241-171-80
ТУ 6-05-241-171-80
ГОСТ 8327-77* Е
ГОСТ 5631-79*
ГОСТ 8017-74*
ГОСТ 6309-80*
ОСТ 11-33-74
ГОСТ 14862-76*
ГОСТ 2350-73*
ТУ 6-02-594-80Е
ТУ 6-02-914-79
ТУ 6-05-1863-78
ТУ 6-05-241-182-78
ГОСТ 23683-79
ТУ 6-02-833-78
ГОСТ 3-75*
ТУ 6-05-1837-77
ГОСТ 21930-76*
ТУ 48-21-71-72
ГОСТ 22483-77*
ГОСТ 1526-70*
ТУ 6-05-211-943-74
ГОСТ 6904-83
ГОСТ 16508-70*
ТУ 6-10-691-69
ОСТ 6-10-391-74
ГОСТ 8018-70*
ОСТ 6-10-391-74
ГОСТ 2214-78 Е

Продолжение табл. 9.59
Материал или изделие
Лента самосхлеивающаяся:
ЛЭТСАР
ЛЭТСАР ЛП
ЛЭТСАР ЛПП
ЛЭТСАР. ЛПм
ЛЭТСАР ЛППм
ЛЭТСАР ЛПТ
Лента поливинилхлоридная электроизоляционная
Лента из поливинилхлоридного пластиката
Лента полиэтиленовая с липким слоем
Ленты электроизоляционные из стеклянных нитей
ЛЭС
Лента изоляционная прорезиненная
Лента для электропромышленности
Лента смоляная
Лакоткань электроизоляционная
Наконечники кабельные алюминиевые и медно-
алюминиевые, закрепляемые опрессовкой
Наконечники кабельные медные, закрепляемые
опрессовкой
Растворитель :
бензин—растворитель для лакокрасочной
промышленности
сольвент каменноугольный
ксилол каменноугольный
Ткани хлопчатобумажные бязевой группы
Состав уплотнительный УС-65
Составы для заливки кабельных муфт
Состав вязкий пропиточный МП
Кислота стеариновая техническая
Трубка:
кремнийорганическая
наиритовая
трехслойная
термоусаживаемая
Трубка из поливинилхлоридного пластиката
Фольга:
кашированная ФКПП-120
алюминиевая для технических целей
Шнуры асбестовые
Шпагат технический
Эмали ХВ-124 различных цветов и ХВ-125
Эмали марок ГФ-92
Канифоль сосновая
ГОСТ или ТУ
ТУ 38-103-171-80
ТУ 38-103-272-80
ТУ 38-103-419-78
ТУ 38-403.336-79
ТУ 38-103.523-82
ТУ 38-103.418-78
ГОСТ 16214-70*
ТУ 6-05-1254-75
ГОСТ 20477-75*
ГОСТ 5937-81
ГОСТ 2162-78
ГОСТ 4514-78*
ТУ 16-503-020-76
ГОСТ 2214-78* Е
ГОСТ 9581-80*
ГОСТ 23469.1-82
ГОСТ 3134-78*
ГОСТ 1928-79*
ГОСТ 9949-76*
■ГОСТ 11680-76*
ТУ 48-01-74-78
ГОСТ 6997-77*
ОСТ 160-686.052-73
ГОСТ 6484-64*
ТУ 15-503.031-76
ТУ 38-105-1061-76
ТУ 16-505-930-76
ТУМИ 584-80
ГОСТ 19034-82
ГОСТ 618-73*
ГОСТ 1779-83
ГОСТ 16266-70*
ГОСТ 10144-74*
ГОСТ 9151-75*
ГОСТ 19113-84
Ч
^
Раздел десятый
ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
10Д. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Напряжение, сколь угодно длительное
приложение которого безопасно для электро-
оборудования, называется наибольшим рабо-
чим напряжением сети t/наиб.раб- Любые по-
вышения напряжения сверх наибольшего ра-
бочего в той или иной степени в . зави-
симости от их длительности опасны для
изоляции и называются перенапряжениями.
Защита от перенапряжений включает
в себя комплекс мероприятий, ограничиваю-

ших перенапряжения при грозе, коммута-
циях и повреждениях до уровня, безопасного
для изоляции. В комплекс входит установка
молниеотводов стержневых и тросовых.
Основными аппаратами для защиты от пере-
напряжений являются вентильные разрядни-
ки (ГОСТ 16357 — 83*), ограничители пере-
напряжений нелинейные (ОПН) и трубчатые
разрядники (ГОСТ 11475-80*). Дополни-
тельно в ряде случаев используются шунти-
рующие реакторы, программируемые ком-
мутации, предвклаачаемые резисторы в
выключателях, а также релейная защита от
повышений напряжения.
Испытательные напряжения электрообо-
рудования 3 — 750 кВ, характеризующие уро-
вень его изоляции, нормируются ГОСТ
1516.1-76* и ГОСТ 20690-75*. Установка
разрядников и ОПН должна производиться
в соответствии с ПУЭ. Во время эксплуа-
тации необходимо осуществлять техническое
обслуживание средств защиты от перенапря-
жений с периодическим контролем в соот-
ветствии с «Инструкцией по эксплуатации
средств защиты от перенапряжений И-34-70-
021—85» (М., Союзтехэнерго, 1986). Вопросы
защиты о* перенапряжений изложены также
в «Правилах технической эксплуатации»
(М., Энергоатомиздат, 1984) и «Руководя-
щих указаниях по защите электростанций
и подстанций 3 — 500 кВ от прямых ударов
молнии и грозовых волн, набегающих с ли-
ний электропередачи» (СЦНТИ ОРГРЭС,
Москва, 1975).
Перенапряжения подразделяются на гро-
зовые (атмосферные) и внутренние.
Грозовые перенапряжения возникают
при ударе молнии в электрическую уста-
новку (перенапряжения прямого удара) или
вблизи нее в землю (индуцированные).
Длительность грозовых перенапряжений —
около 100 мкс.
Внутренние перенапряжения разделяются
на резонансные, возникающие в результате
изменения соотношений между индуктив-
ностями и емкостями цепи при неблаго-
приятном сочетании схемы, параметров и
режима сети, и коммутационные, возникаю-
щие при различных нормальных и аварий-
ных коммутациях и повреждениях. Ре-
зонансные перенапряжения могут существо-
вать длительно, до изменения схемы или ре-
жима.
Коммутационные перенапряжения имеют
длительность от нескольких тысячных до
нескольких сотых долей секунды.
Кратковременные повышения напряже-
ния с частотой, близкой к промышленной,
длительностью в несколько десятых долей
секунды по терминологии МЭК и СИГРЭ
называются временными перенапряжениями.
Внутренние перенапряжения характери-
зуются кратностью, т. е. отношением макси-
мального перенапряжения к амплитуде наи-
большего рабочего фазного напряжения к =
= ЬгПер/Ьгф> либо ударным коэффициентом,
т. е. отношением максимального перенапря-
жения к амплитуде установившегося или
квазистационарного напряжения 50 Гц:
Наиболее важные виды коммутационных
перенапряжений: при плановых включениях
и отключениях нснагруженных линий, реак-
торов и ненагруженных трансформаторов;
при аварииньж разрывах электропередачи в
процессе ликвидации короткого замыкания
или асинхронного хода; при АПВ. В сетях
с изолированной или компенсированной нейт-
ралью возникают перенапряжения при дуго-
вых однофазных замыканиях на землю.
В сетях 6 — 220 кВ уровни изоляции
выбираются достаточно высокими, чтобы
противостоять возможным внутренним пере-
напряжениям; в сетях 330 — 1150 кВ приме-
няются различные мероприятия для прину-
дительного "ограничения внутренних пере-
напряжений.
10.2. РАЗРЯДНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ
ВОЗДУШНЫХ ПРОМЕЖУТКОВ
И ИЗОЛЯЦИОННЫХ КОНСТРУКЦИЙ
Разрядные напряжения воздушных про-
межутков. Амплитуда .разрядных напряжений
для плоских электродетЫравномерное поле)
при промышленной "частоте и постоянном
напряжении (1 < S < 20 см), кВ,
C/p = 24,55SS + 6,66l/SS,
где S — расстояние между электродами, см;
к 0,386р
о — —- £ относительная плотность воз-
273 + t
духа; р — давление, мм рт. ст.
Действующие значения разрядных на-
пряжений и амплитуда 30%-ного разрядного
напряжения для стержневых промежутков
приведены в табл, 10.1.
Действующее значение разрядных на-
пряжений воздушных стержневых проме-
жутков при частоте 50 Гц в зависимости
от расстояния между электродами S (40<S<
<250 см), кВ:
стержень — стержень
ир = 5 + 3,75S;

Таблица 10.1. Разрядные напряжения стержневых промежутков (1 < 5< 20 см)
Размер промежутка, см
Действующие значения разрядного напряжения
50 Гц, кВ
Амплитуда 50%-ного напряжения разрядного
при импульсе* 1,5/40 мкс, кВ
1
11
21
22
1,5
16
24
26
2
20
33
34
3
28
44
45
4
34
51
52
5
40
59
60
6
45
66
68
8
52
80
82
9
54
87
90
10
58
94
102
12
65
108
120
15
73
127
140
* В числителе — при положительной полярности импульса, в знаменателе — при отрицательной.
Примечания: [. Разрядные напряжения даны при нормальных атмосферных условиях.
2. Стержни имеют квадратное сечение 10 10 мм и плоский торец.
3. При малых промежутках (S< 8 см) разрядные напряжения заметно зависят от конфигурации
острия (угла заточки, сечения стержня).
Таблица 10.2. Разрядные напряжения промежутков стержень—стержень, стержень —
плоскость и формулы для их определения
Вид стержневого
промежутка
Стержень—плоскость, плюс на
стержне
Стержень—стержень, плюс на не-
заземленном стержне
Стержень—стержень, минус на не-
заземленном стержне
Стержень —плоскость, минус на
стержне
Разрядное напряжение, кВ,
при расстоянии S, см
10
73
95
102
154
20
128
161
183
274
30
167
227
267
380
40
240
. 297
350
483
Формулы
при 40 < S < 250 см
1/р = 40 + 55
Up = 75 + 5.56S
l/p = ПО + 6S
l/p = 215 t 6,75
Примечание. Данные, полученные при импульсе 1,5/40 мкс, практически могут быть ис-
пользованы при стандартном импульсе 1,2/50 мкс.
стержень — плоскость
Up = 28 + 3,545.
50%-ные разрядные напряжения стержне-
вых промежутков в воздухе при импульсе
1,5/40 мкс приведены в табл. 10.2.
Вольт-секундные характеристики при
импульсе 1,5/40 мкс воздушных промежут-
ков, кВ:
■ стержень — стержень (заземленный)
t/p = 4,
«.(. + 2^
поскость
up = Wi + ^i\
стержень — плоскость
где t — предразрядное время, мкс; S — длина
промежутка, см (10 < S < 400). Полярность
влияет мало.
Разрядные напряжения 50 Гц и раз-
рядные напряжения при коммутационных
импульсах длинных воздушных промежутков
приведены на рис. 10.1 и 10.2.
гт
'„>кв
-2
■S-
*v
гооо
1S00
юоо
500
0 2 V- В 8 10 11 8,м
Рис. 10.1. Амплитуда разрядных напряже-
ний 50 Гц при плавном подъеме; нормальные
атмосферные условия:
1 — стержень — плоскость; 2 — стержень —
стержень, кольцо — кольцо; 3 — провод —
стойка опоры

Разрядные напряжения комбинированной
изоляции дерево—изоляторы. 50%-ная им-
пульсная прочность комбинированной изоля-
ции при длине дерева до 4 м:
для подвесных изоляторов *
VBso% = Uu.r + 70гдер;
для штыревых изоляторов
tW/D = 1/и.ш + Ю0/дер,
где иит, ия .ш — амплитудное импульсное
50 %-ное напряжение, кВ, соответственно гир-
лянды подвесных и штыревых изоляторов;
/дер — длина дерева, м.
Для длин дерева более /, при подвесных
и 12 и при штыревых изоляторах (рис. 10.3)
импульсная прочность изоляторов не прини-
мается во внимание и прочность комбини-
рованной изоляции, кВ,
^и50% = 300/flep.
Прочность комбинированной изоляции
под дождем при коммутационных перенапря-
жениях
^дожд.к -= 1>62идожд,
где (7ДОЖд — разрядное напряжение под дож-
дем, определяемое по табл. 10.3; 1,62 —
коэффициент, учитывающий упрочнение изо-
ляции при кратковременных воздействиях
и влияние дерева.
Таблица 10.3. Разрядные напряжения вромьшшеиной частоты гирлянд изоляторов, к]
Режим
ния '
В сухом
состоя-
нии
Под
дождем
Тип
изолятора
ПФ6
ПФ6-8
ПФ16-А
ПФ20-А
ПС6
ПС6-Б
ПС6-В
ПС12
ПС 12-А
ПС16
ПС16-Б
ПС30-Б
ПФГ6
ПФГ6-А
ПФГ16
ПФГ20
ПСГ6-А
ПСГ6
ПСГ12-А
ПФ6
ПФ6-В
ПФ16-А
ПФ20-А .
ПС6
5
300
300
380
400
260
300
280
300
320
340
380
390
280
430
390
400
300
280
300
180
200
180
240
160
6
340
350
430
460
300
340
320
340
370
400
430
440
320
470
450
460
340
320
360
210
230
210
280
180
7
380
400
480
520
360
390
360
390
420
450
480
510
360
530
500
520
390
360
400
240
270
250
330
210
Количество изоляторов
8
430
440
530
580
400
430
400
430
450
500
530
570
410
580
550
570
430
400
450
280
300
280
370
240
9
470
480
570'
640
430
470
430
470
500
540
570
620
430
650
600
620
470
430
490
300
340
320
410
260
10
510
520
620
700
470
510
480
510
550
580
620
670
480
700
650
680
510
480
530
340
380
350
450
290
11
540
560
670
740
500
550
520
550
580
620
670
720
520
750
710
730
550
520
570
370
410
380
500
320
12
570
600
720
780
540
580
560
580
620
670
720
760
560
800
750
780
580
560
610
400
450
410
540
350
13
620
640
770
830
580
630
590
630
650
720
770
810
590
850
800
840
630
590
650
430
480
440
580
380
14
650
670
820
890
610
660
620
660
700
750
820
860
620
900
840
880
660
620
680
470
520
470
630
400
15
690
710
860
940
640
700
650
700
730
800
860
900
650
960
890
920
700
650
720
500
550
500
670
430
Upso
Z500
2000
1S00
WOO
V >К
R
А-
11
it
Hi
rff
■{"■
-2~i
/У
у
j
/
/
•'
*i-
л
/
о г ч- б 8 ю 1,м
Рис. 10.2. Разрядные напряжения воздушных
промежутков при коммутационных импуль-
сах; длина фронта 2500 мкс:
1 — стержень — плоскость; 2. — провод — зем-
ля; 3 — стержень — стержень, кольцо — кольцо;
4 — провод — опора — транспорт
Разрядные и импульсные разрядные
напряжения гирлянд изоляторов приведены
в табл. 10.3 и 10.4.

ЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯЯ
оппевооппоппоппв
~5332339T>^vJfJtSem ?
8 »
яэяяяяяяяяяяяяяяяяяяяя
вОвооо©вввоооооооовввв
в
> >
ИИ
юн
>>
а
ON ON 1Л 00 ~J ^OLflONLftON-P^Ulr^LAi.^^]
О—1—lN>Ul—l^OO-^feOOOJSUlCNi—
oooooooooooooooo-
UlUlOl-^)0N-^)^0^0O0N^0^000^|^|0N^|0Nb©^0^]~~]
оооооооооооооооооооооо
Wh-OOONWW^IW^ U) ^ ON ^O Lfl
oooooooooooooooo
°oooooo0oooc,0oooo00000
ON^JON^OOOOONONON^ll^OOLflOOO
oooooooooooooooo
оооооооооооооооооооооо
oooooooooooooooo
^■vl^OONlOO^O^'-vlOO^DMOC J к ^1 -1 О CO 00
L/iON>ON-^)t4>OON-P3.-^)00>-*L/i^)l4j--JKJ,JlN>t4>Ul>-*
оооооооооооооооооооооо
JiW*«N)A\OWJiOOOOWOUlOOOO
oooooooooooooooo
OOUUilO>-a\ AVOOO»- N> 4^ ^D >— Q> >— ON 00 ON с>, go Iji
оооооооооооооооооооооо
»v) »v) Lfi ON <D
о о о о о
^)~~]^]00aNONONONON^O
^)~J>-*U>U>ONU)^OOt4>
oooooooooo
ЧЧ10\^0С000н'^ЫМ*-ООЮ00ОТ0000и-О^00
>— ~J^OU).^^OOO.^lSJ.P»ONOOK>Ul^O.^^O>-* ЙЮК>М
оооооооооооооооооооооо
00 Ю —) >— О
>— >-* 00 (ч> UJ
О О О О О
OOOO^IOOON-^ION^JON^O
S>-*.£.ONL/iOL*iN1U>-^)
ООООООООО
^ОМ<ч)ЫШ00ч1^1>-Ми|00ЫЧ|0*^6йи
оооооооооооооооооооооо
00 ^О 00 и- О
О -Р* (ч> ON 00
о о о о о
0000~~]b©ON~~]ON--JONO
-^Ul~J>— СО t4> CO Lfl ON н-
оооооооооо
~л»-10«юГ;мшюм>-оо^ююоом>-юю
-j^uioo^iyM>-ouim«w~jo-i^noooooui
оооооооооооооооооооооо
00 VO 00 , |—
Ю 00 IJ1 К)
оо о о
000000^0~J~~]>4)-<JONO
OOOOOOOOOO
oooo^iOnO^OUjWOJ^OWNI'-'O^O^^O^'-'JWO^O
оооооооооооооооооооооо
о о 0 о oooooooooo
UJ>— t4>^^]N>LfiO^©-^)t4>L/i-^)00t4>~~]t4>t4>-^)0N.&>-*
оооооооооооооооооооооо
!
Под
дождем
ПС6-Б
ПС6-В
ПС12
ПС12-А
ПС16
ПС16-Б
ПСЗО-Б
ПФГ6
ПФГ6-А
ПФГ16
ПФГ20
ПСГ6
ПСГ6-А
ПСГ12-А
ЮЮ>— N> N> U> N> N> >— Mw i— i— i—
oooooooooooooo
oooooooooooooo
CON)UlO>^^^100UlQW^W-fc
oooooooooooooo
>-« 1Л 00 t4> 00 О >-* >— 00 U) ON ~J ON -^1
oooooooooooooo
U)4^U)4^-^OUJU)U)U)t4)t4)t4)U)
UitOt4>-^)U>Ul-P»Lflt4>--J00^000>-*
oooooooooooooo
U)-^U>Lfl-^ONU>U>UJ4^UJU>U>W
0Q£*ONN>00>-*a000C/i>-«»—'U>>-*U»
OOOOOOOOOOOOOO
-P*.^UJLflLrtON^.P*UJjbU>U>U>U>
K)OOlO~JUl-J^-K)004^^c3\^-^l
oooooooooooooo
-P^Lfl,b.ONLfl~~].^.P5..^4^U>U>U>-P»
oooooooooooooo
^wo\^no«oo\o^wowow
oooooooooooooo
UiONWi-^lON00WiL/i.^Ui.^.^.fc>.*»
WOOWO>UiN)Ws)UiWWWO>
oooooooooooooo
LfiONLfl~J~~]b©Lfl<-rtLrtON.P»-^-^Ul
O\WW^k-H*ui^gOLn00yiO
oooooooooooo oo
Режим
испыта-
ния
Тип
изолятора
Ul
CN
<!
00
*o
о
-■
к>
U)
£
Lrt
Количество изоляторов

Коммута-
ционный с
фронтом
волны
3000 мкс,
под дож-
дем
От-
рица-
тель-
ная
ь-З^ЗЯЗЯЗЯЗЯЗЯЗ>—3 >—3 Д >—]>—]дддддд
оооееепогюооопе©©©
Л > 04J> ИИ > >>
U>^OU)t4>U>t4>U>U>~J~~]>-* ~J ^ Ю О UJ t4> N>
oooooooooooooooooo
^OLflOOOt^OO^OOt^bJ^t^ONUJ^JOOOO^l
oooooooooooooooooo
oooooooooooooooooo
>-* ^DOO Ji^ON. 00 Lfl tO 1Л t4> ON *— N.000^1
OOOOOOOOOOOOOOOOOO
~J Lfl Ul >-* 0 0> ^lUJ^" »v) Ю ~J >-* 1Л 00 UJ ON t4>
OOOOOOOOOOOOOOOOOO
ON~~]Lfl-^)OONONl-^ONLflLflLflL/i.^-^)LflONL/i
UJH-^OOOOt4>U>OOOOt4>U>t4>ON^OLflOOt4>-^l
OOOOOOOOOOOOOOOOOO
OOOOOOOOOOOOOOOOOO
IJ1^0K)VO-^IJ1C10VOK)-^K>04-^1V000^^1
oooooooooooooooooo
oooooooooooooooooo
~JOOt4>>^)00^]^)OOt4>t4>U>t4>ONLflUJOOaN-^)
oooooooooooooooooo
W^-n1UiOOWWWX-n1W-v1»-OOW[ON>
oooooooooooooooooo
Коммута-
ционный с
фронтом
ВОЛНЫ
3000 мкс,
в сухом
состоянии
Поло-
жи-
тель-
ная
ппповооппппйппоевов
У> > ии > >>
OVOOOMVOLnOOO-^)N>OVOOOVOU>>— -JOVD
ooooooooooooooooooo
ooooooooooooooooooo
N)^O-^)00Lfl.^-^)004^00t4>^O-^)^OU>>-*.p»H-^o
OOOOOOOOOOOOOOOOOOO
LrtLflLfl-^)-^)OOL/i-^)aNLflL/iLflLfl.^^O-^)LflUl
^OONt4>00-^tOt4>tOON^OOt4>ON^O>-*t4>~~]^0
OOOOOOOOOOOOOOOOOO
ONONLAiOOOO^OUlOOOO-^lONONLflONLfl^OOOONON
OOOOOOOOOOOOOOOOOOO
M»-bOMv)0*WJOtO«*000>000».»
ooooooooooooooooooo
00£5.^OLfl>-*^O^O>-*Lfl-^)00.p*^O.b.O'\^)ON<].^
ooooooooooooooooooo
OO 00 ^J >-* ОЧ-^йк" О^ООООО^ОО^—ООООО
ooooooooooooooooooo
ooooooooooooooooooo
^0^O00t4>t4>La00t4>>-*O^O^O00^000t4>>-*^O^0
ooooooooooooooooooo
K)VOK)-^O00K)K)Ull^lLnVOK)VO-^10\04>— ^O
ooooooooooooooooooo
1
I
Ot-
рица-
тель-
ная
а а а а а а а а а а а а ЙЪ а а а а а
пппвевоппппппппвеое
^^UJLrtLrtC7\UlLrtUi^^^W-P*UJC7\L/i-P*-P*
>«OCC00i3Ni«00sJU)00WOCCOUlOWK>O
ooooooooooooooooooo
OOOOOOOOOOOOOOOOOOO
OOi^h-OONUIi-OOUlOOOONi-^OKlUlOOUi
OOOOOOOOOOOOOOOOOOO
OOOOOOOOOOOOOOOOOOO
LfiK>ONK>00-^)[^OUJ<7N-^lKK7NK)UJLfiUJUJO
ooooooooooooooooooo
UJ^OUJUJ0000UJOWUiUl'OUJ'OOUiUJi-*Ci0
ooooooooooooooooooo
ooooooooooooooooooo
O5U)^U)O5O-^3'-iiZ(,O»--UJ-^lUJK)<7NUJ--0UJ
ooooooooooooooooooo
CNi«UJ^^^UiNJO'-'^DH-UJi--^OOUiy>0
ooooooooooooooooooo
ooooooooooooooooooo
ooooooooooooooooooo
Длитель-
ность и
форма
По-
ляр-
ность
Тип
изолятора
(_Л
СП
-J
со
ЧО
о
z
го
Lh)
£
(_Л
Импульс
Количество изоляторов

Прим
ечан»
е. Выдержи
ваемое
напряжение можно по
лучит
tr
S
а
Я
ением
Р5
эффици
ент 0,9
Коммута-
ционный
с фронтом
волны
3000 мкс,
под дож-
дем
От-
рица-
тель-
ная
oonooenooonnnneooe
ЮОЮ|ч)ч]ЩЩ00^|ч)Ш|ч)^и1Ч10000Ч1
oooooooooooooooooo
Ul4lOOOO\yiUlW>«4l004]M^AWUJ[4)
oooooooooooooooooo
oooooooooooooooooo
oooooooooooooooooo
Мщи1й«МЫОЫОООО«)*ОЫО
U)ON<-rtt4)LrtLUU)^^Ot4)!^t4>ON(OLft^OO-^l
oooooooooooooooooo
OW^ ^D4^0NOUlLrt--JO-^l^'^]t4)LrtONK)
oooooooooooooooooo
UJLrtt4)ON'—U)U)K)^'—>— >— n-OLrtt4)UJ>—
oooooooooooooooooo
^ (3\ W W ! ~J>-*ON00--JON~~]>-*L/iONON~Jt4>
OOOO ООООООООООООО
S1UJOOO l tO^lO^W^-tOt^OUJOW^l
OOOO ОООоООООООООО
UJOWOO 1 00WONn-^]^l^]t4)^UJON00t4)
OOOO OOOOOOO. OOOOOO
Коммута-
ционный с
фронтом
волны
3000 мкс,
в сухом
состоянии
По-
ло-
жи-
тель-
ная
аааааааяяадаяяааяяа
пооееоепопппоппвеее
> ^
ooio*wAawuM>-oeo«*uoo
ОО (3\ ОО О ф ^ 00 00 О *« >-«ON00ONt4>t4>t4>~~]<?\
ооооооооооооооооооо
>— >—04^.^LrtO-^u>t4>'—>— О >-* Ю -^ U) >-* >*-
UJOb ■^н- W-^Lrt^^JONO-^O^l^OO^O
ооооооооооооооооооо
OON^04^^J^O^O>—K)UJ^ON^OONK)ONUJ^OLrt
ооооооооооооооооооо
ON^t4>OU>Lflt4>~~]-^)^0~~]>-* t4> >-* -О >-* Ю -^ О
ооооооооооооооооооо
>-*0N00as^OO00UJt4>U>N)0N00QNt4>^)L/iOLfl
ооооооооооооооооооо
(^O^^bUl^OOM^OOOO^O^W^-^O
ооооооооооооооооооо
^UJt4)-41^]00t4)O0NLrt-f^UJK)UJK)-^10NUJUJ
ооооооооооооооооооо
^^U)00>^10O,t4)-^lONLrt-^^UJ^t4)00^1^UJ
ONOS)OuiViS)^100^4 0WOOM4)ON)^0
ООООООООООООООООООО
Lrt-^UJ00>^l^Ot4)00^1ON'-A4^UJ-^UJ00<l^^
ооооооооооооооооооо
Lrt-^-^^00^^00-^lONUl4^-^-^UJ^O00Lrt^
^ОООО^Ц10^1ч1ЮО>ОЭО«^ЮОООЛ
ооооооооооооооооооо
1
I
От-
рица-
тель-
ная
яаяяяяяяяяяяяяяяяяя
ооо©ов©оооооооо©в©©
^> °<*> ИИ > Я01 ^И
>
юю>— -у сч ос ►— ~jo\aumi-s)ooo(M4)m
^OUJ4^^O00UJ^UJO-^lUJUJ-Ut^^O>-'UJOUJ
ооооооооооооооооооо
U)t>Jt4>^O<]^Ot4>00-^)Lrt.^t4>N>w>-*b©-^)U)UJ
■JO^O'OUlM U)O0N>-*O>-*O^t4>U>-P»O
ооооооооооооооооооо
■^UlN>O00ON>VO00C\.^UlN>U>N>O00-^Ul
Ji00^]H*000>-^JiOUl0000^]C0^WWW00
ооооооооооооооооооо
t4)'^i^t4)^004^Lrt^OU)Lrt'Lrt*5.(^-^l'jau)OLrt
ооооооооооооооооооо
OUJ^W^DOO^UiOOSJWW^W-^UiUJ-vlrO
ооооооооооооооооооо
C>C>^U)>--4^-f^b0010-^OS-^<^-^W>-«C7\^/i
00O004^^O00c7N--l'--OO00O'-iC7NUJ-^00
ооооооооооооооооооо
^CTN^l^UJWlL^UJ'-'O-^lCTN'-^CTN^-^-bO-^lCTN
Lfl00L^LflOK)UlC7N-^lO0000Lfl0000-^JUJ'— ■£>■
ооооооооооооооооооо
UJ L/1 >— C7N О ! >—C7NC7N^C7NU1t--*UlLrtl U» 00 О
ooooo ooooooooo ooo
hO hO >— и- и- K> >— и-*
^OOOON [ I I C7\ l Ul >— Ю CO C7\ Q0 C7\ 1 .£»■ CO -^1
owe» 1 i 1 col a\ <\ lh to <x to to l ujctnco
ooo о ooooooo ooo
ЮЮ-^1 1 1 1 si I ^K>O^D<l^i^ 1 L*l ^ CO
COOLrt1 ' ' Ul 1 C7\ C7\ U) О ^ © '«•D ' UJ-f^L/i
ooo о ooooooo ooo
Длитель-
ность и
форма
По-
ляр-
ность
Тип
изолятора
СП
-J
00
О
о
w
го
го
го
го
Импульс
Количество изоляторов
5
'■ts.

Рис. 10.3. Импульсная прочность комбини-
рованной изоляции:
1 — дерева и подвесных гирлянд; 2 — дерева и
штыревых изоляторов; 3 — только дерева
Коэффициент упрочнения загрязненной
внешней изоляции в зависимости от дли-
тельности импульсов внутренних перенапря-
жений;
*>
/, с V 0,03 I
Ку ■* 1,58
Примечания: I. Коэффициент упрочнения Ку — отношение 50%-ного разрядного напряжения
при импульсах перенапряжения к разрядному напряжению при длительном воздействии.
2. Коэффициенты упрочнения получены при предварительном приложении длительного напря-
жения, равного рабочему напряжению для соответствующего класса изоляции.
3. Уменьшение коэффициента упрочнения при увеличении длительности перенапряжений практи-
чески не зависит ни от типа изолятора, ни от степени загрязнения.
4. Мокроразрядные напряжения чистых изоляторов приблизительно в 2 раза выше, чем при
слабых загрязнениях (с проводимостью около нескольких микросименсов).
10.3. КООРДИНАЦИЯ ИЗОЛЯЦИИ
Таблица 10.5. Испытательное одноминутное напряжение внутренней изоляции
электрооборудования с нормальной изоляцией, кВ
Класс на-
пряжения
электро-
оборудо-
вания, кВ
3
6
10
15
20
24
27
35
ПО
150
220
330
500
750
1150
Силовые транс-
форматоры, шунти-
рующие и дуго-
гасяшие реакторы
Относите-
льно зем-
ли и дру-
гих обмоток
18
25
35
45
55
65
70
85
200
230
325
460
630
800/900*2
1100
Меж-
ДУ
фа-
зами
200
275
400
575
830
Электро-
магнитные
трансфор-
маторы
напряжения
и токо-
ограничи-
вагощие
реакторы
24
32
42
55
65
75
80
95
200
275
400
460
630
950
1150
Аппараты и тран-
сформаторы тока
(кроме масляных),
изоляторы, испы-
тываемые отдель-
но (кроме вводов
для трансформа-
торов, реакторов
и аппаратов)
24
32
42
55
65
75
80
95
230
300
440
560
760
950
1150
Масляные
трансформа-
торы тока и
выключатели,
конденсато-
ры связи
24
32
42
55
65
75
80
95
200
275
400
500
700
950
1150
Бводы для
трансфор-
маторов,
реакторов
и аппара-
тов, испы-
тываемые
отдельно
24
32
42
55
65
75
80
95
265
340
490
630.
800
950
1150
Между кон-
тактами
одного и
того же
полюса
выключате-
лей
24
32
42
55
65
75
80
95
230/200*1
300/275*1
440/400*1
750/680*1
1030/940*1
1400
2000
*! В знаменателе — для масляных выключателей, в числителе — для газонаполненных выключателей.
*2 В знаменателе — для шунтирующих реакторов, в числителе — для силовых трансформаторов.
,\-300кВ/м
tz h гдер)м
0,04
1,52
0,05 0,07 0,1 0,2 0,3 0,5
1,47 1,40 1,32 1,20 1,12 1,08

Таблица 10.6. Испытательное напряжение при плавном подъеме для электроаборудоаания
с нормальной изоляцией, кВ
Класс на-
пряжения
электро-
оборудо-
вания, кВ
3
6
10
15
20
24
27
35
110
150
220
330
500
750
1150
Внутренняя
изоляция
между
контактами
одного и
полюса газо-
выключате-
лей
.
—
—
—
65
—
—
95
230
300
440
750
1030
1400
2000
Силовые
трансформа-
торы, шун-
тирующие и
дугогасящие
реакторы
к о _
U * 5
Е ч Ж
Ь щ щ
О Н м
26
34
45
60
70
80
90
105
280
320
465
670
900
1000
1300
и га"
s-e-
_
—
—
—
—
—
—
_
—
415
600
875
1250
—
—
Внешняя
В сухом состоянии
Электромагнит-
ные трансфор-
маторы напря-
жения, транс-
форматоры тока,
токоограничи-
вающие и дуго-
гасящие реак-
торы, аппараты
и конденсаторы
связи
26
34-
45
60
70
80
90
105
280
355
520
670
900
1050
1300
Я
н
Я
и
■я ч
(X о
м ^
Еч И
27
36
47
63
75
85
95
ПО
295
375
550
700
900
1050
1300
изоляция
Между контакта-
ми одного и
того же полюса
Й
2
Я
CQ
26
34
45
60
70
80
90
105
280
355
520
890
1225
1550
-
1 S | g
Ш D.S&
5 &&"
So сс
3 « -,
п«« 2
О.С Ч Н
28
40
53
70
85
100
ПО
130
355
460
675
890
1225
1200
1500
Под дождем
- i
гные
ЗЫ ТОКЕ
(енсатс
яторы
я о й§
Е га ° "
й | И »
?&й"Я
» Я я S
§ Я S 5
Г) н га О.
20
26
34
45
55
65
70
85
215
290
425
550
740
900
1300
Sot
м ь- Я
но»
£ 5
g s Я
к «
&° S
soS
• S5«
20
26
34
45
55
65
70
85
215
290
425
730
1000
1350
-
Таблица 10.7. Испытательные напряжения грЬзовых импульсон дли внутренней изоляции
электрооборудования с нормальной изолинией, максимальное значение, кВ -,
о
Класс напряжения элект
оборудования, кВ
3
е;
10
15
20
24
27
.■ 35
ПО
150
220
330
500
750
1150
Полный импульс
U
а
га
Е-я
о.
К о
Я н
s s
5 о-
Я с
и-е-
44
60
80
108
130
150
170
200
480
550
750
1050
1550
2100
2550
к
га
и
О.
и
я
3
2
>>
о.
S
Ёя
44
60
80
108
130
200
480
550
750
1200
1675
2250
2550
Электромагнитные транс-
форматоры напряжения,
токоограничивающие и
дугогасящие реакторы
44
60
80
108
130
150
170
200
480
660
950
1200
1675
s
га
о
н
Я
с
о
- н
га
2
■е-Й
S га
Н га
42
57
75
100
120
140
160
185
425
585
835
1100
1500
2100
2900
S
п
к
т
Я
о.
о
н
га
и
а
и
=1
я
о
195
480
660
950
1200
1500
2100
2900
Между контактами одного
и того же полюса выключа-
телей с повышенным уров-
нем изоляции между кон-
тактами
500
675
975
1300
1500
2100
2900
Срезанный импульс
Я
с
о
J^
га
2
о.
о
■е-
и
я
га
С,
Н
и
Я
о
я
50
70
90
120
150
170
195
225
550
600
835
1150
1650
2250
2800
Л -
&
О
н
а
и
&
и
К
0
2
К
н
50
70
90
120
150
225
550
600
835
1300
1800
2400
3200
Электромагнитные транс-
форматоры напряжения,
трансформаторы тока,
тоКоограннчивающие и
дугогасящие реакторы, ап-
параты
50 \
70^
90
120
150
175
200
230
550
760
1090
1400
1800
2550
3200
я
СЧ •
е
3
&
о
а
и
а
я
о
240
600
825
1190
1400
1800
2550
3200
Между контактами одного
и того же полюса выключа-
телей с повьииенным уров-
нем изоляции между кон-
тактами
625
850
1250
1500
1800
2550
3200

Таблипа 10.8. Испытательные напряжении грозовых импульсов для внешней изоляции
электрооборудования с нормальной изоляцией, максимальное значение, кВ
О
о.
и
СО
К
напряжен
вания, кВ
£"8
3
6
10
15
20
24
27
35
ПО
150
220
330
500
750
1150
Полный импульс
я
о.
н
га
S
о.
о.
■е-
О
га
о.
н
я
ш
о
ч
и
42
57
75
100
120
140
160
185
460
500
690
1000
1450
1950
2700
Л
&
О
н
Е
0
о
н
в
а
42
57
75
100
120
—
_
185
460
500
690
1150
1600
2100
2700
6 к Х-. а
ЕЕ Ч ев
н й Я g и
1 § Я 2 к
1- м KJ Я
g|£la
42
57
75
100
120
140
160
185
460
630
900
1150
1600
2100
2900
s я
ей о
n ^ £
s g s
44
60
80
105
125
150
170
195
480
660
950
1200
1600
2100
2900
Между контактами
одного и того же
полюса
й й
О Q
г- £ К й
Р ее Е и
ЕГ CJ О Н
оя "в
* а к о
Ч Д и
й m s
я S а й-
m я я fcf
—
—
—
—
—
—
—
525
725
1050
1350
1600
2100
2900
ь-
IS «
о ч ^
D г- О
Н К Н
S К ?^
а се я
в &я
с5 J5 m
л « _ 2
Г U Б К
cd НО. о
о. с с а
50
65
90
115
140
165
190
220
570
790
1100
1450
2050
2400
3300
3
о.
2
о
■е-
О
с
О.
н
Я
CQ
О
ч
О
50
70
90
120
150
175
200
230
570
625
860
1250
1800
_
3000
я
о
н
га
с
и
S
3
о
о.
н
3
50
70
90
120
150
—
—
230
570
625
860
1350
1950
—
3000
Срезанный импульс
Д i£ C5 га
rv 0J -Я
- Й g g 3
Э1и|Б
H О. 5 га
я о!»
u н ез &
rt 3 S й *■>
t 5 о о я н
^J-?seg
50
70
90
120
150
175
200
230
570
785
ИЗО
1350
1950
2550
3200
ё 3
Я о.
S о
0J г-
га га
^ я
яЭ
52
ч Я я
S о 8
50
73
100
125
158
185
210
240
600
825
1190
1400
1950
2550
3200
£ г 1 &
° ч a к
lls§
^ m a
2 о ш я
га о g =f
Ёчя §
Н Я ет *,
>?о cs ц м
е? t- s- я га
^ О щ Ш Н
ш н н о я
■5 га & о
—
—
—
—
—
—
—
650
875
1300
1550
1950
2550
3200
Примечания: 1. Указанные в табл. 10.5 —10.8 уровни изоляции электрооборудования с нормаль-
ной изоляцией установлены с учетом защиты вентильными разрядниками по ГОСТ 16357 — 83, при этом
электрооборудование 330 и-500 кВ, а также силовые трансформаторы и шунтирующие реакторы 150 и
220 кВ должны быть защищены разрядниками II группы, электрооборудование 150, 220, ПО, 35, 20
и 15 кВ — разрядниками III группы, электрооборудование 10,6 и 3 кВ — разрядниками IV группы.
2. Высота установки электрооборудования над уровнем моря не более 1000' м.
3. При испытании у потребителя испытательное напряжение 50 Гц не должно превышать 90% '
(а для керамических изоляторов — 100%) испытательного напряжения на заводе-изготовителе.
4. Для оборудования 220 кВ и ниже с основной изоляцией из органических твердых материалов
(кроме бумажно-масляной изолядии) или кабельных масс длительность испытательного напряжения
увеличивается с 1 до 5 мин. >
Таблица 10.9. Испытательные напряжения коммутационных нмиульсов для электро-
оборудования с нормальной изоляцией, максимальное значение, кВ
Класс
напряже-
ния
электро-
оборудо-
вания, к В
330
500
750
1150
Внутренняя изоляция
электро-
оборудо-
вания от-
носитель-
но земли
950
1300
1550*
2100
между
фазами
силовых
транс-
форма-
торов
1425
1950
2250
между контак-
тами одного
й того же
полюса
выключателя
1250
1730
2550
2100
Внешняя изоляция
электрообо-
рудования
относительно
земли в сухом
состоянии и
под дождем
950
1300
1550
2100
между фазами
силовых тран-
сформаторов
в сухом
состоянии
1300
1800
между контактами
одного и того же
полюса
выключателя в
сухом состоянии
и под дождем
1250
1730
2250/2550*2
2100
разъедини-
теля в сухом
состоянии
1250
1730
1800
2400
*1 Для шунтирующего реактора 1675 кВ.
*2 В числителе — в сухом состоянии, в знаменателе ~ под дождем.
Примечание. Требование испытания коммутационными импульсами относится только к
оборудованию 330 кВ и выше.

Таблица 10.10. Испытательные напряжении промышленной частоты электрооборудования
с облегченной изоляцией, действующее значение, кВ
Класс
напряжения
электро-
оборудования,
кВ
3
6 .
10
15
20
Одноминутное
Силовые тран-
сформаторы,
шунтирующие
и дугогасящие
реакторы
10
16
24
37
50
Трансформаторы
напряжения и
тока, токо огра-
ничивающие
реакторы,
аппараты и
изоляторы
13
21
32
• 48
65
При плавном подъеме для внешней изоляции
В сухом состоянии
Электро-
оборудо-
вание
15
23
35
63
70
Между контакта-
ми^одного и
того же полюса
разъединителей
при вынутом
патроне
18
27
42
62
85
Под дождем
Трансформаторы
напряжения
н тока,
аппараты и
изоляторы
10
18
28
42
55
Примечание, Электрооборудование с облегченной изоляцией не испытывается грозовыми
импульсами и предназначено только для электроустановок, не подверженных воздействию грозовых
перенапряжений, или для электроустановок, в которых грозовые перенапряжения не превышают амплитуды
одноминутного испытательного напряжения. :.
Таблица 10.11. Наименьшее изоляционное расстояние по воздуху на опорах от токоведущнх
до заземленных-частей В Л
Расчетное
условие
По грозовым перенапряже-
ниям для изоляторов:
штыревых
подвесных
По внутренним перенапря-
жениям
По рабочему напряжению
До 10
15
20
10
— "
Изоляционное расстояние, см, при напряжении ВЛ, кВ
20
25
35
15
7
35
35
40
30
10
НО
—
100
80
25
150
—
130
по
35
200
—
180
160
55
330
—
260
215
80
500
—
320
300
115
750
—
—
410,
190
1150
—
—
650
260
Таблица 10.12. Наименьшие изоляционные расстояния по воздуху в РУ
Обозначе-
ние
.расстоя-
ний
Лф-ф
Б
В
Г
Д
Е
Ж
Изоляционные расстояния, см,
В закрытых распределительных
устройствах (рис. 10.4)
3
6,5
7
9,5
16,5
200
250
450
8
6
9
10
12
19
200
250
450
11
10
12
13
15
22
200
250
450
15-
20
18
20
21
28
220
270
475
22
35
29
32
32
39
220
270
475
35
ПО
70
80
73
80
290
340
550
90
150
110
120
113
120
330
370
600
130
220
170
180
173
180
380
420
650
200
3-10
20
■ 22
95
95
290
220
24
для различны»
В открытых
^НОМ» К"
распределительных •
устройствах (рис. 10.5)
20
30
33
105
105
300
230
36,5
35
40-
44
115
115
310
240
48,5
11*-
90 ;
100
165
165
360
290
110
150
изо
140
205
205
400
330
155
220
180
220
255
300
450
380
220
330
250
280
325
400
520
450
310
500
375
420
450
500
645
575
460
Примечание. При использовании гибких шин расстояние Лф_ф увеличивается на величину
Р
a=fsma, где/—стрела провеса провода при !5СС, м; a = arctg-; g — вес провода на 1 м длины.
даН/м; Р — скоростной напор ветра на I м провода, даН/м, при этом скорость ветра принимается равной
60% значения, выбранного при расчете строительных конструкций.

v Рис. 10.4. Наименьшие изоляционные расстояния в ЗРУ:
а — в свету между неизолированными токоведушими частями разных фаз и между ними и заземлен-
ными частями; о — от неизолированных токоведущих частей до сетчатых ограждений и между неограж-
денными неизолированными токоведущими частями разных цепей; в — между неизолированными токо-
ведущими частями и сплошными ограждениями; г — от пола до неогражденных неизолированных то-
коведущих частей и до нижней кромки фарфора изолятора и высота прохода в ЗРУ, а также от земли
до неогражденных линейных выводов из ЗРУ вне территории ОРУ и при отсутствии проезда
транспорта под выводами
4 А
tp-з
1р-р
1ф-ф
np-.si
а)
Ьф-ср +а
S)
Рис. 10.5. Наименьшие изоляционные расстояния в ОРУ:
а —в свету при жестких шинах между токоведущими и заземленными частями (Лф_3) и между токо-
ведущими частями разных фаз {А$—ф); б — в свету при гибких шинах между токоведущими и заземлен-
ными частями и между токоведущими частями разных фаз, расположенными в одной горизонталь-
ной плоскости; в — от токоведущих частей и элементов изоляции, находящихся под напряжением, до
постоянных внутренних ограждений;

VAy/XVV/?
^/.ауллу/л\у.
■ 1—-—U—U-JUIjL
*;
Рис. 10.5. Продолжение
г — от неогражденных токоведущих частей и от нижней кромки фарфора изолятбров до земли;
д — от токоведущих частей до транспортируемого оборудования; е — между токоведущими частями разных
цепей, расположенных в различных плоскостях, с обслуживанием нижней цепи при неотключенной верхней;
ж — пр горизонтали между токоведущими частями разных цепей с обслуживанием одной цепи при не-
отключенной другой; з — от токоведущих частей до верхней кромки внешнего ограждения; и — от кон-
тактов и ножей разъединителей в отключенном положении до заземленных и токоведущих частей;
к — между токоведущими частями и зданиями и сооружениями

Таблица 10.13. Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различиых
элементов ЗРУ, защшцениых ограничителями перенапряжений тниа ОПН (ошиновка жесткая)
Наименование расстояния
От токоведущих частей до заземленных конст-
рукций и частей здания
Между проводниками разных фаз
От токоведущих частей до сплошных ограждений
От токоведущих частей до сетчатых ограждений
Между неогражденными токоведушими частями
разных цепей, i.
От неогражденных токоведущих частей до пола
От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при
выходе их на территорию ОРУ и при отсутствии
проезда под выводами
От контакта и ножа разъединителя в отключенном
положении до ошиновки, присоединенной ко
второму контакту
Обозначение
на рис. 10.4
лф_ з
Лф-ф
Б
В
Г
Д
Е
Ж
Изоляционное расстояние, м,
для номинального
напряжения, кВ
НО
0,6
0,75
0,65
0,7
2,75
3,1
5,4
0,85
150
0,8
1,05
0,85
0,9
3,05
3,3
5,6
1,15
220
1,2
1,6
1,25
1,3
3,6
3,7
6,0
1,8
Таблица 10.14. Наименьшие расстояиия в свету от токоведущих частей до различных
элементов ОРУ (подстанций), защищенных ограничителями перенапряжений тннов ОПН,
ОПНО и ОПН, ОПНИ
Наименование расстояния
От токоведущих частей
и от элементов оборудова-
ния и изоляции, находя-
щихся под напряжением,
до заземленных постоян-
ных внутренних и наруж-
ных ограждений высотой
не менее 2 м, а также
стационарных межячей-
ковых экранов и противо-
пожарных перегородок
От токоведущих частей
или элементов оборудова-
ния и изоляции, находя-
щихся под напряжением,
до всех других заземлен-
ных конструкпий
Между токоведущими
частями разных фаз
От токоведущих частей
или элементов оборудова-
ния и изоляции, находя-
щихся под напряжением,
до постоянных внутрен-
них ограждений высотой
до 1,6 м, до транспорти-
руемого оборудования
Обозна-
чение на
рис. 10.5
Лф-з
^ф-з
Лф-Ф
Б
Изоляционное расстояние, м, для номинального напряжения,
кВ, при установке ограничителей перенапряжений
ПО
ОПН
0,6
0,6
0,75
1,35.
!50
ОПН
0,8
0,8
1,05
1,55
220
ОПН
1,2
1,2
1,6
1,95
330
ОПН
2,0
1,6
2,2
2,35
500
ОПН,
ОПН и
ОПНО
3,0
2,7
3,4
3,45
ОПНИ
3,0
2,7
2,8
3,45
750
ОПН,
ОПН и
ОПНО
5,2
4,5
6,0;
6,5*
6,25
ОПНИ
5,2
4,5
5,5;
6,0*
5,26

Продолжение табл. 10.14
Наименование расстояния
Между токоведущими
частями разных цепей в
разных плоскостях при
обслуживаемой нижней це-
пи и неотключенной верх-
ней
От неогражденных токо-
ведущих частей до земли
или до кровли зданий
при наибольшем провиса-
нии провода
От токоведущих частей
до верхней кромки внеш-
него забора, между токо-
ведущими частями и зда-
ниями и сооружениями
Между токоведущими
частями разных цепей в
разных плоскостях, а так-
же между токоведущими
частями разных цепей по
горизонтали при обслужи-
вании одной цепи и неот-
ключенной другой
От контакта и ножа разъ-
единителя в отключенном
положении до ошиновки,
присоединенной к второму
контакту
Обозна-
чение на
рис. 10.5
В
Г
Д
Е
Ж
Изоляционное расстояние, м, для номинального напряжения,
кВ, при установке ограничителей перенапряжений
ПО
ОПН
1,8
3,3
2,6
2,6
0,85
150
ОПН
1,55
3,5
2,8
2,8
1,15
220
ОПН
2,4
3,9
3,2
3,2
1,65
330
ОПН
2,8
4,7
4,0
3,6
2,45
500
ОПН,
ОПН и
ОПНО
3,9
5,7
5,0
4,7
3,75
ОПНИ
3,9
5,7
5,0
4,7
3,1
750
ОПН,
ОПН и
ОПНО
5,7
7,9
7,2
6,5
6,6
ОПНИ
5,7
7,9
7,2
6,5
6,0
* Для параллельной ошиновки длиной более 20,0 м.
Примечание. При проектировании ОРУ 330 кВ и выше расстояния междутоковедущими частями
разных фаз и от токоведущих частей до заземленных конструкций должны выбираться, как правило,
с учетом возможности проведения работ под напряжением на изолирующих подвесках (гирляндах
изоляторов).
4.
Таблица 10.15. Наибольшие рабочие напряжения и расчетные кративсти внутренних
перенапряжений, принимаемые при выборе изоляции для класса напрязяеннй £/ном, кВ
Показатель
Наибольшее рабочее напря-
жение С/иа„6.ра6, КВ
Отношение Umsl6,pa6/UmM
Наибольшее рабочее фазное
напряжение ииаиб.раб/]/з,
кВ
Изолированная нейтраль
3
3,6
1,2
2,1
6
7,2
1,2
4,2
10
12
1,2
6,9
15
17,5
1,17
10,1
20
23
1,15
13,3
35
40,5
1,16
23,4
Эффективно заземленная нейтраль
ПО
126
1,15
72,7
150
172
1,15
100
220
252
1,15
145
330
363
1,1
210
500
525
1,05
303
750
787
1,05
454,4
1150
1200
1,05
693

Продолжение табл. 10.15
Показатель
Амплитуда наибольшего
рабочего фазного напря-
жения Ц,-^2анаи6-Ра6,кВ
Расчетная краткость внут-
ренних перейГапряжений
Изолированная нейтраль
3
2,94
4,5
6
5,9
4,5
10
9,7
4,5
15
14,3
4,0
20
18,8
4,0
35
33,1
3,5
Эффектно заземленная нейтраль
ПО
103
3,0
150
141
3,0
220
206
3,0
330
296
2,7
500
429
2,5
750
643
2,1
1150
980
1,8;
1,6*
* Для сооружаемых электропередач.
Таблица 10.16. Допустимые в условиях эксплуатации повышения напряжеиия промыншеиной
частоты на оборудовании 110 — 1150 кВ
Напряже-
ние, кВ
V
110-500
750
1150
Оборудование
Силовые трансформаторы и автотран-
сформаторы
Шунтирующие реакторы и электромаг-
нитные трансформаторы напряжения
Коммутационные аппараты, емкостные
трансформаторы напряжения, трансформа-
торы тока, конденсаторы связи и шинные
опоры
Силовые трансформаторы и автотранс-
форматоры
Шунтирующие реакторы, коммутацион-
ные аппараты, трансформаторы напряже-
ния, трансформаторы тока, конденсаторы
связи и шинные опоры
Все оборудование
Допустимое повышение напряжения при
длительности воздействия, с
1200
1,1
1,1
1,15
1,15
1,15
1,15
1,1
1,1
1,1
20
1,25
1,25
1,35
1,35
1,6
1,16
1,25
1,3
1,3
1
1,9
1,50
2,0
1,6
2,2
1,7
1,67
1,88
1,35*
0,1
2,0
1,58
2,1
. 1,65
2,4
1,8
1,76
1,98
* При длительности воздействия 5 с.
Примечания: 1. В числите-ле — для изоляции фаза — земля в долях наибольшего рабочего фазного
напряжения, в знаменателе — для изоляции фаза — фаза в долях наибольшего рабочего междуфазного
напряжения (для электрооборудования трехфазного исполнения).
2. Для силовых трансформаторов и автотрансформаторов по условиям нагрева магнитопровода
повышение напряжения в долях номинального напряжения установленного ответвления обмотки не должно
превышать 1,15 при 1200 с и 1,3 при 20 с.
3. Для повышений напряжений промежуточной длительности допустимое напряжение принимается
равным: для 0,5 <t< 1200 с нормированному для ближайшего значения времени, превышающего t;
для 0,1 < г ^ 0,5 с U, = Ulc + 0,3(J7Oilc — Ulc), где Vlc, U0,ic —допустимые напряжения для (= 1 и 0,1 с
соответственно.
4. Количество повышений напряжения длительностью 1200 с не должно превышать в течение года
50 случаев, причем промежуток времени между двумя повышениями напряжения должен быть не менее
1 ч. Для предотвращения повышения сверх допустимых значений в местных инструкциях должен быть
указан порядок выполнения операций по включению каждой ВЛ 330—1150 кВ. В сетях 330—1150 кВ,
где возможно повышение напряжения до опасных значений, должна быть предусмотрена релейная защита
от повышения напряжения.

Таблица 10.17. Параметры одиоцепных ВЛ 110—1150 кВ для оценки перенапряжений
^ном. кВ
х , Ом/км
Ь1з мкСм/км
г,, Ом/км
Z|, Ом
х^, Ом/км
b , мкСм/км
г Ом/км
z*, Ом
Vfco
См/Со
£зар. MB-А/100 км
/зар, А/100 КМ
Ркат, МВт
бр, MB-А/фазу
хр, Ом
/р, КМ
ПО
0,41
2,74
0,16
385
1,3/1,4
1,83
0,31
845/875
1,50
0,17
3,4
18
30
-
-
—
150
0,42
2,67
0,12
395
1,25/1,35
1,92
0,27
810/840
1,39
0,13
6
23
70
-
-
—
220
0,43
2,65
0,098
405
1,2/1,3
1,94
0,25
785/820
1,37
0,12
13
33
120
-
-
—
330
0,32
3,54
0,038
300
1,0/1,1
2,43
0,19
645/675
1,48
0,15
40
66
360
-
-
—
500
0,30
3,85
0,02
280
0,9/1,0
2,88
0,17
560/590
1,35
0,12
95
108
880
60
1531
165
750
0,29
4,02
0,019
265
0,65/0,85
3,15
0,17
455/520
1,3
0,10
230
178
2100
ПО
1880
135
1150
0,27
4,36
0,013
250
0,63/0,85
3,33
0,16
435/505
1,3
0,10
577
290
5300
300
1600
145
)
* В числителе — при .тросах, заземленных по концам анкерных участков, в знаменателе — при тросах, заземленных в одной точке каждого анкерного участка.
Примечания: 1. Обозначения: xt, bt, rlt Zj — соответственно индуктивное сопротивление, емкостная проводимость, активное и волновое сопро-
тивления для прямой последовательности; хв, fc0, r0, z0 — то же для нулевой последовательности; См/Со — отношение междуфазной емкости к емкости на
землю; Сзар, ^зар ~ зарядные м^даость ВЛ и ток; Qp, хр — мощность и индуктивное сопротивление фазы реактора; 1р — длина участка ВЛ, компен-
сированного реактором; Рвгл — натуральная мощность.
2. Параметры определены для П-образных опор.
3. Зарядная и натуральная мощности подсчитаны rip номинальному напряжению.

Повышенные напряжения частотой 50 Гц
на одиостороине включешюй ВЛ. В симмет-
ричном режиме максимальное напряжение
на линии длиной / км с реактором на
конпе, подключенной к источнику с ЭДС Е
и сопротивлением хи (рис. 10.6), определяется
как напряжение на разомкнутом конце не-
нагруженной линии длиной I — 1р-.
Е
и„
cosP(/-/p)-—sinP(/-/p)
*'. z
где Р = 1,08- 1Q.~3 1/км — коэффициент рас-
пространения линии по прямой последова-
тельности при 50 Гц; z — волновое сопро-
1 z
тивление линии, Ом; L = —-arctg
■дли-
на участка ВЛ, компенсируемого реактором
с индуктивным сопротивлением xv. Длина
Рис. 10.6. Напряжение 50 Гц на односторон-
не включенной ВЛ
/р для 500, 750 и 1150 кВ равна соответ-
ственно 165, 135 и 145 км при одной
группе реакторов в конце ВЛ и 320, 260,
280 км при двух группах.
Максимальное напряжение на линии в
долях Е представлено в табл. 10.18 как
функция I — 1р и хв:
ип
=Я('-У> *и]-
Для промежуточных значений / — /р и хв
значения Umax/E находятся интерполяцией
(табл. 10.18).
Напряжение в конпе линии определяется
выражением
Vv
Umctx/E
Е j/l + z2/x2v '
коэффициент у I + z2/x* равен для ВЛ 500,
750 и 1150 кВ соответственно 1,017; 1,010
и 1,012 при одной группе реакторов в
конце В Л и 1,067; 1,039 и 1,048 при двух
группах.
Напряжение в начале линии находится
делением максимального напряжения на ли-
нии на коэффициент передачи напряжения
от начала к концу ненагруженной линии
длиной / — /р. Этот коэффициент для дан-
ного I — /р может быть взят по таблице
из строки, соответствующей хи = 0. Обозна-
чим его через /[(/ — 1р), 0], для напряжения
в начале линии имеем
Е
/[(' - У. о]
Если в начале линии имеется еще
реактор Хр н, то вышеизложенная методика
также может быть применена при замене xil
= *И*Р-Н и £ на £,„ = Е *Р" .
нэ ха _чк —
Л-и -г ^р,н
Лн "Т" -X.
р.н
Класс
напря-
жения
ВЛ, кВ
330-500
■*№
Ом
0
50
100
150
200
Та(
50
1,001
1,011
1,021
1,031
1,041
5 л и ц а 10.18. Значения Uma:>
100
1,006
1,025
1,045
1,066
1,088
150
1,013
1,043
1,074
1,11
1,14.
l~'v
200
1,024
1,064
1,11
1,16
1,21
/Е=Л(>-
, км
250
1,038
1,090
1,15
1,21
1,29
*p)s ^"HJ
300
1,055
1,12
1,19
1,28
1,38
350
1,076
1,16
1,25
1,36
1,49
400
1,10
1,20
1,31
1,45
1,62
450
1,13
1,25
1,39
1,56
1,79

Продолжение табл. 10.18
Класс
напря-
жения
ВЛ, кВ
330-500
750- 1150
*и,
Ом
250
300
400
500
0
50
100
150
200
250
300
400
50
1,051
1,061
1,083
1,11
1,001
1,012
1,023
1,037
1,045
1,056
1,068
1,092
100
1,11
1,13
1,18
1,24
1,006
1,027
1,050
1,073
1,097
1,12
1,15
1,21
150
1,18
1,22
1,31
1,42
1,013
1,046
1,081
1,12
1,16
1,20
1,25
1,35
l-h
200
1,27
1,33
1,47
1,66
1,024
1,069
1,12
1,17
1,23
1,30
1,37
1,55
, км
250
1,37
1,46
1,69
2,00 _
1,038
1,096
1,16
1,23
1,32
1,41
1,52
1,81
300
1,49
1,63
1,98
2,54
1,055
1,13
1,21
1,31
1,42
1,56
1,72
2,18
350
1,64
1,84
2,41
9,49
1,076
1,16
1,27
1,40
1,55
1,74
1,99
2,77
400
1,84
2,13
3,08
5,60
1,10
1,21
1,34
1,50
1,71
1,98
2,35
3,79
450
2,09
2,53
4,29
14,2
1,13
1,26
1,42
1,63
1,91
2,30
2,90
6,04
При несимметричном КЗ напряжение на сопротивлений схемы по нулевой и прямой
неповрежденных фазах практически имеет последовательностям относительно конца
наибольшее значение на конце линии при ВЛ и равен для однофазного КЗ hK
КЗ в этой же точке и определяется вы-
ражением UK = иккк, где коэффициент hK
зависит от отношения т = х01хх, входных
|/3 (т2 + т + 1)/(2 + т), для двухфазного
КЗ на землю hK = Зт/(2т + 1).
Таблица 10.19. Параметры статистических распределений ударных коэффициентов
коммутационных перенапряжений
Вид коммутации *
Включение ненагруженной линии
Отключение ненагруженной линии выключателем (ба-
ковым) с повторными зажиганиями
ТАПВ воздушными выключателями линии без реак-
торов
ТАПВ линии с реакторами
Отключение несимметричного КЗ
Однофазное дуговое замыкание в сети с изолиро-
ванной нейтралью
Отключение асинхронного хода
Средний
ударный
коэффициент
■^уд.ср
1,61
2,0
1,8 ч.
-\
1,6 *
1,3
2,21
1,5
Дисперсия а
0,18
0,32
0,3
0,37
0,12
0,33
0,17
Примечания: 1. Значение ударного коэффициента, которое можно считать предельным, оп-
ределяется трехсигмовым правилом: Кудтах = KyR#cp+ За.
2. Оценка перенапряжений производится умножением ударного коэффициента на значение вынуж-
денногр напряжения.
3. Приведенные данные о перенапряжениях относятся к разомкнутому концу линии. Перенапря-
жения на питающем конце линии ниже примерно на 10 — 20%.

Ы. СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ
Таблица 10.20.
и
по ГС
7-83*
та ОО
Гру
IV
III
II
I
Тип
РВО-3 «,
РВО-6 ■*■'■
РВО-10 ■*
РВО-35
РВС-15
РВС-20
РВС-33*
РВС-35
РВС-110
РВС-ПОИЗ
РВС-150
РВС-220
РВМ-3
РВМ-6
РВМ-10
РВ-М-15
РВМ-20
РВМ-35
РВМГ-110
РВМГ-150
РВМГ-220
РВМГ-330
РВМГ-500
РВРД-3
РВРД-6
РВРД-Ю
Класс
напря-
жения
разрядника,
кВ
3
6
10
35
15
20
27
35
110
ПО
150
220
3
6
10
15
20
35
ПО
150
220
330
500
3
6
• 10
Номи-
нальное
напря-
жение
разрядника,
кВ-
3,8
7,5
12,7
40,5
18
24
33
40,5
102
126
138
198
3,8
7,5
12,7
18
24
40,5
102
138
198
288
420
3,8
7,5
12,7
Комплектация
—
—
—
—
—
—
—
3xPBC = 33*i
2хРВС=20 +
+4хРВС= 15
3 х РВС = 33*1 +
+ 2 х РВС =15
6 х РВС = 33*1
—
—
—
—
—
2хРВМ-15
з х рвмг-зо*1
4 х РВМГ-30*!
6 х РВМГ-30*!
8 х РВМГ-30*!
12 х РВМ-30*1
—
—
—
Пробивное напряжение
при 50 Гц в сухом
состоянии и под
дождем,
действующее значение
не менее не более
9
16
26
78
38
49
65
78
200
245
275
400
7,5
15
25
35
47
75
170
230
340
485
.660
7,5
15
25
11
19
30,5
88
48
60,5
80
98
250
312
345
500
9
18
30
43
56
90
195
265
390
560
760
9
18
30
*■ Разрядники РВС-33 и РВМГ-30 предназначены только для комплектации и самостоятельно
не применяются.
*- Значения приведены для одного элемента.
*3 Разрядники двухколонковые.

ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Вентильные разрядники
ШЦ1П
20
32
48
150
67
80
110
125
285
340
375
530
8
15,5
25,5
57
74
116 •
260
370
515
740
1070
7
14
23,5
Остающееся напряжение,
кВ, не более, при импульсе
тока с фронтом 8 мкс с
амплитудой, кА
3
13
25
43
57
75
103
122
315
380
435
630
9
17
28
47
. 62
97
245
340
475
660
985
7
8
9
5
14
27
45
50
61
80
НО
130
335
405
465
670
9,5
18
30
51
67
105
265
370
515
725
1070
14
16
18
10
67
88
120
143
367
445
510
734
11
20
33
57
74
116
295
410
570
800
1180
23,5
26,5
30,5
Выпрямлен-
ное напряже-
ние при
измерении
токов
проводи-
мости, кВ
4
6
10
16
20
32
32
22*2
16-20*2
16-32*2
32*2
4
6
10
18
28
18*2
30*2
30*2
30*2
30*2
30*2
3
6
10
Ток
проводимости,
"мкА
6—10
6-10
6-10
450-620
450-620
450-620
450-620
450-620
450-620
450-620
450-620
380-450
120-220
500-700
500-700
500-700
500-700
1000-1350
1000-1350
1000-1350
1000-1350
1000-1350
30-85
30-85
30-85
Масса,
кг
2,5
3,6
4,8
38
49
58
- 59
73
230
400
320
405
28
34
38
117
130
212
330
420
670
1025
3260
18,5
23,8
32.3
Высота,
см
195
280
395
630
725
885
885
1210
3050
3160
3360*3
4020*3
380
475
715
800
955
1670
3250
4300
6500
J5520
6560
345
415
585
Примечания: 1. Обозначения: Р — разрядник, В — вентильный, О — облегченный, С — станцион-
ный, К — комбинированный, ИЗ — для изолированной нейтрали, М — магнитный, Г — грозовой, РД — с
растягивающейся дугой.
2. Номинальное напряжение разрядника — это напряжение гашения при работе от грозовых пере-
напряжений.
3. Номинальное импульсное пробивное напряжение (при предразрядном времени от 2 до 20 мкс
и при полном импульсе 1,2/50 мкс) для разрядников РВМГ на классе напряжения 110 кВ и выше не
менее 0,6 значений, указанных в таблице.
«-
Рис. 10.7. Разрядники серии РВРД 3-10 кВ

Таблица 10,21. Вентильные комбинированные разрядники 330—1150 кВ
Характеристика
Класс напряжения разряд-
ника, кВ
Номинальное напряжение
разрядника кВ
Напряжение .гашения при
работе от коммутацион-
ных перенапряжений, дей-
ствующее значение, кВ
Пробивное напряжение раз-
рядника при частоте 50 Гц
в сухом состоянии и под
дождем, действующее зна-
чение, кВ:
не менее
не более
Амплитуда импульсного
пробивного напряжения
(при предразрядном вре-
мени от 2 до 20 мкс и
при полном импульсе
1,2/50 мкс), кВ, не более
Амплитуда напряжения пе-
реключения в грозовой
режим, кВ:
не менее
не более
Амплитуда остающегося
напряжения, кВ, при токе
в один полупериод 50 Гц
с максимальным значени-
ем-
1000 А, не менее
не более
1500 А, не менее
не более
1080 А, не менее
не более
Амплитуда остающегося
напряжения, кВ, при им-
пульсном токе с фронтом
8 мкс с максимальным
значением:
5000 А, не более
7000 А, не более
10000 А, не более
14000 А, не менее
не более
Масса, кг
РВМК-ЗЗОП
330
288
380
435
500
700
720
820
650
700
—
—
—
-
-, 720
—
840
—
-
3100
'
РВМК-400П
400
340
465
530
610
900
900
1000
850
900
—
—
—
-
—
—
1000
_
-
—
'ип разрядник
РВМК-500П
500
420
575
660
760
1070
ИЗО
1126
—
1020
1070
—
-
1070
—
1260
—
-
6600
РВМК-750
750
600
710
780
950
1500
1370
1500
_
—
—
1280
1350
—
150
1650
—
-
6500
РВМК-1150
1150
800
1430
1100
1250
2000
1900
2100
—
1640
1760
—
-
—
_
_
1840
1940
12100
Примечания: 1. Минимальное импульсное пробивное напряжение (при предразрядном времени
от 2 до 20 мкс и при полном импульсе 1,2/50 мкс) не менее 0,6 значений, указанных в таблице.
2. Разрядники выдерживают сколь угодно длительно наибольшее рабочее фазное напряжение
сети. Кратность допустимого повышения напряжения по отношению к длительно допустимому
рабочему напряжению при временах' воздействия 1200, 20, 10, 0,1 с составляет для разрядников
классов напряжения 330—500 кВ 1,15; 1,35; 2,0; 2,0 соответственно и для разрядников классов
750-1150 кВ 1,15; 1,35; 1,6; 1,6 соответственно.

Рис. 10.8. Разрядники 750 и 1150 кВ:
а-РВМК-750; б-РВМК-1150
гТу
-b-il
[Г
1 1
о.)
Рис. 10.9. Схемы регистраторов:
а — РВР: 1 — плавкая вставка из иихромовой
проволоки 00,1 мм; 2 и 3 — искровые промежут-
ки; 4 — сопротивление 0,5—5 кОм мощностью
1 Вт; 6 — РР: 1 — электромагнитный счетчик; 2 —
нелинейное сопротивление из тервита
Регистраторы срабатываний вентильных
разрядников. Электрические схемы регистра-
торов приведены на рис. 10.9.
Электрические характеристики регистра-
торов:
а) РВР — амплитуда пробивного напря-
жения искрового промежутка 2,5 — 3,5 кВ.
Амплитуда тока срабатывания приведена
ниже:
Импульс
тока
длитель-
ностью,
МКС
20/40
2000
Амплитуда
с сопровож-
дающим ТОКОМ
50- 100
50-100
импульса, А
без сопровож-
дающего гока
200-10000
100-500
РВР предназначен для отсчета числа
срабатываний разрядников постоянного и
переменного тока 3 — 400 кВ. После девяти
срабатываний РВР, когда в смотровом окне
будет виден красный штрих, необходима
замена плавких вставок. Замена производится
в сухом помещении с температурой 10 —
30 °С;
б) РР — иногда допускают ложные сраба-
тывания и не обеспечивают точного учета
всех срабатываний разрядников. Их показа-
ния не могут быть использованы в качестве
признака воздействия перенапряжений на
электрооборудование 330—1150 кВ.
Таблица 10.22. Технические характеристики регистраторов
Тип
регистратора
PP-I
РР-И
РР-Ш
Тип
разрядника
РВС, РВВМ
РВМ, РВМГ
РВМК
Амплитуда тока
срабатывания
регистратора,
А
10
40
90
.-, " , —*
Параметры оомотки регистратора
Число
витков
125
50
20
Сечен^
провода,
мм2
0,2
0,75
1,5
' Допустимая
амплитуда
тока*, А
90
250
1500
* Амплитуда тока по длительности 0,01 с, не допускающая перегрева обмотки.
Примечание. Пропускная способность дисков— 1000 импульсов с амплитудой 20 кА длитель-
ностью 10/20 мкс.

Таблица 10.23. Основные характеристики ограничителей перенапряжений
Характеристика
Номинальное напряжение,
кВ
Наибольшее рабочее напря-
жение, кВ \
Напряжение 50 Рц на огра-
ничителе, кВ, допустимое
в течение:
20 мин (для ОПН на 1150
кВ — 60 мин)
20 с
3,5 с (для ОПН на 1150 кВ-
3 с)
1 с
0,15 с
0,05 с
Амплитуда расчетного тока
коммутационного перена-
пряжения (1,2/2,5 мс), А
Остающееся напряжение
при расчетном токе ком-
мутационного перенапря-
жения:
кВ, не более
в долях [/ф, не более
Остающееся напряжение,
кВ, не более, при импульс-
ном токе с фронтом 8 мкс
с амплитудой, А:
3000
5000
7000
10000
15000
30000
Длина пути утечкк внешней
изоляции, см, не менее
Масса, кг
Высота, см
о
X ■
С
о
по
73
88
95
100
105
112
280
190
1,85
230
250
-
280
--_
-
226
115
152,5
■о
in
X
С
О
150
100
120
130
138
145
155
350
260
1,85
305
330
-
365
-
-
315
150
208
о
СЧ
СЧ
X
а
о
220
146
175
190
200
210
225
420
380
1,85
430
460
-
500
-
-
455
215
285,5
Тип ограничителя
о
ГО
ГО
К
с
о
330
210
250
270
290
305
325
700
545
1,85
620
650
-
700
-
-
900
1320
420
о
о
in
С
О
500
303
365
390
420
440
470
1200
770
1,80
825
860
865
920
980
-
1070
1700
555
ОПНИ-500
500
303
365
390
420
440
1200
770*
630
1,80
825
860
860*
720
920
980
-
1070
1900
555
о
in
г-
К '
К
О
750
455
545
590
635
660
705
1800
1180
1,85
1280
-
1320
1380
1550
1420
2900
847
ОПНО-750
750
455
545
590
635
660
705
1200
1180
1,85
1300
~
1350
1420
1600
1420
2900
847
о
in
К
С
С
1150
694
765
830
900
935
970
2800
1570
1,60
-
-
—
1760
-
2160
11000
1400
ОПНО-1150
1150
694
765
800
830
900
1400
1570
1,60
-
-
1760
-
—
2160
11000
1400
* В знаменателе указано напряжение на части ОПН, примыкающей к линии.

Продолжение табл. 10.23
Примечания: 1. Ограничители перенапряжений являются аппаратами для глубокого (до
1,6—1,85 f/ф) ограничения коммутационных перенапряжений е несколько лучшими грозозащитными
характеристиками, чем у традиционных разрядников. Ограничители представляют собой высоконели-
нейное сопротивление на основе оксида цннка. Ограничители ОПН и ОПНИ отличаются схемой
соединения (рис. 10.10, 10.11). Ограничители с искровыми промежутками (ОПНИ) ограничивают
также междуфазные перенапряжения (ОПНИ-500 — до 1260 кВ при токе 1200 кВ). Длина пути
утечки изоляции ограничителей — не менее 1,8 см/кВ.
2. Пробивные напряжения искрового элемента ограничителя ОПНИ-500 составляют, не менее, при
50 Гц 75 кВ действ, на косоугольной волне при времени 800—1200 мкс 100 кВ-
3. Ограничители типа ОПНО (облегченные) устанавливаются только в тех точках распределитель-
ного устройства, которые при любых коммутациях не могут оказаться на разомкнутом конце
односторонней питаемой линии.
4. Не рекомендуется устанавливать ограничители: „^
в электропередачах 110—220 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения (блочные
схемы), если наименьшая из частот свободных колебаний менее 250 Гц;
на воздушных линиях 500 кВ без шунтирующих реакторов и с шунтирующими реак-
торами на шинах (до линейного выключателя), если установившиеся перенапряжения в нормальных
и аварийных режимах превышают допустимые напряжения для ограничителей, указанные в таблице;
на воздушных линиях 500 кВ с напряженностью электрического поля на проводах, не превышающей
0,93 напряженности начала короны, с шунтирующими реакторами, установленными на линии (за
линейным выключателем), когда длина линий лежит в диапазоне 150 — 210 км при одном реакторе на
передаче и 300—420 км при двух реакторах (указанные ограничения не распространяются на случаи,
когда на ВЛ 500 кВ не применяется ОАПВ, применяется ОАЛВ, но на время бестоковой паузы
отключается хотя бы один шунтирующий реактор, применяется ОАПВ, для улучшения условий
которого используется схема четырехлучевого реактора).
Основные характеристики ограничители перенапряжений типа ОПНК-35
Номинальное напряжение, кВ 35
Расчетное длительно выдерживаемое (действующее значение), кВ 50,5
Расчетный ток коммутационных перенапряжений (1,2/2,5 мс), А 1200
Остающееся напряжение при расчетном токе коммутационных перенапряжений,
кВ, не более 125
Остающееся напряжение при расчетном токе грозовых перенапряжений 3 кА
(8/20 мкс), кВ, не более . 143
При воздействии на ограничитель синусоидального напряжения 50 Гц с амшги- -ч
тудой 60,2 кВ амплитуда тока через него должна быть, А, не более 0,07
Внешняя изоляция — по ГОСТ 1516.1—76* для аппаратов класса 35 кВ
Масса, кг .... 120
Примечания: 1. Ограничитель ОПНК-35 предназначен для защиты от перенапряжений
нулевых реакторов, включаемых в нейтраль группы шунтирующих реакторов сверхвысокого напряже-
ния, а также для защиты нейтрали этой группы.
2. Пропускная способность ограничителя достаточна, чтобы он выдерживал совокупность воз-
действий, возможных в цикле ОАПВ линии электропередачи.
\

опн-iw
опн-zzo
F
опи-ззо
Рис. 10.11. Ограничители перенапряжений 110—500 кВ
ОПНИ-500

Таблица 10.24. Трубчатые разрядники
Тип
РТФ-3-0,3/5
РТФ-б-0,5/10
РТФ-10-0,2/1
РТФ-10-0,5/5
РТФ-35-0,5/2,5
РТФ-35/1/5
РТФ-35-2/10
РТФ-110-0,5/2,5
РТФ-110-1/5
РТФ-10-0,5/2,5*2
РТВ-10-2/10*2
РТВ-20-2/1О
РТВ-35-2/10
РТВС-110-0,5/5
к
о"
в
в
0!
О,
в
и
о
к
л
§
в
в
S
о
а
3
6
10
10
35
35
35
ПО
ПО
10
10
20
35
ПО
Наибольшее допустимое напряжение,
действующее значение, кВ
3,6
7.2
12
12
40,5
40,5
40,5
. 100
100
12
12
24
40,5
100
Пределы
тока
отклю-
чения,
дейст-
вующее
значение.
кА
в
в
в
в
0,3
0,5
0,2
0,5
0,5
I
2
0.5
1
0,5
2
2
2
0,5
I
5
10
5
2,5
5
10
2,5
5
2,5
10
10
10
5
Искровой
проме-
жуток,
мм*1
в
В
и
в
ва
10
20
25
25
130
130
130
450
450
15
15
40
100
400
Ё
к
э
в
ва
70
150
225
150.
250
200
220
450
450
60
60
100
140
343
Диаметр
дугога-
сящего
канала,
мм
■Я
в
8
10
10
10
10
10
16
12
20
6
10
10
10
22
в
в»
и
в
о
к
11
14
14
14
14
15,7
22
18
28
9
14
14
16
31
Импульс-
ное про-
бивное
напря-
жение
на волне
1,2/50 мкс,
кВ, ие
более
ё
S
Я
о.
с
50
75
80
80
230
230
230
700
700
80
80
130
230
600
о
> в
в ч
К d
S S
45
65
70
70
200
200
20
500
500
70
70
120
200
500
Пробив-
ное
напря-
жение
50 Гц,
дейст-
вующее
значение,
кВ, не
менее
S
Ч
ч*
о о
в «
10
33
40
40
95
95
95
180
180
40
40
65
95
235
о
В ja
S d
S S
7
30
38
38
80
80
80
180
180
38
38
55
80
220
Импульсная пропускная способность
на волне 8/20 мкс, кА, не менее
20
20
20
20
20
40
40
50
50
20
20
20
40
50
S
о
cd
В
В
Щ
Ч
к
cd
щ
О
С
42
55
55
55
85
. 85
80
125
124
67
67
76
88
126
I
1,4
1,6
1,6
1,6
2,3
2,4
4,0
9
9,5
2,4
2,3
2,5
2,8
6,0
*! Отклонения не должны превышать ±1 мм.
*2 При применении в сетях 6 кВ внешний искровой промежуток должен быть 10 мм.
Примечания: 1. Верхний предел обрываемого разрядником тока выбирается не менее эффек-
тивного значения в первый период наибольшего возможного в данной точке сети тока КЗ с учетом
апериодической составляющей. Для сетей ПО кВ это ток однофазного или трехфазного КЗ; для
сетей 35 кВ и ниже (с нейтралью изолированной или компенсированной) это ток трехфазного КЗ.
Нижний предел обрываемого тока выбирается не более наименьшего тока КЗ (эффективное
значение) без учета апериодической составляющей. В сетях 110 кВ это установившийся ток однофазного
или двухфазного КЗ, в сетях 35 кВ и ниже — двухфазного КЗ. Малые токи однофазного замыкания
на землю в сетях 35 кВ и ниже гасятся разрядниками.
2. Зоны выхлопа (рис. 10.12) разрядников различных фаз не должны пересекаться, и в них не
должны попадать конструкции, имеющие другой потенциал, чем открытый конец разрядника в момент
гашения дуги. Размеры расчетных зон выхлопа, допускающие их соприкосновение, следующие:
Номинальное
кВ
3; 6 и 10
20
Размеры зоны, м, не более
А
1,7
2,4
Б
1,4
2,3
В
0,2
0,4
Номинальное
напряжение,
кВ
35
ПО
Размеры зоны, м, не более
А
3,0
4,2
Б
2,5
4,4
В
0,5
1,2
3. Для предотвращения скопления внутри разрядников влаги их следует устанавливать вертикально
открытым концом вниз или под углом не менее 15—20° к горизонту. Электроды внешнего искрового
промежутка не следует располагать вертикально один под другим во избежание закорачивания струей
воды.
4. Трубчатые разрядники могут оставаться на зимний период без увеличения их внешних искровых
промежутков.

-eQO*
Рис. 10.12. Зона выхлопа трубчатого разряд-
ника
Та
Дарам$яр
V
Размеры защитных проме-
жутков, см:
основных, не менее
■дополнительных
Разрядное напряжение при
50 Гц, кВ
Импульсное разрядное на-
пряжение, амплитуда, кВ,
при полярности:
положительной
отрицательной
блица 10.
3
2
0,5
20
33
34
6
4
1
34
51
53
25. Защитные
10
6
1,5
45
66
68
Фомина
20
14
2
70
121
134
промежутки
льное
35
25
3
105
195
220
тапряжение, кВ
110
65
—
252
466
510
150
93
—
348
618
698
220
135
—
495
915
817
330
185
—
560
945
1070
500
300
—
750
1065
1190
Примечания: 1. Защитные промежутки предназначаются для зашиты изоляции от грозовых
перенапряжений вместо трубчатых разрядников, когда отсутствуют трубчатые разрядники на требуемые
токи КЗ. На ВЛ 220 кВ с деревянными опорами при отсутствии трубчатых разрядников
должны быть заземлены на одной-двух опорах подвески гирлянд, при этом число изоляторов
должно быть такое, как и на металлических опорах.
2. Для предотвращения КЗ при случайных закорачиваниях защитных промежутков на ВЛ 3 — 35 кВ
с деревянными опорами выполняются дополнительные искровые промежутки, установленные на высоте не
менее 2.5 м от земли.
3. В пусковых схемах ВЛ 500 и 750 кВ могут устанавливаться стержневые промежутки длиной
190—200 и 230—250 см соответственно для защиты от внутренних перенапряжений.
4. Из-за изменения атмосферных условий разброс разрядных напряжений всех открытых
промежутков оценивается в ±20%.
Таблица 10.26. Защита изоляции иезаземленной нейтрали трансформаторов 110—220 кВ
Номинальное и испытательные
напряжения защищаемого
трансформатора, кВ
Номи-
нальное
ПО
150
220
Одноми-
нутное
испыта-
тельное
нейтрали,
дейст-
вующее
значение
85
100
130
200
Амплитуда
испыта-
тельного
полного
грозового
импульса
180
200
275
400
Амплитуда
выдержи-
ваемого
коммута-
ционного
перена-
пряжения
103}/2
121 }/2
I58J/2
242 J/2
Рекомендуе-
мая ком-
плектация
разрядников
для нейтрали
транс-
форматора
2 х РВМ-20
2 х РВМ-20
ЗхРВМ-15
РВС-35 +
+ РВС-15
2 х РВМ-20 +
+ РВМ-15
4хРВС-20:
2хРВМ-35 +
+ РВМ-20
Характер защитного
разрядника
Напря-
жение
гашения,
дейст-
вующее
значение,
кВ
50
50
57
59,5
69
100
Пробивное
напряжение, кВ
при
50 Гц
94-112
94-112
105-129
116-146
129-155
196-242
"импульс-
ное,
не более
144
144
171
195
201
340

Продолжение табл. 10.26
Примечания: I. В таблице приведены рекомендуемые комплектовки разрядников для за-
щиты нейтрали трансформаторов с пониженным относительно фазных выводов испытательным на-
пряжением.
2. При необходимости разземления нейтралей трансформаторов в первую очередь должны раз-
земляться нейтрали трансформаторов, имеющих полную изоляцию.
3. Амплитуда выдерживаемого коммутационного перенапряжения определена умножением ампли-
туды одноминутного испытательного напряжения на коэффициент импульса (1,35) и коэффициент ста-
рения (0,9).
Защита неиспользуемых обмоток транс-
форматором (автотрансформаторов). Неис-
пользуемые обмотки низшего и среднего
напряжения должны быть соединены в звезду
или треугольник; между вводами каждой
фазы и землей необходимо установить вен-
тильные разрядники. Защита неиспользуемых
обмоток низшего напряжения, расположен-
ных первыми от магнитопровода, может
быть выполнена также заземлением одной
из фаз звезды, одной из вершин треуголь-
ника или нейтрали.
Защита реакторных присоединений 500—
750 кВ. Для повышения надежности работы
реакторные присоединения 500—750 кВ сле-
дует защищать ограничителями перенапря-
жений соответствующего класса, устанавли-
ваемыми у шунтирующего реактора.
Выбор бестоковых пауз ОАПВ на ВЛ
330 — 750 кВ. При ОАПВ после отключения
поврежденной фазы с обоих концов в месте
повреждения продолжает гореть дуга подпит-
ки, обусловленная емкостными и магнит-
ными связями поврежденной фазы с непо-
врежденными. Необходимая бестоковая пауза
ОАПВ Гоапв* с> определяется временем
гашения дуги подпитки £г и интервалом
0,2 с, необходимым для восстановления
электрической прочности канала дуги под-
питки:
£оапв = *г + 0,2.
10.5. ЗАЩИТНЫЕ И РАБОЧИЕ ЗАЗЕМЛЕНИЯМ
Таблица 10.27. Допустимые сопротивления запштных и рабочих заземлений для установок
иыше 1 кВ и устройств грозозащиты
Характеристика заземляемого объекта
Установки с эффективно заземленной нейтралью
Установки с изолированной нейтралью и с компенсацией
ных токов замыкания на землю, включая опоры
установленным электрооборудованием:
1) заземляющего устройства, используемого для
до 1 кВ
ВЛ
3-
емкост-
35
кВ с
электроустановок
Сопротивление
заземления, Ом,
не более
0,5
125//3
Время гашения дуги подпитки зависит
от тока подпитки и восстанавливающегося
на отключенной фазе напряжения (рис. 10.13).
*г,
2,0
1,$
1,0
0,5
б
i—,
:
^
/
~-"
/
*s
/
г
/
<
-\
10 ZO SO W 50 Б0 70 1п,А
Рис. 10.13. Время гашения дуги подпитки
fr в зависимости от амплитуды установив-
шегося тока подпитки /„ _ и напряжения на
отключенной фазе- £/в:
1 и 2 — наибольшее время гашения соответственно
при ив = (0,2 + 0,5) г/ф и ив = (0,6 ~ 1,3) г/ф

Продолжение табл. 10.27
Характеристика заземляемого объекта
Сопротивление
заземления, Ом,
не более
2) для заземляющего устройства, используемого только для уста-
новок выше 1 кВ
Отдельно стоящий молниеотвод
Опоры ВЛ всех напряжений металлические, железобетонные и дере-
вянные, на которых подвешен трос и установлены устройства
грозозащиты; опоры ВЛ ПО кВ и выше с установленным электро-
оборудованием; опоры металлические и железобетонные ВЛ 35 кВ и
такие же опори В Л 3—20 кВ в населенной местности при
удельном сопротивлении грунта р, Ом-м:
до 100 ,!
100-500
500-1000
1000-5000
более 5000
Опоры металлические и железобетонные ВЛ 3—20 кВ в ненаселен-
ной местности при удельном сопротивлении грунта, Ом-м:
до 100
более 100
Разрядники и защитные промежутки на подходах ВЛ к подстанциям
с вращающимися электрическими машинами
250//3
25
10
15
20
30
•10"-
30
0,3 р
5
Примечания: 1. Для электроустановок сопротивление заземления определяется с учетом
естественных заземлителей.
2. В качестве расчетного тока замыкания на землю /3 принимается: 1) в сетях без компен-
сации емкостных токов — полный ток замыкания на землю; 2) в сетях с компенсацией емкост-
ных токов: для заземляющих устройств, к которым подключены компенсирующие аппараты, — ток,
равный 125% номинального тока этих аппаратов; для заземляющих устройств, к которым не при-
соединены компенсирующие аппараты, — остаточный ток замыкания на землю, проходящий при от-
ключении наиболее мощного из жомиепсирующих аппаратов или наиболее разветвленного участка сети.
3. Для ВЛ, защищенных тросами, сопротивление заземляющих устройств, выполняемых по усло-
виям грозозащиты, должны обеспечиваться прн отсоединенном тросе, а по остальным условиям —
при неотсоединенном тросе.
4. Для опор высотой более 40 м на участках ВЛ, защищенных тросами, сопротивления
заземляющих устройств должны быть в 2 раза меньше по сравнению с приведенными в таблице.
5. Сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ должны обеспечиваться и измеряться при
токах промышленной частоты в период их наибольших значений в летнее время.
6. ПУЭ допускают выполнение заземлителей для установок выше 1 кВ с заземленной нейтралью
по напряжению прикосновения.
Удельное сопротивление грунтов:
Грунт Удельное
сопротивление,
Ом-м
Скальные породы и мерзлый грунт (районов мерзлоты) 1000—45000
Гравий, щебень, каменистые почвы . 1000—4000
Песок слабовлажный , 400—700
Супесок слабовлажный 200 — 300
Глины и суглинок слабовлажные, смешанный грунт 100 — 200
Чернозем 50-200
Болотистая почва, торф, суглинок и глина влажностью 20—40% . . . 20 — 100
Водопроводная вода 60—80
Речная вода 10—30
Морская вода 0,2 — 1

Таблица 10.28. Коэффициент использования типовых лучевых заземлителеи
Эскиз заземлителя
[
*
1
Z
а)
ч
1 <
б)
V4,
1
Bj
/
Ч
\
V
~,7
~10м
3)
ГО
J
*
г
«J
f ^
air)
*о J
ь
■< Э1
,
'
1
Длина луча, м
При любой длине
10
' 20
40
10
20
40
10
20
40
10
20
40
Ш
20
40
10
20
40
Коэффициент
при частоте
50 Гц Т)~
1
0,9
0,93
0,95
0,75
0,8
0,85
0,9
0,9
0,9
0,8
0,83
0,85
0,93
0,93
0,95 :
0,9
0,9
0,9
\
использования
при импульсах
Пимп
1
0,8
0,83
0,85
0,65
0,7
0,75
0,8
0,8
0,8
-\
0,7
0,73
0,75
0,83
■*- 0,83
i 0,85
*
0,8
0,8
0,8

Таблица 10.29. Коэффициент использования вертикальных заземлителей, объединенных
горизонтальным электродом
Эскиз заземлителя
/
п^
г1 Ы
а) v
,
а
в)
fh
vy
>
а
1
2
3
2
3
2
3
2
3
2
3
Число
вертикальных
электродов
2
2
3
3
4
4
3
3
4
4
Коэффициент
при частоте
50 Гцтк,
0,9
0.95
0,85
0,9
0,75
0,8
0,8
0,85
0,75
0,8
использования
при импульсах
0,8
0.85
0,75
0,8
0,65
0,7
0,7
0,75
0,65
0,7
Таблица 10.30. Коэффициент использования заземлителей для железобетонных фундаментов
опор
Тип опоры
Одностоечная
Портальная
Схема расположения
фундамента
-Ф -Ф-
■Ф -$■
а)
Ф -Ф" -$" Ф
Коэффициент использования
при частоте
50 Гц rj~
0,6
0,9
при импульсах
Л И МП
0,4
0,8

Продолжение табл. 10.30
Тип опоры
Портальная на оттяжках
Анкерная угловая
Схема расположения
фундамента
-ф-
в;
Коэффициент
при частоте
50 Гц т}^
0,9
0,9
использования
при импульсах
*1имп
0,8
0,8
Таблица 10.31. Импульсный коэффициент для единичного горизонтального заземлителя
(Тф = 3 -г- б мкс)
Удельное сопротивление
грунта р, Ом-м-102
1
5
. 10
20
Длина
заземлителя,
м
5
10
20
5
10
20
30
10
20
40
60
20
40
60
80
100
Импульсный коэффидиент при амплитуде
тока, кА
5
0,8
1,05
1,20
0,60
0,80
0,95
1,05
0,60
0,80
1,00
1,20
0,65
0,80
0,95
1,10
1 25
10
0,75
1,00
1,15
0,55
0,75
0,90
1,00
0,55
0,75
0,95
1,15
0,60
0,75
0,90 .
1,05
1,20
20
0,65
0,90
1,05
0,45
0,68
0,58
0,45
0,60
0,85
1,10
0,50
0,65
0,80
0,95
1,10
40
0,50
0,80
0,95
0.30
0,45
0,60
0,80
0,35
0,50
0,75
0,95
0,40
0,55
0,75
0,90
1,05

Таблица 10.32. Импульсный коэффициеит для единичного вертикального заземлителя
длиной 2 — 3 м (Тф = 36 мкс)
Удельное
грунта р, Ом • м • 102
1
5
10
Импульсный коэффициент при амплитуде тока, кА
5
0,90
0,70
0,55
10
0,85
0,60
0,45
20
0,75
0,45
0,30
40
0,60
0,30
Таблщда 10.33. Импульсный коэффициент для кольцевого заземлителя
Удельное
сопротивление
грунта о,
Om-m-1№
1
5
>. 1°
Диаметр
кольца,
м
4
8
12
8
12
8
12
Импульсный коэффициент при амплитуде
тока, кА
20
0,60
0,75
0,80
0,55
0,60
0,40
0,45
40
0,45
0,65
0,70
0,45
0,50
0,30
0,40
80
0,35
0,50
0,60
0,30
0,35 ■
0,25
0,30
Таблица 10,34. Импульсный коэффициеит заземлителя для фундаментов
(р< 3-102 Ом-м)
Тип фундамента
Сборный железобетонный (подиожник)
Свайный
Импульсный коэффициент при амплитуде
тока, кА
5
0,9
0,7
10
0,6
0,5
20
0,3
0,3
Таблица 10.35, Импульсный коэффициент для многолучевых заземлителей (Тф = 3,5 мкс)
2
2
1л
10
20
/, кА
10
25
50
100
200
10
25
50
100
200
Импульсный коэффициент при р, Ом-м
100
1,08
0,85
0,90
0,77
0.62
1,2
1,11
1,00
0,88
0,76
500
0,84
0,74
0,60
0,48
0,36
0,95
0,86
0,73
0,60
0,50
1000
0,67
0,57
0,44
0,34
0,25
0,76
0,68
0,54
0,43
0,35
1500
0,60
0,49
0,38
0,29
0,20
0,65
0,57
0,45
0,36
0,29

Продолжение табл. 10.35
пл
•2
3
3
3
4
4
4
'л
30
10
20
30
10
20
. 30
/, кА
10
25
50
100
200
10
25
50
100
200
10
25
50
100
200
10
25
50
100
200
10
25
50
100
200
10
25
50
100
200
10
25
50
100
200
Импульсный коэффициент при р, Ом-м
100
1,30
1,21
1,13
1,00
0,91
1Д1
1,02
0,92
0,80
0,67
1,24
1,14
1,03
0,91
0,80
1,33
1,23
1,14
1,03
0,94
1,16
1,08
0,98
0,87
0,75
1,28
1,19
1,07
0,95
0,85
1,37
1,28
1,17
1,07
0,97
500
1,05
0,97
0,84
0,73
0,61
0,81
0,77
0,65
0,53
0,42
1,00
0,89
0,78
0,67
0,57
1,10
1,00
0,91
0,79
0,71
0,90
0,83
0,70
0,58
0,48
1,04
0,95
0,83
0,71
0,62
1,14
1,04
0,95
0,83
0,75
1000
0,85
0,77
0,65
0,55
0,47
0,70
0,69
0,58
0,38
0,30
0,79
0,70
0,60
0,50
0,41
0,93
0,83
0,74
0,64
0,55
0,73
0,64
0,53
0,44
0,29
0,84
0,75
0,66
0,55
0,47
0,85
0,87
0,79
0,70
0,66
1500
0,73
0,65
0,54
0,44
0,35
0,61
0,52
0,41
0,33
0,25
0,69
0,62
0,52
0,42
0,35
0,81
0,72
0,63
0,55
0,45
0,65
0,55
0,45'
0,38
-0,29
0,74
0,66
0,57
0,49
0,40
0,85
0,76
0,69
6,60
0,53
Ч-
Примечание. ил — число лучей; 1Л — длина луча. ^
Щ
Таблица 10.36. Импульсный коэффициент для многолучевых заземли гелей с вертикальными
электродами различной длины (Тф = 3,5 мкс)
"л
2
1л
10
/, кА
10
25
50
100
200
/„ = 2,5 м
/в = 5 м
/в=10 м
р, Ом-м
100
1,17
1,06
0,97
0,84
0,74
500
0,90
0,80
0,69
0,57
0,46
1000
0,70
0,60
0,49
0,40
0,32
1500
0,60
0,51
0,42
0,34
0,27
100
1,25
Ы4
1,04
0,91
0,79
500
0,95
0,87
0,77
0,64
0,54
1000
0,75
0,67
0,55
0,46
0,37
1500
0,66
0,57
0,47
0,40
0,33
100
1,41
1,32
1,22
1,12
1,00
500
1,14
1,05
0.95
0,85
0,75
1000
0,91
0,83
0,73
0,62
0,54
1500
0,78
0,70
0,59
0,49
0,40

Продолжение табл. 10.36
"л
3
4
2
3
4
2
3
4
h
10
10
20
2Ь
20
30
30
30
/, кА
10
25
50
100
200
10
25
50
100
200
10
25
50
100
200
10
25
50
100
200
10
25
50
100
10
25
50
100
200
10
25
50
100
200
10
25
50
100
200
1в = 2,5 м-
/в= 5 м [ /в= 10 м
р, Ом • м
100
1,20
1,11
1,02
0,88
0,77
"■*-
1,28
1,19
1,00
0,96
0,82
1,30
1,22
1,12
0,99
0,82
1,35
1,25
1,17
1,05
0,90
1,37
1,29
1,21
1,10
1,35
1,26
1,17
1,06
0,95
1,41
1,32
1,23
1,14
1,02
1,49
1.40
1,31
1,20
1,08
500
0,95
0,85
0,75
0,62
0,51
1,00
0,90
0,81
0,70
0,58
1,06
0,98
0,87
0,75
0,60
1.09
1,0!
1,05
0,92
0,67
1,10
1,02
0,95
0,83
1,13
1,05
0,95
0.83
0,62
1,20
1,12
1,01
0,93
0,81
1,26
1,18
1,08
0,99
0,86
1000
0,75
0,66
0,56
0,46
0,38
0,78
0,70
0.62
0,53
0,42
0,84
0,76
0,66
0,54
0,42
0,87
0,80
0,73
0,61
0,51
0,89
0,82
0,76
0,67
0,92
0,84
0,74
0,64
0,53
1.00
0,92
0,83
0,75
0,64
1,05
0,99
0,90
0,81
0,72
1500
0,65
0,56
0,47
0,40
0,33
0,70
0,61
0,54
0,45
0,37
0,70
0,61
0,51
0,42
0,34
0,75
0,69
0,61
0,52
0,41
0,8
0,74
0,67
0,59
0,78
0,69
0.60
0,51
0,41
0,87
0,80
0,72
0,64
0,54
0,95
0,87
0,80
0,72
0,62
100
1,27
1,18
1,08
0,96
0,85
1,35
1,25
1,18
1,05
0,92
1,40
1,30
1,21
1,10
0,97
1,42
1,34
1,26
1,15
1,04
1,46
1,38
1,30
1,19
1,47
1.39
Г,25
1.14
1,05
1,52
1,41
1.33
1,23
1,13
1,62
1,52
1,41
1,31
1.20
500
1,05
0,95
0,85
0,73
0,61
1,13
1,04
0,94
0,84
0,70
1.15
1,07
0,98
0,83
0,72
1,18
1.10
1,01
0,90
0,79
1,20
1,13
1,03
0,95
1,23
1,14
1,03
0,91
0,81
1,27
1,20
1,10
0,98
0,89
1,32
1,25
1,15
1,04
0,93
1000
0,84
0,75
0,65
0,55
0,44
0,95
0,84
0,74
0,65
0,54
0,94
0,86
0,75
0,63
0,51
0,96
0,89
0,79
0,68
0,59
0,98
0,91
0,83
0,74
1,01
0,91
0,82
0.71
0,60
1,06
0,97
0,88
0,78
0,70
1,10
1,03
0,94
0,84
0,73
1500
0,72
0,65
0,56
0,47
0,40
0,80
0,73
0,64
0,55
0,46
0,78
0,70
0,60
0,50
0,40
0,84
0,76
0,68
0,58
0,50
0,88
0,81
0,74
0,65
0,87
0,76
0,67
0,58
0,48
0,93
0,85
0,76
0,68
0,58
0,98
0.90
0,83
0,74
0,65
100
1,43
1,36
1,27
1,16
1,04
1,49
1,40
1.32
1,22
1,09
1,52
1,42
1,32
1,22
1,11
1,50
1,42
1,34
1,24
1,13
1,58
1,48
1,40
1,30
1,59
1,51
1,43
1,32
1,18
1,64
1,55
1,47
1,36
1,25
1,70
1,63
1,54
1,44
1,32
500
1,19
1,11
1,03
0,90
0,8!
1,25
1.17
1,08
0,96
0.85
1,27
1,18
1,08
0,98
0,87
1,29
1,20
1,11
1,01
0,92
1,35
1,25
1,16
1.07
1,34
1,27
1,18
1,07
0,96
1,43
1,34
1,24
1,13
1,03
1,51
1,42
1,31
1,21
1,09
1000
0,97
0,91
0,81
0,70
0,60
1,03
0,94
0,86
0,75
0,67
1,05
0,97
0.87
0,76
0,75
1,08
1,00
0,80
0,80
0,71
1,12
1,04
0,94
0,85
1,10
1,03
0,95
0,85
0,75
1,22
1,13
1,03
0,93
0,85
1,28
1,19
1,10
0,99
0,90
1500
0,83
0,76
0,67
0,58
0,49
0,90
0,83
0,75
0,64
0,54
0.90
0,82
0,72
0,61
0,50
0,94
0,86
0,77
0,69
0,59
0,98
0,90
0.82
0.75
0,97
0,89
0,80
0,71
0,60
1.07
0,98
0,89
0.80
0,72
1.13
1,05
0,98
0,88
0,80
Примечание. /в — длина вертикального электрода; расстояние между вертикальными электро-
дами 10 м.

Таблица 10.37. Сопротивление растеканию единичных искусственных заземлителей"
Единичный
заземлитель
Эскиз
Расчетная формула
Примечание
Горизонтальный луч
1
" 2к1\ d It)
d — диаметр заземли-
теля
Вертикальный труб-
чатый или стержне-
вой заземлитель
'7^/aV>'AS>'//Cs>!
Щ
*.-£1^+
Для угловой стали
d= 0,956, где Ъ-
ширииа уголка
б)
2f +
+ —In
2
2f--
Луч — трубчатый
электрод
\\
R
Дд^тр
1
Дл + &гр "Л
Вертикальный элект-
род, спускаемый в
скважину
<W/S> <ЛУ//$УЛ<
&в.э :
Р , 4/
2я/ <2
rf—диаметр заземли-
теля
а.
Кольцевой или нря-
' моуголъный контур
•УУЖУ/АУ/АУ/У
.;
г)
_д^
2я2Д, V
+ 1Т1~4Г)
In —~ +
d
Для кольца D3 = D,
для прямоугольника
D,
4ЛВ
где Л, В — стороны
прямоугольника

Таблица 10.38. Сопротивление растеканию железобетонных фундаментов, используемых
в качестве естественных заземлителеи
Наимено-
вание
естест-
венного
заземли-
теля
Геометрические
размеры
Схема
расположения
фундамента
Расчетная формула
Сопротивление одного
фундамента (свая или
подножник)
Сопротив-
ление всего
фундамента
Примечание
Свайный
фунда-
мент
Сборный
железо-
бетон-
ный
фунда-
мент
УЖ
У7Ъ
«ев = ^г—- In —
2nl d
Ki =
пц
п — коли-
чество
элемен-
тов
У
а)
в)
jyct —
, _ 1,75р .
™~ 2D3 '
2nl
Я,
Кп
пц
*М1ппп —
— *ЧТЛ*Чт 1
Кпл + Ксг 0,9
Примечания к табл. 10.37 и 10.38: 1. Формулы приведены для сопротивления при частоте
50 Гц (ДО.
2. При протекании импульсного тока сопротивление определяется по формуле Ди = aHR.-^, где
аи — импульсный коэффициент (см. табл. 10.31 — 10.36).
3. Сопротивление составного заземлителя определяется по формулам:
для частоты 50 Гц
1 ■
RL = ;
л~е-
для импульсов
К'и =
Ли^-
где т)^,, т|и — коэффициенты использования заземлителеи соответственно для частоты 50 Гц и импульсов.
4. Глубина укладки заземлителеи в обычных условиях составляет 0,5 — 0,8 м и определя-
ется глубиной высыхания грунта в течение грозового периода.
5. Все соединения в подземной части выполняются сваркой.
6. Для вертикальных электродов рекомендуется выбирать стальные трубы диаметром 30 — 60 мм
и длиной 2—3 м, а для горизонтальных электродов — стальную ленту толщиной не менее 4 и шириной
20 — 40 мм или круглую сталь диаметром 10—20 мм.

VT^Z
777W7,
Рис. 10.14. Схемы контроля расположения и состояния протяженных заземлителей
Метод контроля расположения и состоя-
ния протяженных заземлителей. Измерения
проводятся серийными измерителями зазем-
лений по одной из схем, приведенных на
рис. 10.14. Перемещая зонд в направлении
расположения протяженного заземлителя,
делают серию (8 — 10) замеров. Минималь-
ное значение измеренного сопротивления
соответствует расположению зонда в не-
посредственной близости от протяженного
заземлителя. Если значение измеренного
сопротивления постоянное, то заземлитель
оборван.
Сопротивления одиночного глубинного
электрода в зависимости от его заглубления.
Ниже приведены сопротивления одиночного
электрода в зависимости от его заглубления
для устройств контуров заземления ВЛ в
грунтах с удельным сопротивлением р = (7 —
10)-102 Ом-м при уровне грунтовых вод
8 —12 м (сухие пески):
Сопротивление, Ом .
Глубина забивки, м
Сопротивление, Ом .
Глубина забивки, м
330 250
3,5 5
150
7
110 85 45 20
9 11 13 15
Если при достижении глубины 15 м зна-
чение сопротивления не будет удовлетво-
рительным, то забивается второй электрод.
Когда позволяет характер грунта, целе-
сообразно применять глубинные вертикаль-
ные заземлители, погружаемые в дно котло-
вана, предназначенного для установки опоры.
Сопротивление 15 Ом (с учетом собствен-
ной проводимости железобетонной стойки)
обеспечивается при удельном сопротивлении
грунта 300 Ом-м и глубине забивки 3 —5 м.
10.6. МОЛНИЕЗАЩИТА
ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
Основные характеристики разряда мол-
нии. Интенсивность грозовой деятельности
характеризуется числом грозовых часов и
или грозовых дней и' в году (и » 1,5и').
Число ударов молнии в 1 км2 поверх-
ности земли составляет в среднем 0,067 за
1 грозовой час.
Число ударов молнии в отдельно стоя-
щий молниеотвод высотой h, м, приблизи-
тельно равно: ч
N= 1,5кпЬ.2-10~6.
Число ударов молнии в год в линию
электропередачи длиной I, км, со средней
высотой подвеса верхнего провода или троса
hep, м>
N = 4иЬсрМ0"4.
Длительность тока молнии в большин-
стве разрядов 20—100 мкс, средняя длитель-
ность близка к 50 мкс.
Около 80% разрядов молнии имеет
отрицательную полярность. Заряд, переноси-
мый молнией,—до 100 .^Кл, в среднем —
20 Кл. *
Вероятность того, что амплитуда тока
молнии равна или больше 1М для местностей
до 500 м над уровнем моря, оценивается
формулой
IgP/=-IJ60.
Вероятность тока молнии с крутизной
фронта, превышающей а, кА/мкс, оценивается
по формуле
lgPa=~a/36.
Вероятность прорыва молнии через тро-

Таблица 10.39. Примерное число грозовых отключений ВЛ
Напряжение
ВЛ, кВ
6-10
35
35-220
ПО
220-330
110-500
750
Материал опор
Дерево
Металл, железобетон,
дерево с металлически-
ми траверсами
Дерево
гД1егалл, железобетон
ЧГо же
•.: » »
» »
Тип опоры
Одностоечная
Все типы
Портальная
Башенная
»
Портальная
»
Количество
гросов
Нет
»
»
1
1
2
2
Удельное количество
грозовых отключении
на 100 км при
30 грозовых часах в году
0,3-1,4
0,3-1,4
0,3-1,5
0,8
1,2
0,2-0,6
0,07
совую защиту определяется формулой
где hon — полная высота опоры, м; а— угол
защиты крайнего провода, град.
Вероятность перехода импульсного пере-
крытия в силовую дугу т\ зависит от
среднего градиента рабочего напряжения
вдоль пути перекрытия £ср = Upa5/i и опреде-
ляется формулой
ц^(1Мср-6)-10-2.
Для линий с заземленной точкой под-
веса гирлянды можно принять ц = 0,7 для
ВЛ до 220 кВ включительно и г] = 1 для
ВЛ 330 кВ и выше.
Мероприятия по грозозащите ВЛ. На-
дежность грозозащиты ВЛ обеспечивается:
подвеской грозозащитных тросов с до-
статочно малыми углами защиты (20 — 30°);
снижением импульсного сопротивления
заземления опор;
повышением импульсной прочности изо-
ляции линий и снижением вероятности
установления силовой дуги (в частности,
использованием деревянных траверс и опор);
применением изолированной нейтрали
или дугогасящей катушки;
использованием АПВ линий.
Условия сооружения ВЛ 6—500 кВ без
тросов. Не требуется применения грозоза-
щитных тросов:
для всех ВЛ напряжением до 35 кВ;
для ВЛ ПО кВ на деревянных опорах;
в районах с числом грозовых часов в
году менее 20;
на отдельных участках ВЛ с удельным
сопротивлением грунтов более 10^ Ом-м;
на участках трассы с расчетной толщи-
ной стенки гололеда более 20 мм.
Защита отдельных мест линии. Дополни-
тельных мер защиты иа В Л требуют:
пересечения ВЛ между собой (РТ, ПЗ
с АПВ);
пересечения ВЛ с линиями связи, трам-
вайными линиями и линиями электрифи-
цированных железных дорог (РТ, ПЗ с АПВ);
опоры ВЛ со сниженной электрической
прочностью (РТ, РВ);
высокие опоры переходных пролетов
(тросы, снижение сопротивлений заземления,
усиление изоляции, РТ, РВ);
ответвления к подстанциям на отпайках
и секционирующие разъединители на линиях
(тросы, РТ, РВ);
кабельные вставки на ВЛ (РТ, РВ).
Таблица 10.40. Наименьшие расстояния между проводами (или между проводами и тросами)
пересекающихся ВЛ
Напряжение
линии, кВ
750
Длина
пролета
пересе-
кающейся
линии, м
До 200
200-300
300-450
При наименьшем расстоянии, м, от места
пересечения до ближайшей опоры верхней линии,
оборудованной грозозащитными устройствами*
30-70
6,5
6,5-7,0
6.5 — 7,5
70-100
6,5-7,0
7,0-7,5
7,5-8,0
100-150
7,5-8,5
8,0-9,0
На ВЛ с дере-
вянными опо-
рами без гро-
зозащитных
устройств
9.0

Продолжение табл. .10.40
Нааряжение
линии, кВ
330-500
150-220
35-110
3-20
Длина
пролета
кающейся
линии, м
До 200
200-300
300-450
До 200
200-300
300-450
До 200
200-300
До 100
100-150
При наименьшем расстоянии, м, от места
пересечения до ближайшей опоры верхней линии.
оборудованной
30-70
5,0
5,0-5,5
5,5-6,0
4,0
4,0
4,0-5,0
3,0
3,0-4,0
2,0
2,0-2,5
грозозащитными устройствами*
70-100
5,0-5,5
5,5-6,0
6,0-7,0
4,0
4,0-4,5
5,fl-6,0
3,0-4,0
4,0-4,5
—
—
100-150
_
■6,0-7,0
7,0-8,0
— .
~ 4,5-5,5
6,0-7,0
—
4,5-5,0
—
—
На ВЛ с дере-
вянными опо-
рами без гро-
-зозащитных
устройств
8,0
7,0
5,0
4,0
* Под грозозащитными устройствами здесь понимаются установка трубчатых разрядников или
защитных промежутков на деревянных опорах, либо наличие на пересечении ВЛ металлических и
железобетонных опор.
Наименьшие расстояния по вертикали по условиям грозовых перенапряжений сле-
между тросом и проводом в середине пролета, дующие:
Длина пролета, м . . . .100 150 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1200 1500
Расстояние трос-провод, м 2,0 3,2 4,0 5,5 7,0 8,5 10,0 11,5 13,0 14,5 16,0 18.0 21,0
Примечания: 1. Расстояния выбираются без учета отклонений проводов и тросов ветром,
но не менее расстояния но вертикали между тросом и проводом на опоре.
2. При указанных расстояаижх грозовые перекрытия с троса иа провод в середине пролета
практически исключены.
Таблица 10.41. Зашита подстанций от прямых ударов молнии
Защищаемые объекты
Открытые распределительные устройства,
в том числе гибкие мосты и шинные связи
Здания машинного зала и ЗРУ при числе
грозовых часов в году более 20
Дымовые трубы:
металлические
кирпичные, бетонные и железобетонные
Здания трансформаторной башни, маслохс-
зяйства, нефтехозяйства, электролизной и апе-
тилено-генераторной станции
Защитные мероприятия
Стержневые молниеотводы
1. Заземление металлических или железобе-
тонных конструкций кровли или металличе-
ской кровли
2. Стержневые молниеотводы или молние-
приемные сетки на крыше зданий при не-
возможности выполнения^. 1
Заземления
Стальной молниеотвод и заземляющий
спуск, присоединяемый к заземлителю
1. Отдельно стоящий стержневой или тро-
совый молниеотвод
2. Импульсное сопротивление каждого за-
землителя не более 10 Ом при р < 500 Ом-м
и не более 40 Ом при р > 500 Ом-м
3. Заземление металлических корпусов

Продолжение табл. 10.41
Защищаемые объекты
Угледробилки, вагоноопрокидыватели, ре-
зервуары с горючими жидкостями или га-
зами, места хранения баллонов с водородом
Защитные мероприятия
1. Молниеотвод, установленный отдельно
или на самом сооружении при толщине
крыши менее 4 мм
2. Заземление корпуса установки при: а) тол-
щине металла крыши 4 мм н более, б) объ-
еме емкости менее 200 м3 независимо от
толщины металла крыши
Примечание. Допускается не защищать от прямых ударов молнии:-
а) ОРУ 20—35 кВ с трансформаторами единичной мощности 1600 кВ-А и менее независимо
от числа грозовых часов в году;
б) ОРУ 20—35 кВ в районе с числом грозовых часов менее 20 в год;
в) подстанции напряжением 220 кБ и ниже на площадках с удельным сопротивлением грунта
2000 Ом-м и более при числе грозовых часов не более 20 в год;
г) здания ЗРУ в районах с числом грозовых часов в году менее 20.
Таблица 10.42. Место и условия установки стержневых молниеотводов
Место установки молниеотвода
Конструкции ОРУ
Трансформаторные порталы, пор-
талы шунтирующих реакторов и кон-
струкции ОРУ, удаленные от транс-
форматоров или реакторов по маги-
стралям заземления менее 15 м
Условия установки молниеотвода
1. В ОРУ 35—150 кВ при условии выполнения
мероприятий, приведенных в табл. 10.43
2. В ОРУ 220 кВ и выше
1. Удельное сопротивление грунта в пределах кон-
тура заземления подстанции в грозовой сезон не
более 350 Ом-м
2. Непосредственно на выводах обмоток 3 — 35 кВ
трансформаторов или на расстоянии не более 5 м
от них по ошиновке, включая ответвления к раз-
рядникам, должны быть установлены вентильные
разрядники
3. От портала с молниеотводом должно обеспечи-
ваться растекание тока молнии по магистралям
заземления в трех-четырех направлениях
4. На расстоянии 3 — 5 м от портала с молние-
отводом на каждой магистрали заземления должно
устанавливаться по 2 — 3 вертикальных электрода
длиной 3 —5 м
5. На подстанциях с высшим напряжением 20 и
35 кВ при установке молниеотвода на трансформатор-
ном портале сопротивление заземляющего контура
ОРУ не должно превышать 4 Ом (без учета вы-
носного заземления)
6. Заземляющие проводники вентильных разряд-
ников и трансформаторов рекомендуется присоеди-
нять к заземляющему устройству подстанции по-
близости один от другого или выполнять так, чтобы
место присоединения вентильного разрядника к зазем-
ляющему устройству находилось между точками
присоединения заземляющих проводников портала с
молниеотводом и трансформатора

Продолжение табл. 10.42
Место установки молниеотвода
Отдельно стоящие молниеотводы с
обособленными заземлителями
Условия установки молниеотвода
1. Если не могут быть выполнены условия уста-
новки молниеотвода на конструкциях ОРУ
2. Расстояние 53, м, между обособленным заземли-
телем молниеотвода и контуром ОРУ должно быть
равным 53 > 0,2 RK, но не менее 3 м, где RK —
импульсное сопротивление заземления, Ом, отдельно
стоящего молниеотвода-.при импульсном токе 60 кА
3. Расстояние по воздуху 5В, м, от отдельно
стоящего молниеотвода с обособленным заземли-
телем до токоведущих частей, заземленных конструк-
ций и оборудования ОРУ должно быть равным
5В > 0,12 RK + 0,1 Я, но не менее 5 м, где Я—высота
рассматриваемой точки молниеотвода над уровнем
земли, м
4. Сопротивление заземлителя не более 80 Ом
Примечания: 1. Не допускается установка молниеотводов на конструкпиях ОРУ, находящихся
на расстоянии менее 15 м от следующих объектов:
а) трансформаторов, к которым гибкими связями или открытыми шинопроводами присоеди-
нены вращающиеся машины;
б) открытых токопроводов и опор гибких связей, если к ним присоединены вращающиеся
машины,
2. Порталы- трансформаторов, связанных с вращающимися машинами открытыми токопро-
водами или гибкими связями, а также трансформаторные порталы подстанций, удельное сопро-
тивление грунта на площадках которых превышает 350 Омм, должны входить в зону защиты
отдельно стоящих или установленных на других порталах молниеотводов.
3. Прн установке стержневых молниеотводов па конструкпиях ОРУ следует использовать также
защитное действие высоких объектов: опор В Л, прожекторных мачт, радиомачт и т. п.
Таблица 10.43. Мероприятия по снижению обратных перекрытий в ОРУ 35—150 кВ
Ukom, кВ
35
110-150
Удельное
сопротивление
грунта в грозовой
сезон, Омм
Менее 500
500-700
Менее 1000
1000-2000
Площадь,
занимаемая
заземляющим
контуром, м2
Не нормируется
10000 и более
Не нормируется
1000 и более
Число
направлений
растекания
тока по
магистралям
заземления
3-4
2-3
Вертикальные электроды
Число
2-3
1-2
Длина
■й.
дЗ-5
•*
3-5
Расстояние
от стойки с
молние-
отводом,
м
Не менее
длины
электрода
Примечания: 1. Гирлянда изоляторов на порталах 35 кВ с установленными на них молние-
отводами должна иметь на два изолятора больше.
2. Расстояния по воздуху между конструкциями ОРУ, на которых установлены молниеотводы,
и токоведущими частями должны быть не менее длины гирлянды.
3. Место присоединения стойки конструкции с молниеотводом к заземляющему устройству должно
быть удалено по магистралям заземления от места присоединения к нему бака трансформатора на
расстояние не менее 15 м. Рекомендуется по возможности присоединять молниеотводы и бакн
трансформаторов к разным магистралям заземления.

Конструктивное выполнение и защитные
зоны стержневых и тросовых молниеотводов.
Отдельно стоящие стержневые молниеотводы
выполняются металлическими и железобе-
тонными в виде составных решетчатых
конструкций (рис. 10.15). Защитные зоны
стержневых и тросовых молниеотводов рас-
считываются по формулам табл. 10.44 и
приведены на рис. 10.16—10.19.
Ari
А
И й:
1 ||
1 1 см
11
.1
и ^
1
i
С5
сч
I
'■$У/
'
г)
Рис. 10.15. Конструкции отдельно стоящих
молниеотводов:
а — железобетонного; 6 — металлического
Рис. 10.17. Зона зашиты двойного стержне-
вого молниеотвода высотой до 150 м:
/ — граница зоны защити на уровне земли; 2 —
то же на уровне hx\; 3 — то же на уровне hxj
Рис. 10.18. Зона зашиты двух стержневых
молниеотводов разной высоты:
/ — граница зоны защиты на уровне земли; 2 —
то же на уровне Ьх
Рис. 10.16. Зона защиты одиночного стерж-
невого молниеотвода высотой до 150 м:
/ — граница зоны защиты на уровне земли; 2 —
то же на уровне hx
Рис. 10.19. Зона защиты одиночного тро-
сового молниеотвода высотой до 150 м:
1 — граница зоны защиты на уровне земли; 2 —
то же на уровне hx

Таблица 10.44. Защитные зоны молниеотводов
Тип
Одиночный стерж-
невой
Двойной . стержне-
вой
Два стержневых раз-
ной высоты
Одиночный тросовый
Расчетная высота
молниеотвода
гЛ.+ 1,63йЛ
h = *-
1,5
Ac + 0,14i
h =
1,13
rr+l,85Ax .
h = —
1,7
Зона защиты со степенью надежности 95 %
h0 = 0,92h; r0 = 1,5/г;
'■-Ч*-&)
Ls£ l,5h; he = h0; rCx = rx; rc = r„;
г hc = ho-0,U(L-l,5h), rc = r0;
5h>L>l,5hl hc-K
L hc
foi + ro2 , hci + ha
rc — ~ ; hc = ;
2 , с 2
hc
гоъ fo2, ^сь ^С2 ~~ как Для одиночного молние-
отвода
-ч
ho = 0,92fc; r0 = 1,7й; rx = 1,7 (й - ^-)
Примечания: 1. Если стержневые молниеотводы находятся на расстоянии L> 5A, то их надо
рассматривать как одиночные.
2. Зона защиты многократного стержневого молниеотвода равной высоты определяется как зона
защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов. ч
Л,
Грозозащита подходов ВЛ к подстанциям.
Защита подходов В Л 3—20 кВ к подстан-
циям тросовыми молниеотводами не тре-
буется.
Грозозащита подходов ВЛ 3 — 20 кВ с
деревянными опорами приведена на рис.
10.20, а. Сопротивление заземления трубчатых
разрядников PTi и РТ2 не должно превы-
шать 10 и 15 Ом соответственно при
удельном сопротивлении земли менее и более
1000 Ом-м. Расстояние от РТ2 на отклю-
ченном от подстанции конце ВЛ до аппара-
тов не должно быть более 60 м. При
подходах ВЛ с металлическими и железо-
бетонными опорами установка PTt и РТ2
не требуется; опоры В Л на длине 200—
300 м от подстанции должны быть за-
землены.
При мощности трансформатора подстан-
ции до 600 кВ-А трубчатые разрядники
на подходе ВЛ 3—20 кВ с деревянными
опорами не устанавливаются.

250-300м
I
Ph
L Rs< >
1г15 Ом
с;
1-4 км
\Ph
RM0t20 Он
6)
PT,
jR3£№50m
PT,
Я,$№200ы
Рис. 10.20. Грозозащита подходов ВЛ:
а — В Л 3 — 20 кВ на деревянных опорах" б — ВЛ
35 кВ и выше
Схема грозозащитных подходов ВЛ
35 кВ и выше приведена на рис. 10.20,6.
Длина подхода с повышенным защитным
уровнем сопротивления заземления опор,
количество и защитные углы тросов при-
ведены в табл. 10.45.
Таблица 10.45. Требования к подходам ВЛ
кВ
35
ПО
150-
220
330
500
Подходы ВЛ на
портальных опорах
Длина
под-
хода,
км*1
0,5*3
1-2
1-3
2-3
2-3
2-4
3-4
Коли-
чество
тросов
2
2
2
2
2
2
Защит-
ный
угол тро-
са, град
25-30
25-30
25-30
25
25
25
Подходы ВЛ на одностоечных
опорах
Длина
подхода,
км*1
1-2
1-3
2-3
2-3
2-4
Коли-
чество
тросов
1-2
1-2
1-2
2
2
Защитный
угол
троса,
град
30
25*4
25*4
20*4
20
Наибольшее допустимое сопро-
тивление заземления опор, Ом,
при удельном сопротивлении
земли, Ом-м*2
До 100
10
10
10
10
10
10
От 100
до 500
15
15
15
15
15
15
Более
500
20
20*5
20*5
20*5
20*5
20*5
*1 Длина защищаемого подхода выбирается с учетом расстояний между вентильным разрядником
и защищаемым оборудованием.
*2 На подходах ВЛ 110—330 кВ с одностоечными двухцепными опорами заземления опор
рекомендуется выполнять с сопротивлением не более 5, 10 и 15 Ом при грунтах с эквивалентным
удельным сопротивлением до 100, от 100 до 500 и более 500 Ом-м соответственно:
*3 Только для подстанций с трансформаторами до 1600 кВ-А.
*4 На одностоечных железобетонных опорах допускается до 30е.
*5 Для портальных опор на грунте с эквивалентным удельным сопротивлением более 1000 Ом-м
допускаются сопротивления заземления более 20, но не более 30 Ом.
Комплект разрядников РТХ устанавли-
вается на первой со стороны линии опоре
подхода в следующих случаях:
1. Линия по всей длине, включая под-
ход, построена на деревянных опорах.
2. Линия построена на деревянных опо-
рах, подход — на металлических или железо-
бетонных.
3. На подходах ВЛ 35 кВ на деревян-
ных опорах, защита которых выполнена
упрощенно.
Комплект разрядников РТ2 устанавли-
вается на входных порталах или на первой
от подстанции опоре ВЛ 35 — 110 кВ, которые
имеют защиту тросом по всей длине и в
грозовой сезон могут быть длительно
отключены с одной стороны. Расстояние от
РТ2 до отключенного аппарата не должно
быть более 60 м.
Примечания: 1. Допускается увели-
чение сопротивлений заземления опор на
подходах ВЛ 35 — 220 кВ в районах с чис-
лом грозовых часов в году менее 20 в
1,5 раза, менее 10 в 3 раза.
2. В особо гололедных районах и в рай-
онах с эквивалентным удельным сопротивле-
нием земли более 1000 Ом-м допускается
защищать подходы ВЛ к ОРУ отдельно
стоящими стержневыми молниеотводами,
сопротивление заземлителеи которых не нор-
мируется.
3. В районах, имеющих не более 60 гро-
зовых часов в году, допускается не выпол-

пять защиту тросом подхода ВЛ 35 кВ к
подстанциям 35 кВ с двумя трансформато-
рами до 1600 кВ-А и наличием резервного
питания нагрузки со стороны низшего на-
пряжения. При этом опоры подхода ВЛ на
длине 0,5 км должны иметь заземлители
с сопротивлением, указанным в табл. 10.27.
На ВЛ с деревянными опорами, кроме того,
требуется на подходе длиной 0,5 км за-
землять крепления изоляторов и устанавли-
вать разрядники PTi на первой опоре под-
хода со стороны ВЛ. Расстояние между
вентильными разрядниками и трансформато-
ром должно быть не более 10 м. При
отсутствии резервного питания на подстан-
ции с одним трансформатором до 1600 кВ-А
подходы ВЛ 35 кВ к подстанции должны
быть защищены тросом на длине не менее
0,5 км.
Грозозащита подстанций на ответвлениях.
Схемы защиты подстанций 35 — 110 кВ с
трансформаторами до 40 MB-А, присоеди-
няемых к ВЛ на ответвлениях и с по-
мощью коротких заходов, приведены на
рис. 10.21 и 10.22. Вентильные разрядники
,150-Шм 150-200и 150-200ы 150-200м
>]< *< »+е *■
150-200и150-200м
4* *
150-ZOOu 150-200ы.
■< *4*
Рис. 10.21. Схемы грозозащиты подстанций,
присоединенных к ВЛ ответвлениями длиной
до 150 м (в) и более 150 м (б)
Рис. 10.22. Схемы грозозащиты подстанций,
присоединенных к ВЛ с помощью заходов
длиной до 150 м (я) и более 150 м (б)
устанавливаются на расстоянии не более
10 м от трансформатора. Сопротивления за-
земления PTi й РТ2 не должны превосходить
10 Ом, но при удельном сопротивлении
земли 1000 Ом-м и более могут быть уве-
личены до 30 Ом. В последнем случае за-
земляющий контур РТ2 должен быть соеди-
нен с заземляющим контуром подстанции
протяженным заземлителем. При длине за-
хода более 500 м установка разрядников
PTt не требуется.
Выполнение грозозащиты подстанций,
присоединяемых к вновь сооружаемым ВЛ,
по описанным выше упрощённым схемам не
допускается.
Грозозащита вращающихся электрических
машин. Запрещается подсоединять непо-
средственно к ВЛ (без разделительного
трансформатора) вращающиеся машины
мощностью свыше 50 MB-А при металли-
ческих либо железобетонных опорах на ВЛ
и свыше 25. MB-А при деревянных.
Для защиты генераторов и синхрон-
ных компенсаторов, а также электродви-
гателей мощностью более 3 МВт, присоеди-
няемых к ВЛ, устанавливаются вентильные

разрядники J группы (по ГОСТ 16.357 - 83*)
и конденсаторы не менее 0,5 мтсф на фазу.
Кроме того, должна быть выполнена защита
подхода ВЛ к подстанции с уровнем грозо-
упорности не менее 50 кА. Вентильные
разрядники для защиты генераторов, син-
хронных компенсаторов мощностью более
15 МБ-А устанавливаются на присоедине-
нии каждого генератора или синхронного
компенсатора, а мощностью 15 MB - A
и менее иа шинах (секший шив) генератор-
ного напряжен^ для защиты электродвига-
телей мошноетйо более 3 МВт на ши-
нах РУ. I.
При защите генераторов и синхронных
компенсаторов с выведенной нейтралью, не
имеющей витковой изоляции (машины со
стержневой обмоткой мощностью 20 MB-А
и более), вместо конденсатора 0,5 мкФ
может применяться установка разрядника
в нейтрали генератора или синхронного
компенсатора на номинальное напряжение
машины.
Защитные конденсаторы могут не уста-
навливаться, если суммарная емкость при-
соединенных к генераторам участков кабелей
длиной до 100 м составляет 0,5 мкФ и бо-
лее на фазу.
Подходы ВЛ к РУ с вращающимися
машинами должны быть защищены от гро-
зовых воздействий.
Схема защиты подхода ВЛ на железобе-
тонных опорах приведена на рис. 10.23,0.
Ояоры подхода должны иметь деревянные
траверсы с расстоянием I м по дереву от
точки крепления гирлянды изоляторов до
стойки опоры.
Провода ВЛ подвешиваются на изоля-
• торах, соответствующих классу напряжения
35 кВ. Сопротивление заземления трубча-
того разрядника не 'более 5 Ом, сопротив-
ление заземления тросовых опор не более
10 Ом. Вместо трубчатого разрядника
в начале подхода могу г устанавливаться
вентильные разрядники IV группы с сопро-
тивлением заземления не более 3 Ом.
На подходах ВЛ с деревянными опо-
рами дополнительно следует устанавливать
комплект трубчатых разрядников на расстоя-
нии 150 м от начала тросового подхода в
сторону линии. Сопротивление заземления
разрядников не более 5 Ом.
При наличии кабельной вставки длиной
до 0,5 км зашита подхода ВЛ выполняется
так же, как и на ВЛ без кабельных
вставок; дополнительно в месте присоедине-
ния ВЛ к кабелю устанавливается вентиль-
ный разрядник IV группы. Сопротивление
его заземления, соединяемого с металличе-
1>300ы
ы
'—31 К3<Ю0м
> 50 м
R&.5 0м
г)
'ст
Рис. 10.23. Схемы грозозащиты подходов
к попетанциям с вращающимися машинами
ской оболочкой кабеля, не должно превы-
шать 5 Ом.
Схема подхода ВЛ при защите его от
прямых ударов молнии на длине не менее
300 м зданиями, деревьями или другими
предметами приведена иа рис. 10.23,6.
При наличии реакторов на присоедине-
нии ВЛ подход должен выполняться по
схеме рис. 10.23, е.
При присоединении ВЛ к РУ с вра-
щающимися машинами через реактор и
кабельную нставку более 50 м защита под-
хода от прямых ударов молнии не требуется,
и он выполняется по схеме рис. 10.23, г.

ЮОы 150и
£=£
Рис. 10.24. Защита вращающихся машин мощ-
ностью менее 3 MB-А
При вращающихся машинах мощностью
менее 3 МВт (3 MB-А) защита подхода
ВЛ тросом не требуется. При этом, если
подходы на длине не менее 0,5 км
выполнены на железобетонных или металли-
ческих опорах, то их сопротивление заземле-
ния должно быть не более 5 Ом, а на
расстоянии 15 м от подстанции должен
быть установлен комплект вентильных раз-
рядников IV группы с сопротивлением за-
земления не более 3 Ом.
При надежном резервировании двигате-
лей мощностью до 3 МВт и присоедине-
нии ВЛ на деревянных опорах защита осу-
ществляется по рис. 10.24, а. Подход В Л
допускается не защищать от прямых ударов
молнии. При подходе ВЛ с железобетонны-
ми или металлическими опорами РТг и РТ2
не устанавливаются, заземление опор ВЛ
на длине 250 м не должно быть более 10 Ом.
При наличии кабельной вставки любой
длины защита выполняется по схеме
рис. 10.24,6.
Оценка электрической прочности вращаю-
щихся машин. Допустимые амплитуды гро-
зовых и коммутационных перенапряжений
на зажимах машины можно принять равными
максимальным значениям одноминутного
испытательногб~напряжения в эксплуатации,
которое согласно отечественной практике
составляет £/иеп = (1,5 ч- 1,7) 17ном, где UmM -
номинальное напряжение машины. При этом
предполагается, что коэффициент импульса
с некоторым запасом равен единице.
Сведения о снижении прочности изоляции
машин во время эксплуатации практически
отсутствуют. Поэтому следует стремиться
возможно глубже ограничивать перенапряже-
ния, воздействующие на изоляцию машин.
При этом во всех рассмотренных выше
схемах защиты следует, если имеется воз-
можность, использовать вместо вентильных
разрядников ограничители перенапряжений,
поскольку последние имеют лучшие защитные
характеристики.
Наибольшие допустимые расстоянии от
вентильных разрядников до защищаемого
оборудования. В РУ 3—10 кВ при кабельной
связи между шинами и трансформатором
расстояния от разрядников до трансформа-
торов и аппаратов не ограничиваются, а при
воздушной связи эти расстояния не должны
превышать 60 м в случае деревянных опор
ВЛ и 90 м в случае металлических и
железобетонных опор.
Наибольшие допустимые расстояния от
вентильных разрядников до защищаемого
электрооборудования в РУ 35—220, 330 и
500 кВ приведены соответственно в табл.
10.46-10.48.

Таблица 10.46. Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до
Тип опор на подходах ВЛ
к РУ и подстанции
О М
gli
£g
Расстояние до силовых трансформаторов, м
Тупиковые РУ
Разрядники
III группы
U
т
си
и
со
си
х
Разрядники
II группы
1ч
S
т
с-
х
2
«
О.
РУ с двумя постоянно
включенными ВЛ
Разрядники
III группы
«
О.
U
«
О.
Разрядники
II группы
U
«
О,
X
Портальные' (в том
числе деревянные с РТ
в начале подхода)
Одностоечные (метал-
лические и железобетон-
ные)
Портальные (в том
числе деревянные с РТ
в начале подхода)
Одностоечные (метал-
лические и железобетон-
ные)
Портальные
Одностоечные (метал-
лические и железобетон-
ные)
0,5
1,0
1,5
2,0
1,0
1,5
2,0
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
2,0
2,5
3,0
2,0
3,0
20
40
60
75
20
30
45
30
50
70
90
100
15
30
50
65
80
30
~40~
~50~
20
~зо~
30
60
90
ПО
30
50
70
50
80
ПО
165
180
20
55
75
100
140
70
ПО
50
~70~
~9<Г
40
70
90
120
150
20
40
70
90
120
20
100
150
180
220
250
50
80
120
160
200
65
30
50
80
100
30
50
70
50
70
80
95
ПО
20
40
60
70
80
40
100
120
150
40
60
90
70
90
120
150
200
30
60
90
115
140
60
35
80
80
90
10
80
75
100
100
120
35
50
^70*
~90~
90
120
150
40
15
60
70
30
50
60
40
85
80
90
100
45
"б0~
80
Too
60
80
100
125
160
30
50
70
100
130
60
70
70
~9Г7
90
120
35
50
65
80
85
100
Примечания : 1. Расстояния от вентильных разрядников до электрооборудования, кроме силовых
ПО кВ — 7 и более; на 150 кВ —6 и более; на 220 кВ — 4 и более.
2. Допустимые расстояния определяются до ближайшего вентильного разрядника.
3. Расстояния до силовых трансформаторов напряжением 150 — 220 кВ с уровнем изоляции по
теле.
4. При использовании разрядников I группы вместо разрядников II группы по ГОСТ 16357 — 83*
быть увеличены в 1,5 раза.

оборудования в РУ 35—22ft кВ
Расстояние
РУ с тремя или более
постоянно
Разрядники
III группы
и
т
си
X
1-1
35
90
120
150
40
60
■ 90
70
90
ПО
125
140
30
50
70
80
95
W
ПО
120
~50~
^о"
"85"
«
си
X
(N
45
120
150
180
50
70
100
90
ПО
135
180
200
40
70
100
125
150
120
160
200
^70~
100
130
включенными
ВЛ
Разрядники
II группы
5
с-
X
~~"
_
—
—
—
—
-
80
100
120
135
170
40
60
90
120
140
90
ПО
100
130
120
150
45
65
80
95
100
120
1ч
«
а.
X
(N
_
—
_
-
—
-
125
175
250
250
250
100
130
190
250
250
ПО
140
150
190
180
220
65
80
90
ПО
120
140
до остального оборудования, м
Тупиковые РУ
Разрядники
III группы
С
X
~*
25
75
100
125
40
60
70
120
140
170
190
200
70
ПО
120
130
150
90
ПО
120
60
80
100
«
с
X
гч
40
100
130
150
60
90
120
140
170
200
200
200
90
130
150
200
200
160
180
200
90
120
160
Разрядники
II группы
См
X
—
—
—
—
—
-
130
150
180
220
250
80
120
140
160
180
100
120
160
75
100
140
1-Н
5
См
X
(N
—
—
-
—
-
180
200
220
250
250
ПО
160
180
230
250
210
250
280
130
180
230
РУ с двумя или более
постоянно включенными
ВЛ
Разрядники
III группы
X
—
30
100
125
150
50
80
90
130
200
200
200
200
100
150
200
200
200
150
170
190
90
120
150
«
См
X
(N
50
150
200
200
100
120
150
150
200
200
200
200
130
180
200
200
200
220
280
310
120
160 ч
а.
200
Разрядники
II группы
S
ffl
См
X
""'
_
—
—
—
—
-
140
180
200
220
250
120
160
180
200
220
200
250
270
100
140
180
S
ffl
X
(N
—
—
—
—
—' •
190
200
220
250
250
170
200
250
250
250
280
350
400
150
220
300
трансформаторов, не ограничиваются при количестве параллельно работающих ВЛ: йа напряжении
ГОСТ 1516.1 —76* указаны в числителе, с повышенным уровнем изоляции по ГОСТ 1516—73 — в знамена-
расстояния до силовых трансформаторов 150 — 220 кВ с уровнем изоляции по ГОСТ 1516 — 73 могут

Таблица 10,47. Наиболыаие допустимые расстояния от вентильных разрядников до
электрооборудования в РУ 330 кВ
Тиц
подстанции,
количество
ВЛ
«Р
'V
*.:
Тупиковая но
схеме блока
«трансформа-
тор—линия»
То же
Тупиковая по
схеме «объеди-
ненный блок»
. .Проходная с
двумя ВЛ и од-
ним трансфор-
матором по схе-
ме «треуголь-
ник»
Проходная с
двумя ВЛ и дву-
мя трансформа-
торами по схеме
«мое гик»
Проходная с
двумя ВЛ и дву-
мя ■ трансфор-
маторами по схе-
ме «четырех-
угольник»
Проходная с
тремя ВЛ и дву-
мя трансформа-
торами
Проходная с
тремя ВЛ и од-
ним ■ трансфор-
матором
Количество
комплектов
вентильных
разрядников,
тип, место
установки
Один комплект
вентильных раз-
рядников 11 груп-
пы у силового
трансформатора
Два комплекта
вентильных раз-
рядников II груп-
пы: один комп-
лект у силового
трансформатора,
второй в линей-
ной ячейке
Два комплекта
вентильных раз-
рядников П груп-
пы на трансфор-
маторных при-
соединениях
Один комплект
вентильных раз-
рядников II груп-
пы у силового
трансформатора
Два комплекта
вентильных раз-
рядников II груп-
пы у силовых
трансформа торов
То же
» »
Один комплект
вентильных раз-
рядников II груп-
пы у силового
трансформатора
i дхода
1ТНЫМ
i!
| к
9 ?
ей м
сп 9 s"
' й '" к
s°i
mi
2,5
3,0
4,0
2,5
3,0
4,0
2,0
2,5
3,0
2,0
2,5
3,0
2,0
2,5
3,0
2,0
2,5
3,0
2,0
2,5
3,0
2,0
2,5
3,0
до силовых
трансформаторов
(автотранс-
форматоров)
и шунтирующих
реакторов
Пор-
таль-
ные
опоры
45
70
100
70
120
160
70
ПО
150
80
ПО
150
60
80
130
150
200
240
150
220
300
100
175
250
Одно-
стоеч-
ные
опоры
с двумя
тросами
20
50
_
20
90
—
20
65
—
50
80
—
20
60
—
80
140
40
80
140
30
70
100
Расстояние*1, м
до трансфор-
маторов
■напряжения
Пор-
таль-
ные
опоры
75
90
115
250*2
320*2
400*2
210
240
260
160
210
250
320
400
475
500
700
750
960
1000
1000
700
800
820
Одно-
стоеч-
ные
опоры
с двум?
тросами
30
85
—
100
250
—
100
200
—
120
150
—
260
310
—
320
470
—
400
1000
—
200
700
до остального
электро-
оборудования
Пор-
таль-
ные
опоры
130
140
150
ЗЗО*2
380*2
450*2
335
340
355
390
410
425
420
500
580
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
Одно-
стоеч-
ные
опоры
с двумя
тросами
100
ПО
130
235*2
270*2
340*2
280
320
340
300
350
380
300
360
415
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
*' При использовании разряджшов I группы допустимые расстояния увеличиваются в 1,3 раза.
*2 От разрядников, установвенных у силовых трансформаторов.

Таблица 10.48. Наибольшие двпустимые расстояния от вентильных разрядников до
оборудования в РУ 500 кВ
Схема
подстанции,
количество
ВЛ
Тупиковая по схеме
блока «трансформа-
тор—линия»
Проходная с дву-
мя ВЛ и одним транс-
форматором по схеме
«треугольник»
Проходная с двумя
ВЛ и двумя транс-
форматорами по схе-
ме «четырехуголь-
ник»
Многолинейная с
тремя ВЛ и двумя
трансформаторами
Многолинейная с
тремя ВЛ и одним
трансформатором
Количество комплектов
разрядников, тип,
место установки
Два комплекта
вентильных разряд-
ников II группы:
один комплект — у
силового трансфор-
матора, второй — в
линейной ячейке или
на реакторном при-
соединении
Два комплекта
вентильных разряд-
ников II группы:
один комплект — у
силового трансфор-
матора, второй — на
шинах, в линейной
ячейке или на реак-
торном присоеди-
нении
Два комплекта
вентильных разряд-
ников II группы у
силовых трансфор-
маторов
То же
Один комплект
вентильных разряд-
ников П группы у
силового трансфор-
матора
до силовых
трансформаторов
(автотранс-
форматоров)
и шунтирующих
реакторов
95
130
160
240
175
Расстояние*, м
до трансфор-
маторов
напряжения
150/700
350/700
350
450
400
до остального
электро-
оборудования
150/700
350/900
800
900
600
* При использовании вентильных разрядников I группы для защиты оборудования с изоляцией
по ГОСТ 1516.1 — 76 допустимые расстояния увеличиваются до силовых трансформаторов (авто-
трансформаторов), шунтирующих реакторов и трансформаторов напряжения в 1,5 раза, до остального
электрооборудования в 1,1 раза. ■!-
Примечание. В значениях, указанных дробью, -числитель — допустимое«*расстояние до бли-
жайшего вентильного разрядника (в линейной ячейке, на шинах или на реакторном присоединении),
знаменатель — то же до разрядника, установленного у силового трансформатора.
10.7. КОМПЕНСАЦИЯ
ЕМКОСТНЫХ ТОКОВ ЗАМЫКАНИЯ
НА ЗЕМЛЮ
Область применении компенсации емкост-
ных токов замыкания на землю. Компенса-
ция емкостного тока замыкания на землю
дугогасящими аппаратами должна приме-
няться при емкостных токах 1с более 30,
20, 15 и 10 А соответственно в сетях на-
пряжением 6, 10, 15—20 и 35 кВ.
В сетях 6—35 кВ с В Л- на железобе-
тонных и металлических опорах дугогася-
щие аппараты должны применяться при
емкостных токах замыкания на землю более
10 А.

При токах замыкания на землю более
50 А рекомендуется применение не менее
двух заземляющих реакторов.
Приближенно ток 1с определяется сле-
дующим образом:
для воздушных линий
Ic = C7I/350;
для кабельных сетей
1Л/10,
где U — номинальное напряжение сети, кВ;
/ — длина электрически связанной сети дан-
ного напряжения, км.
Таблица 10.49. Параметры заземляющих дугогасящих реакторов (ЗДР) (ГОСТ 19470—74*)
Тип
кВ-А
U, кВ
ЗДР
Пределы
регулиро-
вания, А
Размеры, мм
Высота
В плане
Масса
полная,
Со ступенчатым регулированием
РЗДСОМ-
РЗДСОМ-
РЗДСОМ-
РЗДСОМ-
РЗДСОМ-
РЗДСОМ-
РЗДСОМ-
РЗДСОМ-
РЗДСОМ-
РЗДСОМ-
РЗДСОМ-
РЗДСОМ-
РЗДСОМ-
■115/6
■230/6
■460/6
920/6
■190/10
■380/10
760/10
■1520/10
115/15,75
155/20
310/35
620/35
1240/35
115
230
460
920
190
380
760
1520
115
155
310
620
1240
6
6
6
6
10
10
10
10
15
20
35
35
35
3,81
3,81
3,81
3,81
6,35
6,35
6,35
6,35
9,09
12,7
22,2
22,2
22,2
12,5-
25-
50-
100-
12,5-
25-
50-
100-
5-
5-
6,25-
12,5-
25-
■25
50
100
200
25
50
100
200
10
10
12,5
25
50
1645
1815
1865
2125
1815
1865
2125
2730
1865
1865
2525
2525
2525
1225 х 860
1225 х 995
1325 х 1045
1630x1085
1225 х 860
1325 х1045
1630x1085
1530x1365
1370x880
1370x880
1720x990
1720x1200
2080x1310
740
995
1370
2090
995
1370
2070
3610
980
1090
2100
2670
3640
С плавным регулированием
РЗДПОМ-
РЗДПОМ-
РЗДПОМ
РЗдПОМ-
РЗДПОМ
РЗДПОМ
РЗДПОМ-
■120/6
■300/6
■190/10
■480/10
■480/20
■700/35
■800/35
120
300
190
480
480
700
800
6
6
10
10
20
35
35
3,81
3,81
6,35
6,35
12,7
22.2
22,2
5,2-
13,1-
5,0-
12,6-
6,3-
5,7-
7,2-
-26,2
-16,5
-25,0
-63,0
-31,4
-28,4
-36,0
1385
1415
1560
2255
2290
3550
3560
900x1185
900x1180
1380x1280
1400 х1340
1400 х 1420
1610x1710
1610x1710
Примечания: 1. S— мощность реактора при наибольшем рабочем напряжении (четвертый
столбец таблицы) и наибольшей уставке по току.
2. Реакторы выпускаются для категорий размещения I и 3, исполнений У или УХЛ по заказу
потребителя.
3. Условное обозначение (пример:) РЗДСОМ-460/6 У1 ГОСТ 19470—74*Е — реактор заземляющий
со ступенчатым регулированием однофазный масляный мощностью при наибольшем рабочем напряжении
460 кВА на номинальное напряжение сети 6 кВ, исполнения У, категории размещения 1. Для
реакторов с плавным регулированием путем изменения зазора обозначения те же, но буква
С заменяется на П (плавное регулирование).
4. Ступенчатое регулирование осуществляется вручную штурвалом на отключенном от сети
реакторе, число ответвлений — пять. Плавное регулирование осуществляется путем изменения зазора
электроприводом, управляемым устройством автоматической компенсации, без отключения реактора
от сети при отсутствии замыкания на землю.
5. Все реакторы снабжаются сигнальной обмоткой напряжением 100 В и током 10 А, а также
встроенным трансформатором тока.
6. Отклонение вольт-амперной характеристики реактора от линейной не более 5 % при номинальном
напряжении и наибольшем токе.
7. Максимальная длительность работы реактора при наибольшем токе и номинальном напряжении
6 ч.

Таблица 10.50. Параметры заземляющих дугогасящих реакторов со ступенчатым
регулированием по ТУ 16.521.063-70
ЗРОМ-175/6
ЗРОМ-350/6
ЗРОМ-300/10
ЗРОМ-275/35
ЗРОМ-550/35
ЗРОМ-80/13,8
ЗРОМ-100/18
S,
кВ-А
175
350
300
275
500
800
100
U, кВ
сети
6,3
6,0
10
35
35
13,8
18
ЗДР
3,63
3.47
6,07
20,2
20,2
8,0
10,4
Пределы
регули-
рования,
А
25-50
50-100
25-50
6,2-12,5
12,5-25
4-10
4-10
Размеры, мм
Высо-
та
2000
2500
2500
2500
2600-
2300
2300
В плане
1350x1200
1650 х1300
1650x1400
1700x1250
1800x1400
1550x900
1550x900
кг
масла
345
505
505
820
1000
340
320
пол-
ная
1250
2000
2000
2100
2650
1100
1150
Примечания: 1. Условное обозначение (пример): ЗРОМ-175/6 —заземляющий реактор одно-
фазный масляный номинальной мощностью-175 кВ-А на номинальное напряжение 6 кВ. Реакторы
имеют пять ответвлений, сигнальную обмотку 110 В, 10 А, длительность работы при наибольшем
токе не менее 2 ч.
2. ЗРОМ-80/13,8 и ЗРОМ-100/18 предназначены для компенсации емкостных токов электроге-
нераторов, имеют пять отпаек—10; 7,65; 6,05; 4,9; 4,05 А —н сигнальную обмотку на напряжение
120 В. Режим работа длительный. Реакторы могут быть использованы на низшее генераторное
напряжение: ЗРОМ-80/13,8 на 6,3 и 10,5 кВ, а ЗРОМ-100/18 на 15,75 кВ, при этом ток по
отпайкам пропорционально уменьшается.
Таблица 10.51. Настройка дугогасящих реакторов, рекомендации по применению способов
взмерения токов замыкания иа землю
Характеристика сети
Кабельные городские
сети 6—10 хВ с боль-
шими емкостными
токами
Воздушные сети 6—
35 кВ
Смешанные сети 6—
10 кВ с малыми ем-
костными токами
Способ измерения
Смещение нейтрли
Резонансный с возбуж-
дением от сторонней ЭДС
Резонансный с использо-
ванием ЭДС несиммет-
рии
Глухое замыкание на зем-
лю
Искусственная несиммет-
рия
Резонансный с использо-
ванием ЭДС несиммет-
рии
Смещение нейтрали
Глухое замыкание на зем-
лю
Искусственная несиммет-
рия
Схема
измерения
Рис. 10.25
Рис. 10.26
Рис. 10.27
Рис. 10.28
Рис. 10.27
Рис. 10.25
.Рис. 10.28
Рекомендация
по применению
При недостаточной, мощ-
ности ЗДР
При возможности дости-
жения резонансной наст-
ройки ЗДР
При возможности дости-
жения резонансной на-
стройки ЗДР
При отсутствии ЗДР или
их недостаточной мощнос-
ти
При отсутствии ЗДР
При возможности дости-
жения :% резонансной на-
CTpofiKir
При наличии ЗДР
При отсутствии ЗДР
При отсутствии ЗДР
Примечание. Предварительное определение емкостных токов расчетным путем проводится
для проектируемых сетей, а также перед прямыми их измерениями. Расчеты, как правило, дают
значение емкостного тока меньше действительного на 15 — 20%, погрешность возникает из-за невозмож-
ности рассчитать с достаточной точностью как длину самих линий, так и емкости трансформаторов
и другого оборудования сетей.

Рис. 10.25. Схема смещения нейтрали:
ТР1— трансформатор, в нейтраль которого включен
заземляющий дугогасительный реактор; Р — разъ-
единитель; ЗДР — заземляющий дугогасящий реак-
тор; ВО — вспомогательная обмотка 100 В, 10 А;
НОМ-6 — трансформатор напряжением 6000/100 В,
отградуированный совместно с вольтметром клас-
са точности 0,5 с пределами измерений 7,5 —
60 В; ПКТ — предохранитель высокого напряже-
ния; ТР2 — трансформатор смещения нейтрали
масляный мощностью 2 кВ • А, 220/400 В, с об-
моткой 400 В, изолированной на 5 кВ, выполнен-
ный проводом сечением 10 мм2; ТТ— транс-
форматор тока УТТ-5 класса точности 0,2 с ко-
эффициентом трансформации 25/5 или 50/5, первич-
ная обмотка выполняется изолированным гибким
проводом сечением не менее 10 мм2; К — магнит-
ный пускатель типа ПА-411 с катушкой, пере-
мотанной на 60 В; РНО — регулятор напря-
жения, 2 кВ-А, 0—250 В; ЯР — предохранитель
20 А; Р1 — однополюсный рубильник на ток
200 А, управляемый изолирующей штангой
Рис. 10.26. Продолжение
б — резонансные кривые гока во вспомогатель-
ной оболочке дугогасящего реактора; ПР — предо-
хранители 20 А; ТР2 - трансформатор 380/36 В
РНО — регулятор напряжения 1 кВ-А, 0—250 В
V — вольтметр 7,5 — 60 В; А — амперметр 10—20А
остальные обозначения см. на рис. 10.25
НОМ
ПКГ\\ Ф В°\\
гг
а)
Рис. 10.26. Измерение с использованием
сторонней ЭДС:
а — схема снятия резонансной кривой с питанием
от сторонней ЭДС;
кВ,В
б
t
Z
В
и,
- 3
- Z
1
. в
~90 ВО U 80 д. !ВВ1К,А
Рис. 10.27, Измерение с использованием ЭДС
несимметрии:
а — схема снятия резонансной кривой напряже-
ния несимметрии: К, —вольтметр 1,5—15 В; V2 —
вольтметр 100 В; остальные обозначения см. на
рис. 10.25; б — резонансные кривые напряжения
несимметрии

Шины ПС
Mo 1 I
Рис. 10.28. Схема опыта глухого замыкания
на землю:
Р — разъединители; ВМ — выделенный для опытов
масляный выключатель, одна фаза которого за-
земляется, а остальные две расшиновываются;
ТТ — трансформатор тока типа ТПФ; НТМ —
трехфазный трансформатор напряжения со вто-
ричной обмоткой, собранной по схеме разомкну-
того треугольника
Способы измерения емкостных токов за-
мыкания на землю
Глухое замыкание на землю. Для изме-
рений выделяется ячейка с масляным вы-
ключателем, в которой монтируется времен-
ная схема (см. рис. 10.28). Защита на масля-
ном выключателе настраивается на ток не
выше 800 А с нулевой выдержкой времени.
Трансформатор тока с изоляцией на номи-
нальное напряжение сети выбирается с рас-
четом на максимально возможный емкост-
ный ток при отключенных дугогасящих
реакторах, но не меньше 50/5 и заземляется
типовым переносным заземлением сечением
не менее 25 мм2. При необходимости
точного определения емкостного тока изме-
ряется активная составляющая, для чего в
схему вводится ваттметр, который подключа-
ется к трансформаторам напряжения и тока.
Выбор сечения заземляющего проводника
должен проводиться с учетом возможности
пробоя изоляции на одной из двух других
незаземленных фаз сети и появления
вследствие этого двухфазного КЗ на землю.
Статистическая вероятность появления вто-
рого замыкания на землю в кабельных се-
тях 6—10 кВ достигает 5%, в воздушных —
не более 2%.
Смещение нейтрали. Способ универсален
для кабельных сетей 6—10 кВ, имеющих
дугогасящие раекторы. Достаточно для про-
изводства периодических измерений иметь
одну инвентарную установку на сетевое
предприятие, перевозимую на автомашине.
Схема установки и ее параметры приведены
на рис. 10.25. Емкостный ток замыкания на
землю подсчитывается по формуле
U = h —,
Щ
где 13 — емкостный ток замыкания на землю;
/о — ток, протекающий через ЗДР; Uq — на-
пряжение на нейтрали; Г/ф — номинальное
фазное напряжение сети.
Смещение нейтрали при измерениях
должно быть*Тю возможности наибольшим
(400—500 В), что легко достигается при на-
стройке ЗДР, близкой к резонансной. Для
повышения точности следует сделать не-
сколько измерений при разных напряжениях
смещения нейтрали и смене фаз питающего
схему напряжения. Если имеется параллельно
присоединенный второй дугогасящий реак-
тор, то его ток должен быть измерен
отдельно вторым амперметром; в этом слу-
чае в расчетную формулу подставляется
суммарный ток.
При появлении «земли» в сети в мо-
мент измерений трансформатор смещения
нейтрали шунтируется автоматически маг-
нитным пускателем и затем однополюсным
рубильником вручную изолирующей штан-
гой. Схема остается собранной до ликвида-
ции «земли» в сети.
Установка может быть смонтирована
стационарно для периодического контроля
настройки дугогасящего реактора, "в этом
случае амперметр и вольтметр заменяются
логометром, отградуированным в амперах
емкостного тока.
Определение тока замыкания на землю
по резонансной кривой путем подключения
сторонней ЭДС во вспомогательную обмотку
дугогасящего реактора. Во вспомогательную
обмотку ЗДР включается маломощный по-
нижающий трансформатор типа ТОС-380/36
или аналогичный (см. рис. 10.26, а). Напряже-
ние на вспомогательной обмотке поддержи-
вается неизменным в пределах 4 — 24 В ре-
гулятором. Индуктивность реактора изменя-
ется ступенями или плйшо (в зависимости
от типа реактора), и по показаниям ампер-
метра строится кривая тока во вспомога-
тельной обмотке (см. рис. 10.26,6). Если
дугогасящий реактор имеет ступенчатую ре-
гулировку, то по результатам измерений
устанавливается ближайшая отпайка в зоне
перекомленсации. Для реакторов с плавной
регулировкой в кабельных сетях по схеме на
рис. 10.26, б может устанавливаться постоян-
ный контроль за настройкой.
Для получения четко выраженной резо-
нансной кривой необходимо, чтобы суммар-

ное сопротивление проводов от трансфор-
матора смещения до вспомогательной об-
мотки не превышало 4 Ом. Если приме-
няется стандартный трансформатор безопас-
ности, то его вторичная обмотка должна
быть разземлена.
Все дугогасящие реакторы с плавной
регулировкой могут быть управляемыми
автоматическими регуляторами настройки.
Измерения резонансным способом могут
применяться и при параллельном включении
двух или более пеакторов, в этом случае
ток параллельно втключенных аппаратов учи-
тывается согласий их уставкам. Для повы-
шения точности параллельно включенные
ЗДР следует отградуировать на низком
напряжении (200 — 400 В), близком по значе-
нию к напряжению смещения нейтрали при
измерениях.
Погрешность измерений, возникающая
из-за пренебрежения активной составляю-
щей тока ЗДР и кривизны его вольт-ампер-
ной характеристики, не превосходит 3 % для
кабельных сетей 6—10 кВ.
Создание искусственной емкостной иеснм-
метрии. Емкостный ток замыкания на землю
Таблица 10.52. Емкостные токи замыкания на землю для кабельных сетей, А/км
Сечение
жил кабеля,
мм-
25
35
50
70
95
120
150
185
240
6,3
Номинальное
6
0,47
0,54
0,63
0,73
0,85
0,95
1,07
1,18
1,31
10
0,37
0,43
0,49
0,57
0,66
0,74
0,82
0,90
1,00
Рабочее напряжение сети, кВ
6,6
10,5
21
36,75
напряжение кабелей нормального исполнения, кВ
6
0,49
0,57
0,66
0,77
0,89
1,00
1.12
1,20
1,37
10
0,39
0,45
0,51
0,59
0,69
0,77
0,85
0,94
1,05
10
0,62
0,71
0,81
0,84
1,10
1,23
1,36
1,50
1,67
20
1,88
2,10
2,33
2,66
2,88
3,55
3,9
4,2
—
35
—
—
3,5
3,9
4,6
5,0
' —
—
Примечание: Кабели 6—10 кВ — с поясной изоляпией, кабели 20 — 35 кВ — с жилами в отдельных
металлических оболочках. Емкостные токи для кабелей специальных конструкпий, например с обеднен-
ной пропиткой, определяются по "таблицам и формулам разд. 9.
Таблица 10.53. Емкостные токи замыкания на землю для воздушных сетей, А/км
(усредненные значения)
Тип линии
Одноцепная без троса
Одноцепная с тросом
Двухцепная
Номинальное напряжение сети,
6
0,017
0,020
0,014
10
0,027
0,033
0,023
20
0,054
0,067
0,045
кВ
35
0,095
0,110
0,078
в сетях с изолированной нейтралью может
быть измерен с достаточной точностью
путем подключения добавочной емкости к
одной из фаз сети («Электрические станции»,
1982, № 4).
Ток замыкания на землю определяется
по выражению
ЦкЦл(йСд
'с = 7= '
ил-]/зик
где t/K — напряжение относительно земли на
фазе, к которой подключена добавочная
емкость; U4 — линейное напряжение сети;
со — круговая частота сети; Сд — добавочная
емкость. Значение добавочной емкости, мкф,
не вызывающей значительных смещений
нейтрали и достаточной для уверенного рас-
чета по формуле, выбирается из условия
Сл = (0,3-0,5)-^-,
^л
где 1С — ориентировочный ожидаемый ем-
костный ток, А; ил — линейное напряжение
сети, кВ.

Раздел одиннадцатый
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ И РЕЖИМЫ РАБОТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
11.1. БУКВЕННЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ
ЭЛЕМЕНТОВ РАСЧЕТНЫХ СХЕМ
Таблица 11.1. Буквенные обозначения
Наименование величины
Мощность системы
Мощность расщепленной об-
мотки трансформатора
Мощность трехфазного КЗ от
системы
Зарядная мощность линии
Напряжение КЗ между расщеп-
ленными обмотками транс-
форматора
Сопротивление от шин до места
КЗ:
активное
индуктивное
Емкостная проводимость линии
Периодическая слагающая тока
КЗ
Апериодическая слагающая тока
КЗ
Мгновенное значение ударного
тока КЗ
Действующее значение ударного
тока КЗ
Обозначение
sc
С
^ном.р
зй
б,
"кН1-т
*к
хк
ъ
'at
Ut
гуд
'уп
, применяемые в электрических расчетах
Наименование величины
Фиктивное вре^я
Потери мощности в стали
трансформатора:
активные
реактивные
Потери холостого хода транс-
форматора
Потери мощности в обмотках
трансформатора при номи-
нальной нагрузке, активные
Потери рассеяния магнитного
потока трансформатора
Потери синхронного компен-
сатора:
в стали
механические
добавочные
в меди
возбуждения
Потери мощности на корону
Потери энергии,
Потери напряжения
Обозначение
ГФ
А^ст
A Hм. НОМ
АРх
Л Р
1Л * м. ном
Абц
ЛРСТ
А^мех
А ■* доб. к
ЛРМ
А "возб
OJKOp
AW
AU
Таблица 11.2. Определение параметров элементов расчетных схем
Схема замещения
Гг,Хг
Расчетная формула '!-
Двухобмоточный трансформатор
ЛР ТР г г9 j
"*Т » Zt — ] ЛТ 1/ АТ *Т
(гт, Ом; ДРК, кВт; ик, %; SHOM, MB-A; UUOM, кВ)

Продолжение табл. 11.2
Схема
ч.
замещения
хТ
'X
-iv
0.х;
у гй"%
JL ^
Расчетная формула
Мощные двухобмоточные трансформаторы
и И2
100 SmM
(хт, Ом; гт не учитывается, так как относительно мало по
сравнению с индуктивным сопротивлением)
Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы
Г12 + Г13 - Г2Ъ „, f 12 + Г23 - ПЗ о/ ПЗ + f23 ~ П2 о/
1*1- 2 , Л; г2~ 2 , л; г3- 2 , Л,;
х12 + х1Э —х23 0/ ^г + ^гз-^13 0/. ^_ ^з + ^гз--*!! 0/
-"•1 ~ i/o> ^2 _ >/о5 ^3 - i/o
Все значения Л Рк и «к приводятся к номинальной мощности транс-
форматора
др — ЛР ( ном V- м —и SiiOM
*-*1 к. ном *-" к 1 1 5 «к ном " мк с
Потери мощности КЗ, %:
ЛР12- ЛР-;ЛР13 АР";ДР2з- ЛР"
Юоном 10оном 1"\ом
Для пересчета г и х из относительных величин в омы умно-
жаются на коэффициент /с:
*=14м/1005иом
(1/ном, кВ; Smu, MB-А; ДР,2, ДРП, ДР23, кВт)
Трехфазный трансформатор с расщепленными на две цепи об-
мотками низшего напряжения
Активное сопротивление обмоток (независимо от схемы)
ЛР (J2 ЛР Т72
ГВ 9„2 , ГН1 ГШ .
•^ном "^ном

Продолжение табл. 11.2
Схема замещения
1 Расчетная формула
Реактивное сопротивление расщепленных обмоток:
а) при параллельной работе
хса — Яв-н; -"расщ— ХШ-Ш',
б) при раздельной работе
■*«1-Н2
хъ = -«в-н -
-; хт = хц2 —
хт-т
(икН1-Н2 должно быть пересчитано' к номинальной мощности
трансформатора)
Реакторы
Хр -
]/3/ном-100' " 'ном
(1/„ом, кВ; /ном, кА; хр, Ом)
Сдвоенные реакторы
XL /о ^ном . „
xL= г
,-100
[А: — коэффициент связи, дается в каталоге; xL (или x0s), %,— ин-
дуктивное сопротивление рассеяния ветви, дается в каталоге]
Воздушные и кабельные линии из цветных металлов
гл = г01; хп = х01; zn = (r0+jx0)l
0л> хл, z„, Ом; го, Jen — удельные активное и индуктивное сопро-
тивления проводов и кабелей, Ом/км, даются в каталогах)
Примечание. Для расчета полного сопротивления наиболее распространенных в распреде-
лительных сетях 6,6—10 кВ марок проводов применяется расчетная линейка (рис. 11.1).
В качестве примера дается расчет сопротивления трансформатора с расщепленными обмотками.

Продолжение табл. 11.2
Исходные данные:
SmM = 25 MB-А; ВД1-Н2 = '9,6% отнесе-
но к мощности расщепленной обмотки;
^„ом = ПО кВ; SHOMp = 12,5 MB ■ А;
"кВ-Н = Ю,6%; ДРК = 117,7 кВт.
1. Приведение %Н1-Н2 к номиналь-
ной мощности трансформатора
"кН1-Н2 = "кН1-Н2-^ = ЗУ,2%.
2. Определение коэффициента к
U2
ft= —"°-^=4,85.
IOOSHOM
3. Расчет сопротивлений
Л'Н1-Н2
JCB = *B-H-
= 0,8%;
xB=fc*B%=3,88 Ом;
*hi = *W2 = —-—= 19.6%;
Хт=хт = кхтУо'=кхт% = 95 Ом;
гв =
2S„
-100 = 0,23%;
'В = ^в%= 1,11 Ом;
ГН1=»-Н2= —^Ю0 = и,47%;
^НОМ
'HI = «-Н2 = ^Ш % = кгт % = 2.28 Ом.
-,
о,-
оо-
-
tx~
Ча-
ча—
ч,—
Na-
сч—
i
g_
'
Ol-
cd-
N.—
■
Ita-
-
Va-
*.--
hs-J
«4-
._
fc"
ts-
-
Й-
-
t-
S-
-
cti-
03-
IK—
<o~
Lra-
*.-
"5-
s^—
a-
oa_.
s._
"
1Й--
!Й~
fe-
te-
CN1-
fe~
c=i-
Oa-
-
tx—
4a-
ka-
*--
Na-
<\i-
$-
ha_
«si
t\T
«4
Qa ■
r.—i
*-—
И"
S5-
fc-
ta-
sy-
v^"
s?-
oi-
«o-
K-
43-
4a-
ha-
cm-
si-
SS--
te-
&,-
co-
K-
4a-
4a-
ha-
4~
-rsi
ta £> P3 !й -а?" ^ ^ ^ ^ i*5 iP ^ *-
^ ^ * " fe ^ S>" ^ ^ J ta ta
5? ^ ||
^ ^ ^O to to
^ ^ ^ ^ t

11.2. РАСЧЕТ ТОКОВ
КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Токи КЗ вычисляются по однолинейной
схеме замещения, которая получается путем
трансфигурации и используется для опреде-
ления расчетного сопротивления (рис. 11.2).
Расчетное сопротивление в общем виде
z = \/4 + (xc + x^. (11.1)
Если отношение xJrK > 3, то активное
сопротивление в расчетах не учитывается.
Если отношение zK/xc > 3, то систему
считают бесконечной мощности, т. е. хс=0.
При расчете токов КЗ в именованных
единицах сопротивления всех элементов в
схеме замещения должны быть приведены
к одной ступени напряжения (к базисному
напряжению). Средние значения номинальных
напряжений: 515; 330; 230; 115; 37; 10,5;
6,3 кВ.
В практических расчетах приведение со-
противлений можно делать по средним
номинальным напряжениям трансформато-
ров.
(~)—сиз |--си-:/
Рис. 11.2. Схема для расчета тока трехфаз-
ного КЗ
За базисное напряжение принимают
среднее номинальное напряжение той сту-
пени, на которой предполагается короткое
замыкание. —
Приведение сопротивления, Ом, к базис-
ному напряжению производится следующим
образом:
х = х{кх к2...к„)2, (11.2)
где к и к2, ..., к„ — коэффициенты трансфор-
мации трансформаторов, через которые со-
противление х связано со ступенью базис-
ного напряжения.
Коэффициент трансформации определя-
ется в направлении от выбранного базисного
напряжения к той ступени напряжения, на
которой включен расчетный элемент.
Таблица 11.3. Основные формулы преобразования схем и токораспределеиия
Схемы
до преобра-
зования
после преоб-
разования
Формулы подсчета
сопротивлений
преобразованной схемы
Формулы распределения
токов в схеме
до ее преобразования
1
х1 х2 хп.
при двух ветвях
■*эк
Х\Х>2
Xi + X?
/,=/:
*2
хл =
хв =
хс =
*АВХСА
ХАВ + ХВС + ХСА
ХАВ*ВС
*ав + хвс + хса '
ХСАХВС
ХАВ + ХВС + ХСА
1СА = 1схс-1аха.
ХСА
1ав=1лХа~1вХв;
ХАВ
1ВС= 1вХв - 1схс
ХВС

Продолжение табл. 11.3
Схемы
до преобра-
зования
после преоб-
разования
Формулы подсчета
сопротивлений
преобразованной схемы
Формулы распределения
токов в схеме
до ее преобразования
ХСА = Хс + ХА +
ХСХА^
хв
ХАВ = ХА + ХВ +
ХАХВ
ХС
ХВС = ХВ + Л'С +
■ хвхс
1а — Iab — Л:
1в— 1вс~ Iab'-,
Ic — Ica — 1вс
Таблица 11.4. Основные формулы расчета токов короткого замыкания
«-
Вид КЗ
Трехфазное
Двухфазное
Трехфазное
Однофазное
Действующее
значение
составляющей
тока КЗ
В
/7*1
^ном
l/3z.
0,8743>*2
1
и*
j/з \/rl + xl
щ
1
Ударный ток
Мгновенное
значение
Действующее
значение
Мощность КЗ
сетях напряжением выше 1 кВ
2,55 /к
2,22 43)
1 сетях напряжение
-
1.^ 4
-
и до 1 кВ
-
у J t/HQM Ук
-
у- * '-'ном*к
*> Междуфазное напряжение.
*2 Для упрощенных расчетов.
*3 р — 1,3 при питании точки КЗ от трансформаторов 560—1000 кВ-А; р— (,2 при питании точки
КЗ от трансформаторов 100 — 320 кВ^А; р=1,0 при КЗ в удаленной точке.

Продолжение табл.
Примечания: I. Условные обозначения:
р — ударный коэффициент; zn — сопротивление
короткозамкнутой петли проводов фаза — нуль:
zn = \/гв + -*#;
-zT — треть полного сопротивления трехфазного
трехстержневого трансформатора с обмотками,
соединенными по схеме А/А.
2. При удаленном КЗ и для времени t > 0,15 с
апериодическая составляющая тока КЗ не учи-
тывается.
3. На шинах мощной системы действующее
значение периодической составляющей /к остается
постоянным в течение всего процесса КЗ.
4. При небольшой электрической удален-
ности точки КЗ от источника генерирующей
мощности определение периодической составляю-
щей для любого момента времени производится
по расчетным кривым.
5. При расчете токов КЗ в сетях напряжением
ниже 1 кВ учитываются сопротивления (активные
и реактивные) шин, первичных обмоток много-
витковых трансформаторов тока, рубильников,
автоматов и прочей аппаратуры.
6. В распределительных сетях 35—6,6 кВ
расчеты токов КЗ производятся с учетом
активных сопротивлений. Для упрощения расчета
в Сельэлектропроекте применяются расчетные
линейки («Метод расчета токов короткого замыка-
ния по монограммам») для определения токов трех-
и двухфазных КЗ в зависимости от полного
результирующего сопротивления -расч, Ом, до места
КЗ в распределительных сетях 6,6 —10 кВ (рис. 11.3).
ta <5>-,_ §Ь х
1
§-
ta
*--
:
-
^
sr
-
-
<5> "
§:
1:
з~
<5>
<i-
l£i
<5>
<5>-
«=
t^a
Ш-
Г
-
Sa
Са
S.
■Ss
Са
£а~
^м
Са -
^
КГ
1
§а_
<J-
оооз
"ч
5j_
v
_
-
Ci
S3-
-
-
C5s
sr
-
-
-
B>
s>-
3~
&
&"
^
-
Ca
§"
si-
6-
ttj
,
§
^
§"
1-
§
5j_
&-
Cb
5a~
CD
§-
►-.
"
"
<s>
P>~
^M
-
Ca
&-
•ъ .
«ь-
<5>-
a-
C^j
§-
Ca^
DO
<5>
Ca
*~.
•i-
\ -
*
g
§
Ca
6
Ca-
^S
:
Ca
^1
g-
_
g-
-
Ka
£Г
"
ta
S3"
.
"
Ca"
Ca-
*».
«a-
r
Ca
!*>-
^
ca
Ш-
Ca"
ca
Ca
ca~
Г
<5>-
<M
Ca
ca
SI"
^
ca~
■v:
-
Ca-
3=1
I
:
-
^
-
\
§-
-
JS-
Й5-
<K_
»^
bi-
*^
&-
«*i^
Cot:
^"1
<H
*a-
tsj-
»^-
■
g»0L-g»g X

Таблица 11.5. Электрическое сопротивленве первичных обмоток трансформаторов тока
типа ТКФ, мкОм
'ном> ™
7,5
10
15
20
30
40
50
75
100
150
200
300
400
500
ТКФ-1
300-103
170-103
75-103
42-103
20-103
if,', 1Ы03
7000
3000
1700
750
420
200
ПО
50
480-103
270-103
120-103
67-Ю3
30-103
17-103
11-103
4800
2700
1200
670
300
170
70
ТКФ-3
г
130-103
75-Ю-1
33-103
19-103
8200
4800
3000
1300
750
330
190
80
50
20
X
120-103
70-103
30-103
17-103
8000
4200
2800
1200
700
300
170
80
40
20
Таблица 11.6. Сопротивления обмоток и контактов автоматических выключателей
и рубильников, мкОм
1 А
'ном» "-
50
70
100
140
200
400
600
1000
Катушка расщепителей автоматов
г при 65°С
5500
2350
130
740
360
150
120
—
X
2700
1300
850
550
280
10
840
—
Сопротивление /* контактов
Автоматы
1300
1000
750
650
600
400
250
—
Рубильники
—
500
—
400
200
150
80
11.3. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
Таблица 11.7. Выбор и проверка оборудования но режвму КЗ
ние обору-
дования
Выключа-
тели
Отделите-
ли и
разъеди-
нители
Коротко-
замыка-
тели
Реакторы
Условия выбора и проверки
по номиналь-
ному напря-
жению
^ном -^ '-'раб
^ном^~ '-'раб
*Лгом ** ^раб
'Атом -^ '-'раб
по номи-
нальному
току
Атом ^-/длнт.раб
'ном -^ * длит.раб
-
'ном -"' 'длнт.раб
по электроди-
намической
стойкости
hnax^ 'уд s
'max -"' 'уд
'max -"' *уд
hnax -"' 'уд*
Чпах -" ^уд
1пшх -"' 'уд
по термиче-
ской стой-
кости
1У>Шф
Цг > 11 'Ф
Ц1 > Щ
it\Tt>imf^
предельно
отключае-
мый ток
^O'IK^'k
-
-
-
допускаемая
мощность
отключения
-
-
-

Продолжение табл. 11.7
ние обору-
дования
Трансфор-
маторы
тока
Предохра-
нители
напря-
жением
выше
1 кВ
Условия выбора и проверки
по номиналь-
ному напря-
жению
Vhom^ ^раб
Ь'ном^ Ьраб
по номи-
нальному
току
-*ном -^ 'дяит.раб
-"ном -^ -"длит.раб
по электроди-
намической
стойкости
>*уд
-
по термиче-
ской стой-
кости
'ном'^т'ер^
/*~-
предельио
отключае-
мый ток
-
донускаемая
мощность
отключения
-
*• Кратность тока электродинамической стойкости £дян = imox/(K2/HOMi).
*2 Кратность односекундного тока термической стойкости кТер = /тер//Ном1-
Примечания: 1. Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному первичному
напряжению, типу и схеме соединения, номинальной мощности вторичной обмотки, классу точности
(по режиму КЗ не проверяются).
2. В качестве расчетного вида КЗ и расчетной точки КЗ следует принимать вид и точку КЗ,
для которых аппараты и токоведущие части оказываются в наиболее тяжелых условиях (режимы, не
предусмотренные для длительной эксплуатации, не учитываются).
3. По режиму КЗ не проверяются: а) по термической стойкости аппараты и проводники,
защищенные плавкими предохранителями, независимо от номинального тока и типа; б) по электро-
динамической стойкости аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями на номиналь-
ный ток до 60 А, бетонные реакторы с лгр> 3%.
4. На реактнрованных линиях проводники и аппараты, расположенные до реактора и отделенные
от питающих сборных шин разделяющими перегородками, выбираются по току КЗ за реактором. Шинные
ответвления от сборных шин до разделяющих перегородок и проходные изоляторы на них выбираются
по режиму КЗ на сборных шинах.
Выбор реакторов.. Индуктивное сопро-
тивление реактора выбирается по условию
ограничения токов КЗ.
Для выбора индуктивного сопротивления
реактора задаются типом выключателя, ко-
торый должен быть установлен на присое-
динении. Принимается /отк = 1Х, откуда
и„,
\fila
ХК — Хс + XD
По току КЗ на шинах подсчитываетсй
сопротивление системы хс, тогда
Хр = Хк Хс.
По каталогу выбирается реактор с ин-
дуктивным сопротивлением, ближайшим к
полученному по расчету.
Выбор индуктивного сопротивления
ветви сдвоенного реактора производится
аналогично.
Выбранный реактор проверяется по
остаточному напряжению на шинах в режиме
КЗ за реактором,. которое должно быть не
меньше 60% номинального:
U = х ^к °/
■-'ост — Р 7 '
-«ном
Не проверяются по остаточному напря-
жению реакторы, включенные в цепи с
быстродействующей защитой, секционные
реакторы, реакторы на присоединениях соб-
ственных нужд станции.
Параметры
Действительное
время
Коэффициент р"
1
аблица 11.8.
Определение фиктивного времени
Расчетные формулы
1 = 13 -\- ?отк
/со
Обозначения .
t3 — время срабатывания защиты;
'о™ ~ время отключения выключателя
/'к — начальный сверхлереходный ток КЗ;
/то — установившийся ток КЗ

Продоямсение табл. 11.8
Параметры
Фиктивное время
полного тока КЗ
Расчетные формулы
{ф = гф.п + гф.а
Обозначения
?ф.п"~ Для периодической слагающей
тока КЗ;
'ф.а — Для апериодической слагающей
тока КЗ
Пр-имечания: 1. При КЗ в удаленной точке и расчете тока КЗ при условии питания от системы
неограниченной мощности 1'^ = 1т, тогда Р" = 1.
2. Значение Гф£ определяется по кривым рис. 11.4.
3. Приближению '(ф а = 0,05Р"2.
4. При г> 1 с и расчете тока КЗ при условии питания от системы неограниченной мощности
'Ф = 'ф.п-
5. При t>5 с <ф = Гф5 + (t — 5), где t§$ — значение фиктивного времени при t—5 с (по кривым
рис. 11.4).
Рис. 11.4. Кривые фиктивного времени пе-
риодической слагающей тока КЗ с учетом ав-
томатических регуляторов напряжения
B,S 1,0 1,5 2,0 2fi ]}"
Таблица 11.9. Выбор и приверка токоведущих частей и изоляторов распределительных
устройств
Токоведущие
части
и изо-
ляторы
Шины
Кабели
Опорные
изоляторы
Проходные
изоляторы
по напряжению
-
^ном -"' ^ном.раб
^ном-^ ^уст
^НОМ"'' ^уСТ
Условия выбора и проверки
по току
'доп -"' 'дл.раб *
'доп -"' 'дл.раб
-
'ном -^ 'дл.раб
по термической
стойкости
*^каб -"' ^min
-
-
по механической
прочности
*-* доп ^ *-*расч
-
■*'доп'^-*'расч
■''доп -"' ^расч

Продолжение табл. 11.9
* а — коэффициент, учитывающий изменение расчетного тока по годам эксплуатации .лишне, при
отсутствии данных о значении расчетного тока линии а определяется по формуле
а= |/0,15 + 0,25(Zj + 0,4)2 + 0,35(/щ + 0,1)2, где /] и /jg — нагрузка линяй в 1-м и 10-м годах ее эксплуа-
тации, отнесенные к расчетному току линии; /расч — расчетный ток линии в 5-м году ее эксплуатации;
j3— экономическая плотность тока.
Примечания: 1. Однополюсные шины —для шин, расположенных в одной плоскости парал-
лельно одна другой. Расчетное механическое напряжение в шине определяется по следующей формуле:
Cpac4=U6-10-8-<'$))2,
(П.З)
где / — расстояние между осями изоляторов вдоль фазы, м; а —расстояние между осями шин смежных
фаз, м; w — момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной направлению действия
усилия, м3 (см. табл. 11.10); /У — ударный ток трехфазного КЗ, А.
2. Многополюсные шины
°"расч — стф + °"т
где о"ф — механическое напряжение от взаимодействия фаз, определяется по (11.3); о"п — механическое
напряжение от взаимодействия полос пакета одной фазы, определяется по следующей формуле:
ап» 8-^-0$)*-ИГ7. (И-4)
л 26ЗД уд
где /п — расстояние между прокладками, м; 8 — коэффициент формы, определяемый по кривым рис. 11.5.
3. Наибольшая расчетная нагрузка, Н, на опорный изолятор
fpaM=l,76-feA(,g>)2-10-7,
(П.5)
где kf, — поправочный коэффициент на высоту шины при расположении шины на изоляторе «на ребро»
(рис. 11.6):
кк=Н1Нш;
здесь Яиз—высота опорного изолятора; Я = Яиз + Ь + -.
2
При расположении шин на изоляторе плашмя к/,= 1. ->
4. Наибольшая расчетная нагрузка, Н, на проходной изолятор
>Fpac, = 0,884'P))2-10-7.
(П.6)
5. Выбору по экономической плотности тока не подлежат сборные шины установок всех напряжений,
сети временных сооружений.
0,2 b/h
Рис. 11.5. Кривые для определения коэффи-
циента формы:
1 — двухполюсные шиш; 2 — трехполюсные шины
Рис. 11.6. К определению расчетной нагруз-
ки на изолятор

Таблица 11.10. Определение момента
сопротивления шип
Эскиз расположения шин
и форма их сечения
л 4"^
Момент соп-
ротивления
н>, м3
0,167№
0,333fe/j2
1,44/г62
3,3/г62
0,lrf3
0,l(jD3-rf3)
Определение минимального сечения про-
водника. Минимально необходимое сечение
проводника smi„ по термической- стойкости
при КЗ определяется формулой
= -f-V^
(11.7)
где С — коэффициент.
Значения коэффициента С для различных
материалов проводника приведены ниже:
Материал проводника
10 кВ
Медные шины и кабели до
включительно
Алюминиевые шины ....
Стальные шины при Тд = 400 СС .
Стальные шины при Тд = 300 °-С .
(здесь Гд- максимально допустимая темпе-
ратура материала шин).
165
88
70
60
Учет автоматического повторного вклю-
чения (АПВ) производится путем добавления
к фиктивному времени величины £фдпв> опре-
деляемой по кривой рис. 11.4, но исходя
из времени действия защиты после АПВ.
Если после АПВ защиты работают с
ускорением, то величину (фдпв не учитывают
при действительном времени (>1 с.
S
н
ы
о
<
Г)
Я
н
о
о
к
В"
I
л
о.
ы
н
о
С
U
о
<
о.
ч
>■>
S
8-
■е-
я
Н
Полные потери
Постоянные потери
реактивные,
квар
активные,
кВт
реактивные,
квар
активные,
кВт
Зарядная
мощность,
квар
Переменные потерн
реактивные,
квар
активные,
кВт
Элемент
сети
СУ
1
с:
О)
<
<
i
i
г*}
1
о
S
•о
II
О)
г*}
1
о
k
II
с;
О)
<
СП
1
о
II
«с
<
Линии трех-
фазного пере-
менного тока
напряжением
ПОкВи выше

Трансформато-
ры двухобмо-
точные для
мощных
. трансформа-
торов
Трехобмоточ-
ные транс-
форма горы
Синхронные
компенсат оры
Реакторы
ДРт = 3/ггт-10-3
ДРГ '= 3 (/г, +
+ fin +
+ /Ь)-1(Г3
ДРЫ; АРвозб
АРр-3/2гр10 3
&QT = 3/2xT • Ю-3
AQT -3{I2lXl +
+ fixi +
+ /2л-з)'Ю-3
А«2р 3/V10-3
-
-
-
ДРСТ = АРХ;
&"м.ном ~ "*к
Д-ГСТ' "*М.НОМ
&*,доб.к
-
АСсг = Afi. =
__ *x/o»JhOM .
100 '
Абм.ном = А?ц;
"Ум.ном "
— Цс/оОном
100
Абст; Д2м ном
-
АРх + зг2хт-ю-3
АРХ + АРТ
ДР^ = APCT +
+ АРми + АРмх
*(/- )2+
\ -«ЯОМ.СТ /
+ APbo36(j-E-) +
?\-*ном.р/
+ АРдоб.к
^
А6х +
+ 3/2хт-10-3
де*+да
Абр
Примечания: 1. Единицы измерения: /- А; /номхт, /НОм.р 4т.^р—кА; г и *-Ом; ДРЕ, ДРХ -кВт; ДРМ, ДРВоз6. Л^ст- Д^мех. Л^доб-к ~ кВт; [/-В;
Ь — см
2. Для линий напряжением 35 кВ и ниже зарядная мошносп. не учи1Ываегся.
3. Потери реактивной мощности в синхронных компенсатора не учгпыьаются.
4. Потери на корону учитываются в линиях напряжением выше 220 »В.

Пример. Вывод уравнения расчета потерь
активной мощности для синхронного ком-
пенсатора 50 Мвар.
Технические данные КСВ-50: ДРСТ =
= 116 кВт; АРвга6=140 кВт; ДРМ =270 кВт;
ЛРдоб.к = 124 кВт; АРмех =94 кВт (при работе
на водороде); ДРмех=390 кВт (при работе
на воздухе); /,юм.ст =2,62 кА; 1ком.р = 1,115 кА.
При работе на водороде:
АРск-50 = ДЛ,^ АРмех + АЛ
+ АЛ,
■ном.р
Г2
+ АРдо6 =
= 334 + 39,5/^ f 113,5/0.
При работе на воздухе:
АРск-50 = 630+39,5/2Т+113,5/2.
Расчет потерь мощности в линиях рас-
пределительных сетей 6,6—10 кВ. Для опреде-
ления потерь мощности на 1 км длины
линии в зависимости от тока по проводу
наиболее распространенных марок проводов
(от АС 16 до АС 95) применяется линейка
(рис. ] 1.7). При расчетах по линейке потери
мощности определяются по формуле
ДРл = Др0/,
где Дро = 3/2г0- Ю-3 кВт.
Пример расчета потерь мощности в сети
(рис. 11.8). Для провода ПС 50 г0 =
= 2,95 Ом/км;
ДР = 3-252-2,95-4-10~3 =22,1 кВт.
По линейке находим:
для участка АБ Дро = 2,83 кВт/км;
АР = 2,83-5= 14,15 кВт;
для участка ВГ ДР0 = 0,1 кВт/км;
АР = 0,1 ■ 3 = 0,3 кВт.
Суммарные потери сети
ДР = 14,15 + 22,1 + 0,3 =5 36,55 кВт.
Расчет потерь мощности па корону. Сред-
негодовые потери мощности на корону наи-
более точно определяются путем специаль-
ных измерений. Приближенно потери мощ-
ности на корону для витых одиночных и
расщепленных проводов определяются по
обобщенным характеристикам (рис. 11.9) в
форме функциональной зависимости для
каждой группы погоды:
■ кор
£0
к?—. _ 4i
<ыЗ
'
&-Z
<\| ;
:
*~. :
(4j-
*5э '-
*Ы~;
~
щ
:
55-^
м
!?>-2
*~~ г
te^
:
<Ь-=
v *-~. г
S9-J
csj :
<!~
z
*^.—
*^. -
Ё
-
ЕЙ
:
^
\
CQ4
:
f^~
«a-:
'ч.ч
*■:
»ъН
:
-
«ч-
.
-
-
:
:
•^ —
S>i
*з-
\
—
i
■=
;
~Z
Z
1
z
J
;
■;
-
"^
:
^
t\!:
:
■;
~
z
~
^
^ .
:
—
-
—
:
:
-:
8?^
z
-.
J
^
=s^
"x~
-
:
[Nj~
!
»-^—
;
_ «i~^
<^~
5S^
:
-
-
-
-
'
S-
fo =
-=
-i
'«i;
"N~
J
;
—.
M
Z
~z
~
-i
&-.
-_
*i
_z
-
~
^1
i
i
:
^
i^~
3~-
hs-
_
c\i-
"-
»-^—
:
"
^ -
-
-
-
-
^_
&:
-
^
—
Z
—
£>~
«Ю
-
j2
§ч
—
k>i
hs-
;
-
Г
Й-
*} -
-
-
—
-
^
-
J
fc-:
—
S5~
-_
j
•«s-i
-Л
:
l\,-
»-^—
-
£T
>тз-
-
~Z
ч,-
•ZT-
^1
-
Ъ!
ч~
;
^
-
_
ti"
ha~
^
"
^
-
ki_
*-^.
-
-
~
^
^~
-
*м-
t-^—
&^
i-~ _
Z
<5t-
^"
,
'-
§h
:
z
^
Cu -
"
^
>^j
tsJ.
<i -
<M^
:
fe:
-
^
~
Ui-j
^Г
"^—
^
^
z
-
M
z
^*-=
iS -
~
и
^ z
NT
<5t-
»<:
1,2 ?i ^ ^ 'n id ч.
&i ^ id fo tN < ^
"^C "^ "ч; "ч; -ч; ^ К

где Ркор — потери мощности на корону на
рассматриваемом проводе для каждого вида
погоды, кВт/км; г0 — радиус провода, см;
Е — рабочая напряженность электрического
поля; Е0 — начальная напряженность элект-
рического поля, соответствующая появлению
общей короны при плотности воздуха 5 =
= 1, кВ/см:
■О
£o = 30,3m(l + ~);
У го'
КА
AC 70
Sum
. 25А | 7А '
f-j ПС SO 4км t-\AC 35 3mf-,
Ж
18А
7А
Рис. 11.8. Расчет потерь мощности в электри-
ческой сети в зависимости от сечения про-
вода
здесь т — коэффициент негладкости провода
для витого провода; и — количество прово-
дов в расщепленной фазе.
Среднегодовые потери мощности на ко-
рону трехфазной линии вычисляются сумми-
рованием потерь по фазам для каждой
группы погоды по формуле
1 кор
= ИЦ)[(2Рх.п1+Рх.п2)Фх.п +
+ (2Рс1 + Рс2)Фс +<2РД) + Рд2)^д +
■H2Pe,+P1S2)*J. U1-8)
где РХ.П1,2, ^с1,2, ^д1,2. Риз i,2 - значение
обобщенных потерь на корону для разных
групп погоды на крайней фазе линии;
Фх.ю fe Фд. Фш - вероятность разных групп
погоды за год.
Вероятность каждой группы погоды не-
обходимо принимать по данным результатов
наблюдений метеорологических станций, рас-
положенных вблизи трассы линии.
р ftj
л п,2 :
20 —
10 --
8 --
г --
1 --
0,8--
и,ь -
o,v-:
0,2--_
0,1—_
0,08--
0 05 -I
а,ш-^-
0,02^
0,01--
0,008 - ■
0,005-'-
1)003 .
шо
_Ln
к
-/
-fc-
- ——
/
:— ц
I
я
L
т=-
i—1
%
V
f~
5
Ч-
0
в
0
?
,7,
0
1
4М
-
=
/
I
/
(
—
L
—
II
£-
_
-j
f-
—I
_
z:
-
p
t=
L_
—
—
10
I J
/
->-
J
f
V
1
'
f
%г
1,3
Таблица11.12. Средняя продолжительность
различных видов погоды
0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,3 1,0 1,1 1,Z_£
Рис. 11.9. Обобщенные характеристики по-
терь на корону:
1 — хорошая погода; 2 —- дождь; 3 — снег; 4 —
изморозь
Вид погоды
Хорошая погода
Дождь и мокрый
снег
Изморозь зерни-
стая и гололед
Изморозь крис-
таллическая
Снег
Продолжи-
данного вида
погоды за год,
ч
7120
500
ПО
230
800
Относитель-
наяпродолжи-
тельность
данного вида
погоды за
год, %
81,3
5,7
1,3
2,6
9,1
Примечание. Указанными данными
можно пользоваться для районов с умеренным
климатом.
Для более точного унета рекомендуется
экспериментальное определение среднегодо-
вых потерь мощности на корону. Расчет
среднегодовых потерь мощности на корону
с использованием экспериментальных дан-
ных производится по формуле
1
8760
[(Рх1 + Рх2+Рхз)й|рГх +
+ (^д1 + Раг + Раъ) Тв + (Pci + Pol + Рсз) Тс +
+ {Pml + Рю2 + Риэз) Тш], (11.9)
где РхЬ РХ2. Р\Ъ — потери мощности на ко-
рону при хорошей погоде на различных

фазах линии; Ра, Рс, Рт - соответствующие
значения потерь при дожде, снеге и измо-
рози без поправки на плотность воздуха;
Тх, Тд, Тс, Тш — годовая продолжительность
хорошей погоды и осадков в виде дождя,
снега и изморози; 8^ — среднегодовое зна-
чение относительной плотности воздуха
вдоль трассы линии.
Таблица 11.13. Расчетные годовые потери эпергии и среднегодовые потери мощности
на корону в ВЛ—220—750 кВ
Напряжение,
кВ
220
330
500
w
750
•речение
.провода,
мм2
240/32
300/39
400/51
500/64
240/32
300/39
400/51
500/64
330/43
400/55
500/64
240 .
300
400/22
400/51
400/93
500/64
Число
проводов
в фазе
1
1
1
1
2
2
2
2
3
3
3
5
5
5
5
4
4
t\W
тыс.кВт ■ ч/км
24
22
15
13
38
30
23
17
70
60
43
A Wmim
тыс.кВт-ч/км
18
16
11
9
28
22
16
12
50
44
30
140
120
100
95
160
145
ЛР
ul max*
кВт/км
2,7
2,5
1,7
!,5
4,3
3,4
2,6
!,9
8,0
6,2
4,9
16,0
13,7
11,4
10,8
18,3
16,6
&*mm>
кВт/км
2,0
1.8
1,3
1,0
3,2
2,5
1,8
1,4
5,7
5,0
3,4
Примечание. Минимальные потери соответствуют ОЭС Северного Казахстана, максималь-
ные — ОЭС Сибири. Для других ОЭС следует принимать промежуточные значения.
Таблица 11.14. Мипимальные сечения и диаметры проводов по условиям короны
Номинальное
напряжение,
кВ
ПО
150
220
330
Количество ■
проводов
в фазе
1
1
1
1
2
Сечение стале-
алюминиевого
провода, мм2
70/11
120/19
240/39
600/72
240/39
Номинальное
напряжение.
кВ
500
750
Количество
проводов
в фазе
3
3
4
5
Сечение стале-
алюминиевого
провода, мм2
300/66
330/27
400/93
240/56
Примечание. Проверке по условиям короны подлежат воздушные линии напряжением ПО кВ
и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При более низких
отметках проверка не производится.

11.5. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ
В ЭЛЕМЕНТАХ СЕТИ
Потери энергии в элементе сети зависят
от характера изменения нагрузки в течение
рассматриваемого времени.
График изменения нагрузки характери-
зуется продолжительностью использования
Наибольшей НаГруЗКИ — Ттах- ^тах — ЧИСЛО
часов, при котором потребитель, работая
постоянно с наибольшей активной нагруз-
кой, получил бы из сети такое же коли-
чество энергии, что и при работе по дей-
ствительному графику.
В связи с тем что обычно графики
нагрузки отсутствуют, для расчетов прини-
мают величину времени максимальных по-
терь т. В течение этого времени при
наибольшей нагрузке потери энергии получа-
ются такими же, как и при нагрузке,
изменяющейся в течение года по действи-
тельному графику. Приближенно величина т
определяется по эмпирической формуле
; = |0,124 + ^sl) 8760. (11.
V '104 ;
10)
Таблица 11.15. Среднее значение продолжительности использования наибольшей активной
нагрузки н течение года
Потребитель
Осветительно-бытовая нагрузка городов и поселков
Промышленные предприятия односменные
То же двусменные
То же трехсменные
^mw.v ч
2000-3000
1500-2200
3000-4500
5000-7000
Таблица 11.16. Основные формулы определения суммарных годовых потерь энергии
в различных элементах сети
Элемент сети
Воздушная линия
электропередачи
Кабельные линии
электропередачи
Двухобмоточные
трансформаторы
Трехобмоточные
трансформаторы
Расчетная формула
AWBS1 = A Рмр • 8760 + Д fet
AWKn = АР„з ■ 8760 + АРтахг
ДЖт=ДРх-8760 +
+apJs™A\
Д WT = АРх• 8760 + АР^ х
\ лном /
Примечание -\
АРкор — среднегодовые потери
мощности на корону, МВт;
АЛпах=Згп^ап МВт
ЛЛв = £?зар tg 5 — потери изоляции
кабеля
ДРХ, ДРХ, МВт
•1.
А
Индексами 1 — 3 обозначены ве-
личины, относящиеся соответст-
венно к первой — третьей обмот-
кам. В обычных расчетах прини-
мают Ti = Т2 = Т3

Продолжение табл. 11.16
Элемент сети
Синхронные ком-
пенсаторы
Батарея конденса-
торов
Реакторы
Расчетная формула
Л И^ск = к„АРком Тск + (1 - кп) х
хАР„ом( 7Г^) тск;
АИ/СК = 0;4ДРНОМГСК +
+ 0,lAPmJQ™A2TCK
\ 1£НОМ /
Л WE = 0,003 QE ТБ
AWp = APpTp
Примечание
ки — коэффициент, учитывающий
долю потерь, не зависящих от
нагрузки, обычно кп = 0,3^-0,5;
АЛюм = U0-н 1,5% для крупных
СК; тск = 0,2 7ск в зоне наиболее
вероятных значений, 7ск = 4000 ч-
8000 ч
Тб — время работы батареи, при-
нимается 7000 ч для нерегулируе-
мых батарей и 5000—6000 ч для
регулируемых батарей
АР — потери мощности в реакто-
ре;
Тр — время работы реактора в те-
чение года; для отключаемых шун-
тирующих реакторов Тр — 6000 ч
при Т„шх<4000 и 3000-5000 ч
при Ттах > 4000; Тр = 8760 ч для
неотключаемьгх реакторов
11.6. ПАРАЛЛЕЛЬНАЯ РАБОТА
ТРАНСФОРМАТОРОВ
Экономический режим работы трансфор-
маторов. Выбор экономического числа парал-
лельно работающих трансформаторов произ-
водится из условия минимальных потерь
мощности в трансформаторах с учетом по-
терь активной мощности в сети, вызванных
передачей по сети дополнительно реактив-
ной мощности для покрытия реактивных по-
терь в трансформаторах.
Активные потери в сетях, вызываемые
потерями реактивной мощности в трансфор-
маторах, определяются коэффициентом к —
экономическим эквивалентом реактивной
мощности.
Значение экономического эквивалента
реактивной мощности определяется в зави-
симости от места установки трансформатора.
Потери мощности в трансформаторах
определяются по формуле
ЛРТ = ЛРХ 4- Л:Л£>Х + (ЛРК +
S ^2
+ kAQK)
(11.11)
Нагрузка S, после которой целесообразно
увеличить число включенных в работу одно-
типных трансформаторов, определяется по
формуле
~^й + 1)^±*^~.(11.12)
1 AP* + kAQK У
При установке на подстанции неодно-
типных трансформаторов экономический ре-
жим их работы определяется графическим
способом при помощи кривых приведенных
потерь.

Таблица 11.17. Значение эконямического экйивапента реактивной мвщности к, кВт/квар
Характеристика трансформаторов
и системы электроснабжения
Трансформаторы, питающиеся непосредственно от
шин станции на генераторном напряжении
Сетевые трансформаторы, питающиеся от электро-
станции на генераторном напряжении, трансформато-
ры промышленных предприятий, питающиеся от за-
водских или городских электростанций
Понизительные трансформаторы 110—35 кВ, пи-
тающиеся от районных сетей
Понизительные трансформаторы 6,6—10 кВ, пи-
тающиеся от районных сетей
Понизительные трансформаторы, питающиеся от
районных сетей, реактивная нагрузка которых по-
крывается синхронными компенсаторами
Максимальная
нагрузка
системы
0,02
0,07
0,10
0,15
0,05
Минимальная
нагрузка
системы
0,02
0,04
0,06
0,10
0,03
Приведенные потери — потери в транс-
форматоре с учетом потерь активной мощ-
ности в сети, вызванных передачей по сети
дополнительной реактивной мощности для
покрытия реактивных потерь в трансформа-
торе.
Кривые приведенных потерь каждого
трансформатора строятся по формуле
Я2
р = р; + к
°ном
(11.13)
где S — нагрузка трансформатора; SH0M —
номинальная мощность трансформатора;
Р'
1000
SDD
В00
700
В00
500
WO
300
200
100
S=Zl
S-20
WMB
31,5~
0Щ5
'l
[
I
I
I
/--.
\
MB-Aj
I
7
Л
/
-
5, 20 S2 ■ 5.MB-A
Рис, 11.10. Кривые приведенных потерь транс-
форматоров
Р'„ = ЛР„ 4- &Д<2* — приведенные потери XX
трансформатора; Р£ = ЛРК + к AQK — приве-
денные потери КЗ трансформатора.
Кривые приведенных потерь нескольких
параллельно работающих трансформаторов
строятся по формуле
1Р' = 1^ + 1П
(И. 14)
где SH0M — суммарная номинальная мощность
параллельно работающих трансформаторов.
Точки пересечения кривых приведенных
потерь определяют нагрузки, при которых
изменяется экономический режим работы
трансформатора (рис. 11.10).
Экономический режим работы однотип-
ных трехобмоточных трансформаторов. Ре-
жим экономической работы двух однотип-
ных трехобмоточных трансформаторов, уста-
новленных на подстанции, рассматривается
ниже.
Данные трансформаторов:
первого
SHOM = 20 000 кВ ■ А
ДРХ = 54,0 кВт
AQX = 360,0 кВт
Л-Рк1-2 = 223,0 кВт
ДРк]_з = 224,0 кВт
ЛРк2-з = 184,0 кВт
кк,_2 = 18,6%
и,,-з = П.2%
Ик2-з=6,79%
i*r второго
S„oM = 20 000 кВ • А
ЛРХ = 54,5 кВт
AQX = 300,0 кВт
ДРк1 2=199,5 кВт
АРк1_з = 213,0 кВт
ЛРк2-3 = 178,8 кВт
«л -2 = 18,7%
ик1_з = 11,5%
ик2_з = 6,72%
Нагрузка подстанпии на шинах среднего
напряжения составляет 40 % (о^ т= 0,4), на-
грузка на шинах низкого напряжения — 60%

2
мк1-2 + мк2-3 _
2
_ UKl-3 + Цс2-3 "
" ukI-3
- "к1-2
(a2 = 0,6) суммарной нагрузки подстанции. или двух трансформаторов.
Требуется определить нагрузку, при ко- 1. Определение ДРК и ик обмоток транс-
торой экономически выгодна работа одного форматоров:
первый трансформатор второй трансформатор
AP,1 = ^a^+AP^-3-APgzJ.= 13ii5 квт; AP.I=^b^±^lz^fc3=I1W5 кВт;
дрк2= АРк,_2 + ДР^3-АР,^з=91.5 кВт. ДРк2= АР£,-2 + АРк22-з-АРк1^=8265 кВт;
ДРк3== Afici-3^-3-AP.1-2=92>5 кВт; ДРк3= АР^-ДР^з-АА1^=96Д5 кВт;
„ _ "к]-2 + "к1-3~ "к2-3 _.. ц со/. , "к] -2 + "к] -3 ~ "к2~3 11-7/10/.
"к1 ^ —11,Ъ/0, 11к1 = = 11,/4/i,
7 1 о/- „ _ "к!-2 + "к2-3 ~ "к!~3 ._£»<; о/.
Л1 Л» "к2 — Z = 0,У-> /о,
„ _ "K1-J ' "KZ-J "К1-2 _ пэо/. ,, цк1-3 "г Цс2-3 ~~ Цс1—2 ПО/1 о/
ЦсЗ — ~ — — U,J /о, «кЗ = ~ — ~~ U'/4 /о-
2. Определение потерь реактивной мощности в обмотках трансформаторов:
первый трансформатор второй трансформатор
Aft,,™. = ^ОО^ = 2300 квар; Aft,HOMl = "" °^"ом = 2348 квар;
Aft,НОМ2 = "^g-L = 1420 квар; Aft,.„ом2 = Ца^ном = 1390 квар;
Aft,„™3 = ^Ц^= _60 квар. Д6м ном3 = "кЗ°/АоМ = _48 квар.
3. Определение приведенных потерь трансформаторов (экономический эквивалент реак-
тивной, мощности А: =0,1 кВт/квар):
первый трансформатор второй трансформатор
AF* = ЛРХ + fc Aft = 90,0 кВт; AFX = ДРХ + fc Aft = 84,5 кВт;
AFKl = АР,(1 + fcЛем.„ом1 = 361,5 кВт; АР^, = АРК) + fcAft,[[OM, = 351,65 кВт;
AFk2 = АРк2 + fc Aft,HOM2 = 233,5 кВт; АРк2 = ДРк2 + /с Aft,.[[OM2 = 221,65 кВт;
АРкз = АРк3 + fc Дбм.шмз = 86-5 кВт; Л^з = АРк3 + k AGm.hom3 = 91.35 кВт.
4. Определение потерь мощности в АРТ2 = 84,5 + 420,0р2.
трансформаторах по формуле , „ „
T^j ^ j-jpH параллельнои работе двух транс-
АРТ = ДР'х + р2 (АРк! + «1 АР'к2 + а.2 АРкз), форматоров суммарные нагрузочные потери
(Н-15) уменьшаются в 2 раза. Потери мощности
где р - отношение нагрузки трансформатора ПРИ "^^ХтсГ иГ^^ле^*0^"
к номинальной мощности трансформатора; торов опред л т п ф р у
oii — отношение нагрузки подстанции на ши- ДРт(1+2) = 174,5 + 212,0р2.
нах среднего напряжения (приведенной к выс-
шему напряжению) к суммарной нагрузке 6. Определение нагрузки, при которой
подстанции; а2 — то же для нагрузки на ши- к первому трансформатору целесообразно
нах низкого напряжения; подключить второй:
для первого трансформатора
АРт1 = 90,0 + 430,0р2; ЛРт| = АР*<'+2>;
для второго трансформатора
Р = 0,624.

Таблица 11.18. Расчет экономии электроэнергии от отключения незагруженных
траисформаторои за ... месяц 19... года
Название
или
номер
подстан-
•ций
1
Номер и
мощность
трансфор-
матора,
MB-A
1-16
2-16
Щ.%
10,56
10,65
Ом
12,24
13,05
кВт
24,0
20,44
Коэффициент
распре-
деления
нагрузки до
отключения
трансфор-
матора
0,503
0,497
Коэффициент
распре-
деления
нагрузки
после
отключения
трансфор-
матора
1
Суммар-
ная
средняя
нагрузка
подстан-
ции,
А
}з8,0
До отключения
трансформатора
Средняя
нагрузка
трансфор-
матора, А
19,2
18,8
Потери
в об-
мотках,
кВт
4,46
4,62
Продолжение табл. 11.18
или
номер
подстан-
ции
1
До отключения
трансформатора
Сум-
марные
потери,
кВт
1 53,52
Число
часов
работы
трансфор-
маторов
j 720
Потери
электро-
энергии,
тыс.
кВт-ч
1 38,5
После отключения трансформатора
Средняя
нагрузка
трансфор-
матора,
А
38,0
Потери
в об-
мотках,
кВт
18,8
Суммар-
ные
потери,
кВт
39,24
Число
часов
работы
трансфор-
маторов
720
Потери
электро-
энергии,
тыс.
кВт-ч
28,2
Примечание. Экономия 38,5 — 28,2 = 10,3 тыс. кВт-ч.
7. Определение нагрузки, при которой
ко второму трансформатору целесообразно
подключить первый:
ДРт2 = ДРт(1+2);
0 = 0,66.
Таким образом, при нагрузке подстанции
от 0 до 0,624SHOM выгодно работать первым
трансформатором, при нагрузке от 0,624 SH0M
до 0,66SHOM — вторым, при нагрузке больше
0,66SHOM — двумя трансформаторами парал-
лельно.
Распределение нагрузок между параллель-
но работающими трансформаторами. Нагрузка
между параллельно работающими трансфор-
маторами распределяется пропорционально
их мощностям и обратно пропорционально
напряжениям КЗ.
Для определения нагрузки трансформа-
торов напряжения КЗ всех параллельно ра-
ботающих трансформаторов должны быть
приведены к одной мощности, например
к мощности первого трансформатора:
"ном! .
«KI.
KI "^ > "к2 ;
йном2
"к2
йном1
Нагрузка каждого параллельного рабо-
тающего трансформатора определяется по
формуле ""
S1=X1S; S2=X2S; ...; S„ = ?^S,(11.16)
где S — суммарная нагрузка подстанции; Х1;
Х2, ■ ■ ■. ^п — коэффициенты нагрузки транс-
форматоров :
V, =
1
\"к1 "к2 Цен/
■ki = ~r
( 1 • 1 1\ . '
\ик1. Кк2 Щп/
Л*?. ....
\«к1 "к2 "кп/
При. обозначении величины, заключен-
ной в скобки, через к получается
1
/^ — ■ ^^ — ,
ки'кХ ки'а
■ ■■К =
киК„
При параллельной работе двух транс-
форматоров коэффициенты загрузки соот-

ветственно равны:
А-1
Цс2
и'к1 + «1с2
X, =
Цс!
мк1 + и'к1
Пример. Параллельно работают три
трансформатора со следующими характери-
стиками:
SHOMl=25 MB-A; ик1 = Щ5%;
S»om2 = 31,5 MB -A; ил == 10,5 %;
Snoui = Щ. MB ■ A; uKi = 10,41 %.
Определение распределения между ними
суммарной нагрузки подстанции S =
= 75 MB-А:
1. Приведение напряжения КЗ к мощ-
ности первого трансформатора SHOM):
ы'к] = Щц = Ю,5 %;
г'к2 — г'к2
: 8,35 %;
Ц(3 = "кЗ
"^номЗ
Коэффициент к равен:
1 , ! !
и',,
6,52%.
■■ 0,368.
ЧЩ Цс2 ЦсЗ
Коэффициенты загрузки равны:
1
*•! =
Х2 =
1
few'
к2
fcui
= 0,259;
= 0,325;
= 0,416.
кЗ
2. Определение нагрузки каждого транс-
форматора:
Si =\iS=l9,4 MB-A;
S2 = \2S = 24,4 MB • A;
11.7. РАСЧЕТ НАПРЯЖЕНИЙ В ЭЛЕМЕНТАХ СЕТИ
Таблица 11.19. Основные формулы определения потерь напряжения в элементах сети
Элемент сети
Линия трехфазного
тока
Трансформатор
"Мощные трансформа-
торы
Реактор
Расчетная формула
г Pr + Qx
Дl/ = J/3/(Vcos(p + xsincp), или Д[/= —
(Д1/, U, кВ; /, кА; г, х, Ом; Р, кВ-А; Q, квар)
Д1/т% = (иа%со8ф + ир%япф) ■- ;
^НОМ
д Т7 " *-^т/о '-'ном
т 100
(t/„OMAt/T, кВ)
Д [/т% = кк% sin<j> , или
^НОМ
^ном
(S, кВ-А; Q, квар)
AUp% = xp%-^-sinq>
■*ном
Примечание. Для определения потерь напряжения, %/км, в зависимости от тока для наиболее
распространенных марок распределительных сетей применяется расчетная-линейка (рис. 11.11).

*-_
ft"
■Si
&:
■
^
te-
s>:
k>-
^~
"
-
-
^
-
:
to-
-
t^-i
4a-
ta-
-
«t—
N3-
(S,-
*-»-
-
ft\
-
.
»—
ft"
-
"
"ъ_
ft"
■
■^-i
ВГ
-
-
~
&"
-
_
-
^ "
ft4-
-
ft_
ki_
ft"
i i
-
"*>-,
3-T
_
•
:
Й:
"
^
si
-
-
-
^
':
ftj
"a:
M
ca^
*^ .
fe
^
ti
k>
t-i
t-
*a
«s
ft
t-
*
*n
is
Cm
X
tsi
is
Cm
ft
■s-
4
'SI
«5.
pa
^
•~f
4
'41
<*-
ft
ft
LT
4
i-ч
S"
Q
§J
^
ft".
ft-,1^-
4
*a_
СчС
Ы-
ft*
ftj
ft_
ft~-
ft"
ftt
■is
- ■q.
ft-
u_l
ft\
>~-"JcaJ
ft"-
ftj
ft"
ft
ft"
N- -
■Si-
ft-
-ft"
^ . ft «*a *a:
^^^^^^^ft^^T
к
<}
I
t
4
4
и
я
я
При расчетах по линейке потери.напря-
жения в линии, %, определяются по фор-
муле
&U = AUJ,
где AU0 - удельные потери напряжения,
%/км; /-длина линии, км.
Расчет напряжения в линиях. Напряже-
ния на одном конце линии по известному
напряжению второго конца определяются
по формулам
Ut =U2 + AUz+j5U2 =
гт Ргг + 0.2* , ,- РгХ - Qzr .
U-,
:171--Д1/1-У81/1 =
iV + 6i* Р,х - Qs
= Ui v[ } и, '
где AU и &V - продольная и поперечная
составляющие падения напряжения:
AV
Pr + Qx ,
U
SU-
Поперечная составляющая падения на-
пряжения учитывается для сетей 220 кВ
и выше, при данных и сильно нагруженных
линиях и когда к расчету предъявляются
требования получения результатов с относи-
тельно высокой точностью. ->
Выбор уставок АРНТ. Регулирование
напряжения устройствами АРНТ осуществля-
ется по следующей зависимости:
U — U о "4- К-'нагр»
где U — регулируемое напряжение на шинах
подстанции; U0 — напряжение, поддерживае-
мое АРНТ при отсутствии нагрузки на
трансформаторе; к1ИВ1р — составляющая, со-
ответствующая падению напряжения в потре-
бительских сетях.
Для устройства АРНТ выбираются:
напряжение UB, кВ; ,
токовая компенсация** % Щ при но-
минальной нагрузке трансформатора;
нечувствительность +AV, % U0;
выдержка времени, мин.
Выбор уставок АРН нагляднее произ-
вести графическим путем; для этого строится
график зависимости напряжения на шинах
от тока нагрузки трансформатора (рис. 11.12).
Допустимые уровни напряжения при ми-
нимальной и максимальной нагрузках транс-
форматора известны из опыта эксплуатации
или могут быть получены расчетным путем.
Токовая компенсация определяется из

«.Кб
11,0
10,7
10,5
1Q,S
и«л
Щ
Я It
%
^
_^х>'
^<^
«•*"
s^' *"'
^Js^
<>"
*-"
,*г
'min |
'mux
i
ном
W
200
300 1,А
Рис. 11.12. График зависимости напряжения
на шинах от тока нагрузки
графика
U.-Up
U0
100%.
Минимальная зона нечувствительности
АРНТ должна быть больше ступени пере-
ключателя. Практически минимальная не-
чувствительность должна быть +1,0—1,5%,
при этом зона нечувствительности будет
2-3%.
Выдержка времени на АРНТ устанавли-
вается, как правило, 3 мин, это дает воз-
можность избежать лишних переключений
ответвлений трансформатора.
Пример выбора уставок АРНТ:
трансформатор ТМН-6300/110;
и„,
.= 115 + 9-1,78%/11 кВ;
*ном — 3:51 А,
при 1тах = 270 A U = 10,7 кВ;
при 1т1„ = 100 A U = 10,3 кВ.
Из графика рис. 11.12 получается U0 =
= 10,05 кВ, UK = 10,85 кВ.
Токовая компенсация равна:
и. - и0
и0
100 = 8 %.
Нечувствительность принимаем +1 %,
т. е. зона нечувствительности 2% > 1,78%.
11.8. НОРМЫ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Таблица 11.20. Показатели качества электрической энергии
Источники питания
Нормируемые параметры качества электрической энергии у ее
приемников
Электрические сети
однофазного тока
Отклонение частоты
Размах колебаний частоты
Отклонение напряжения
Размах изменения напряжения
Коэффициент искажения кривой напряжения
Электрические
трехфазного тока
Отклонение частоты
Размах колебаний частоты
Отклонение напряжения
Размах изменения напряжения
Коэффициент несинусоидальности напряжения
Коэффициент обратной последовательности напряжений
Коэффициент нулевой последовательности напряжений
Электрические сети
постоянного тока
Отклонение напряжения
Размах изменения напряжения
Коэффициент пульсации напряжения
Примечания: 1. Отключение частоты, Гц или %,— разность между действительным и но-
минальным значениями основной частоты
Д/=/-/ном иЛИ Д/= ЮО.

Продолжение табл. 11.20
2. Размах колебаний частоты, Гц или %,—разность между наибольшим и наименьшим значе-
ниями основной частоты за определенный промежуток времени
о, , , „, fmax—fmm Л
of=fmax-fmin или 5/= 100.
JHOM
Под колебанием частоты понимаются ее изменения, происходящие со скоростью 0,2 Гц/с.
3. Оценка всех показателей качества электрической энергии, относящихся к напряжению, про-
изводится по действующим значениям напряжения.
4. Отклонение напряжения, кВ или %, — разность между действительным и номинальным зна-
чениями напряжения
^ном
В электрических сетях трехфазного тока действительное напряжение определяется как напряжение
прямой последовательности основной частоты.
5. Колебания напряжения оцениваются:
а) размахом изменения напряжения, кВ или %,— разностью между следующими друг за другом
экстремумами огибающей действующих значений напряжения; если огибающая действующих значений
напряжения имеет горизонтальные участки, то размах изменения напряжения определяется как разность
между соседними экстремумом и горизонтальным участком или как разность между соседними
горизонтальными участками (рис. 11.13):
с тг »г с Umax Umin ,__
8и = Umax — Umin или bv = 100;
б) частотой изменения напряжения, 1/с, 1/мин, 1/ч,
Г
где m — количество изменений напряжения со скоростью изменения более 1 % в секунду за время Т;
в) интервалом между следующим друг за другом изменениями напряжения Atx (рис. 11.14).
6. Коэффициент обратной последовательности напряжений £г, %, — отношение напряжения обратной
последовательности основной частоты, определяемого разложением на симметричные составляющие
системы линейных напряжений, к номинальному линейному напряжению:
е,= ?-100.
7. Коэффициент нулевой последовательности напряжений Е0, %,— отношение напряжений нулевой
последовательности основной частоты к номинальному фазному напряжению:
£/„
-100.
и
8. Коэффициент искажения кривой напряжения Кяс, %, — отношение действующего значения гар-
монического содержания несинусоидального напряжения к напряжению основной частоты:
X
Кяс= г. 100* -уг 100,
где Е/„ — действующее значение напряжения и-й гармоники, В, кВ; и — номер последней из учитьгааемых
гармоник.
9. Коэффициент пульсации выпрямленного напряжения — отношение действующего значения пере-
менной составляющей пульсирующего напряжения-к его номинальному значению:
кп= 1и;/иИ

ы
5
4
3
г
1
ft
•
V
<::
4 Б 10 20 40801204 Б 10 2040801204ЕЮ 20 40 т
0,25 0,10,050,020,008 0,17 0,05 0,20,008 0,17 0J5 ОЩЁЛ.
Изменений, ч I Изменения, мин I Изменения, с
-е > < Ц-* ^»
Рис. 11.13. Допустимые значения размахов
изменений напряжения в зависимости от
частоты их повторения
Щ%
Рис. 11.14. Колебания напряжения (пять раз-
махов изменении напряжения за
с)
Таблица 11.21. Допустимые значения показателен качества электрической энергии
Показатели
качества
Отклонение часто-
ты:
>-нормальный
режим
временная ра-
бота
Размах колебаний
частоты
Отклонение на-
пряжения
Приемники электрического тока
-
—
Зажимы приборов рабочего
освещения, установленных в
производственных помещени-
ях и общественных зданиях,
где требуется значительное
зрительное напряжение; про-
жекторы наружного освеще-
ния
Зажимы электрических двига-
телей и аппаратов для их
пуска и управления
Зажимы остальных приемни-
ков, в том числе животно-
водческих комплексов и пти-
цефабрик
В электрических сетях сельско-
хозяйственных районов, кроме
животноводческих комплексов
и птицефабрик, и в сетях, пи-
тающихся от шин тяговых
подстанций электрифициро-
ванного транспорта
Нормы
±0,1 Гц
± 0,2 Гц
Не должен
превышать
0,2 Гп
-2,5 +
- +5,0% Vm
-5,0 +
+ +10,0%£/ном
± 5,0% ^„ом
Допускаются
другие значе-
ния откло-
нений напря-
жения
Пояснения
1. Усредненное за 10 мин
2. Указанные нормы не
распространяются на пе-
риод послеаварийного
восстановления частоты
В послеаварийных режи-
мах допускается допол-
нительное понижение на-
пряжения на 5,0%
При наличии специаль-
ных технико-экономиче-
ских обоснований, с раз-
решения Министерства
энергетики и электрифи-
кации СССР

продолжение таол. и.л
Показатели
качества
Еазмах изменения
напряжения
Коэффициент об-
ратной последо-
вательности на-
пряжения
Коэффициент ну-
левой последо-
вательности
напряжения
Коэффициент ис-
кажения кривой
напряжения
Коэффициент
пульсации
выпрямленного
напряжения
Приемники электрического тока
Зажимы ламп накаливания
В электрических сетях сельско-
хозяйственных районов и в се-
тях, питающихся: от шин тя-
говых подстанций электрифи-
цированного транспорта
Зажимы любого трехфазного
симметричного приемника
электрической энергии
В трехфазной распределитель-
ной сети с однофазными осве-
тительными и бытовыми при-
емниками электрической энер-
гии
Зажимы любого приемника
электрической энергии
Зажимы электрических дви-
гателей постоянного тока
Нормы
Определяется
по кривой на
рис. 11.13
ДопускакЖя
другие значе-
ния колебаний
напряжения
До 2,0%
длительно
Не должно
превышать
значений,
при которых
действующее
значение
напряжения
не выходит
за допусти-
мые пределы
До 5,0%
длительно
Не более
8,0%
Пояснения
В зависимости от час-
тоты их повторения или
интервала между сле-
дующими друг за другом
изменениями напряже-
ния
При наличии специаль-
ных технико-экономиче-
ских обоснований, с раз-
решения Министерства
энергетики и электрифи-
кации СССР
Не распространяется на
приемники, присоеди-
ненные к электрическим
сетям, питающимся от
шин тяговых подстанций
железных дорог, элект-
рифицированных на пе-
ременном токе, за иск-
лючением случаев пита-
ния приемников, предъ-
являющих определенные
требования к несиммет-
рии напряжения
С учетом отклонения
напряжения прямой по-
следовательности, на-
пряжения обратной по-
следовательности и гар-
моник напряжения
ч.
Л
Ик _
Примечания: 1. В таблице приводятся нормы качества электрической энергии у ее приемников
в нормальных и послеаварииных эксплуатационных режимах работы энергетических систем и ста-
ционарных электрических сетей общего назначения переменного тока частотой 50 Гц и постоянного
тока.
2. В таблице не даются нормы качества электрической энергии у ее приемников:
а) при питании от электрических сетей специального назначения, передвижных установок, автоном-
но работающих маломощных (до 1000' кВт) источников питания, временных электрических сетей;
б) в аварийных режимах.

Продолжение табл. 11.21
3. Значения показателей качества электрической энергии должны находиться в допустимых
пределах, указанных в таблице, с интегральной вероятностью 0,95 за установленный период времени.
4. Контроль качества электрической энергии на границе раздела балансовой принадлежности
электрических сетей должен осуществляться эиергоснабжаюгцей организацией и потребителем.
11.9. ПЕРЕЧЕНЬ ПРОГРАММ ДЛЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ НА ЭВМ
Номер
програм-
мы
1
2
3
4
5
Ч.
6
7
8
9
. 10
11
12
13
14
15
16
17
18
'••■ Наименование программы
Расчет установившихся энергетических
режимов
Комплекс программ моделирования на
ЭВМ установившихся и переходных ре-
жимов в энергосистеме
Расчет установившегося режима электри-
ческой сети с оптимизацией по напря-
жению, реактивной мощности и коэффи-
циентам трансформации
Комплекс программ анализа статисти-
ческой устойчивости энергосистем
Комплекс программ расчета устойчивос-
ти
Расчет переходных процессов в узлах
нагрузки
Расчет и анализ динамической и ста-
тической устойчивости большой сети (по
1000 узлов)
Расчет токов КЗ и эквивалентов в слож-
ных электрических сетях с числом узлов до
2000
Расчет потерь и токов КЗ в сетях
6-10 кВ
Расчет потокораспределения в электри-
ческой сети с учетом регулирования ко-
эффициентов трансформации трансформа-
торов, РПН и величины выработки ре-
активной мощности
Комплекс программ расчета режимов
распределительных сетей
Электрический расчет сети 0,38^-35 кВ
на автоматизированном банке данных
БАСПЭС
Расчет и анализ нормального режима
В Л 6-10 кВ на БАСПЭС
Информационно-вычислительный комп-
лекс для распределительных сетей
Расчет токов КЗ для проверки обору-
дования на статическую и динамическую
устойчивость, выбор уставок релейной за-
щиты и автоматики
Расчет предельных токовых нагрузок
Комплекс программ анализа и прогно-
зирования нагрузок энергетических систем
Расчет расстояния до места поврежде-
ния по параметрам аварийного режима
Условное
обозначение
РУЭР
«Мустанг»
Б-2/600
СТАКОН
КУСТ
БЕЛИНИ
y-Vl-38
Потери
—
_
-
ИВК РЭС-2
—
ПРОВОД
ПРОГНОЗ
ОМП-ПАР
Разработчик
ОДУ Юга
ОДУ С-3
внииэ
иэд
внииэ
БелЭНИН
ЭНИН
ИЭД
Ленэнерго
Уралтехэнерго
»
Молдавское
отделение
«Сельэлектро-
проекта»
То же
чпи
Украинское
отделение
«Сельэлектро-
проекта»
Ленэнерго
ТПИ
ВНИИЭ

Продолжение
Примечания: 1. Все программы указаны для ЭВМ типа ЭС. Более подробные сведения об
этих и иных не вошедших в таблицу программах можно получить в отделах АСУ энергосистем,
у организации — разработчика программы или во Всесоюзном научно-техническом информационном
центре.
2. Сокращенные обозначения организаций разработчиков:
ИЭД — институт электродинамики АН УССР:
ВНИИЭ — Всесоюзный научно-исследовательский институт энергетики;
ЭНИН — Государственный научно-исследовательский энергетический институт имени Г. М. Кржи-
жановского ;
ОДУ С-3 — Объединенное диспетчерское управление Северо-Запада;
ЧПИ — Челябинский политехнический институт;
ТПИ — Таллиннский политехнический институт.
Раздел двенадцатый
ВЫБОР И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИЗОЛЯЦИИ В РАЙОНАХ
С ЗАГРЯЗНЕННОЙ АТМОСФЕРОЙ
12.1. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ИЗОЛЯЦИИ
Выбор изоляции ВЛ, внешней изоляции
электрооборудования и подвесной изоляции
РУ и подстанций переменного тока классов
напряжений 6 — 750 кВ производится в зави-
симости от степени загрязненности атмосфе-
ры (СЗА) в месте расположения электро-
установки, соответствующей определенному
значению удельной эффективной длины пути
утечки изоляции Х^ф, которое должно быть
не менее нормированных значений, приведен-
ных в табл. 12.1.
Длина пути утечки, см, поддерживающих
гирлянд ВЛ, штыревых изоляторов ВЛ,
внешней изоляции электрооборудования на-
ружной установки РУ и подстанций выби-
рается из табл. 12.2 или определяется из
выражения
где Х,ф — удельная эффективная длина пути
утечки, см/кВ; U — наибольшее рабочее меж-
дуфазное напряжение, кВ; Кж — результирую-
щий коэффипиент эффективности использо-
вания длины пути утечки изолятора или
изоляционной конструкции (результирующий
коэффициент эффективности), учитывающий
использование как длины пути утечки оди-
ночного изолятора, так и особенности рабо-
ты изоляторов в изоляционных конструкци-
ях разного типа.
Степень
загрязнен-
ности
атмосферы
I
II
III
IV
V
VI
VII
Таблица
?-эф
Внешняя изоляция
электрооборудования
РУ и подстанций
6-35
1,7
1,7
2,2
2,6
3,1
3,5
—
110-750
1,5
1,5
1,8
2,25
2,6
3,1
—
12.1. Нормированные значения А^
см/кВ, при номинальном напряжении, кВ
Поддерживающие гирлянды ВЛ 6—750 кВ и штыревые
изоляторы на металлических и железобетонных опорах
Сети с изолированной
нейтралью
6-20
2,2
2,2
2,2
2,6
3,0
3,5
4,2
35
1,9
1,9
2,2
2,6
3,0
3,5
4,2
Сети с эффективно
заземленной нейтралью
110-220
1,4
1,6
1,9
2,25
2,6
3,1
3,7
330-750
1,4
1,5
1,8
2,25
2,6
3,1
3,7

Таблица 12.2. Длина пути утечки изоляторов и изолирующих конструкпии
Тип изолятора или
изолирующей конструкции
Тип и количество
последовательно
включенных изоляторов
Номинальное
напряжение,
Длина
пути
утечки,
см, не
менее
Подвесные фарфоровые и стеклянные изоляторы
нормального исполнения
ГТС40
ПФ6-Б (ПМ-4,%
ПФ6-А (11-4,5) t
ПФ6-В (ПФЕ-4,5)
VZC-2007
ПФ70-В (ПФб^В)
ПС6-А (ПС-4,5)
ГТС6-Б
ПС70-Б (ПС6-Б)
ПС70-Д (ПС6)
ПФЕ-11
П-7
П-11
ПС12-А
ПС120-А (ПС12-А)
ОС 120
ПФ160-А (ПФ16-А)
ПС160-Б (ПС16-Б)
ПС160-Б
ПС160
ПФ20-А (ПФЕ-16)
ПС210-Б
ПС22А (ЛС-22)
ПС30-А (ЛС-30)
ПС300-Б (ПС30-Б)
ПС400-А
ПФ70 (ПФ6)
ПС70-В (ПС6-В)
ПС70 (ПС6)
ПС12
псзоо
ПС400
СФ-110/2,25 (СП-110)
Подвесные фа|
ПФГ5-А (ПР-3,5)
ПФГ6-А (НС-2)
ПФГ6-А (НС-2)
ПФГ70-Б (ПФГ6-Б)
VZM-2025
ПФГ8-А (НЗ-6)
ПСГ6-А
ПСГ70-А (ПСГ6-А)
ПСГ70-Д
ПСГ120-А (ПСГ12-А)
LS 75/21 (стержневой)
ШС10-А
ШС10-Г
ШФ10-Г
ШФ20-В
ШФ35-Б
Штыревые изоляторы 10
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
оры грязесто!
_
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
)-35 кВ
10
10
10
20
35
18,5
28
28,5
32,4
26,3
35,5
25,5
29,5
29,5
29
38,4
30
34
32,5
32,5
33
38,5
39
36,8
37
42
37,5
39
35
41,8
45
31,2
30
27,7
33,5
44
45,5
188
1КОГО НСИ
45
47
40
37,5
42,5
47
40
41
39,5
42,5
346
21
26,5
26,5
38,5
70

Продолжение табл. 12.2
Тип изолятора или
изолирующей конструкции
Тип и количество
последовательно
включенных изоляторов
Номинальное
напряжение,
кВ
Опорные изоляторы наружной установки
КО-10
ОНС-10-500
ОНСУ-Ю-ЗООТ
ОНШ-10-500
ОНШ-10-2000
ОНШ-20-1000-1
ОНС-20-500
ОНС-20-500-1
ОНС-20-2000
СТ-35
ОНС-35-200 (СТ-35С)
ИОС-35-500 (ОНС-35-500)
ИОСУ-35-500 (ОНСУ-35-500)
КО-35С
КО-35СУ
КО-400 (ОНС-40-1000)
ОНСУ-40-1000
(КО-400С)
ОНШ-35-1000 (ШТ-35)
ОНШ-35-2000 (ИШД-35)
ОНВП-35-1000
ОНС-35-1500
ОНС-35-2000
ОС-1
СТ-110
УСТ-ПО
ИОС-110-400
ОНС-110-300
КО-1ЮУ
ИОС-110-600
АКО-110
КО-110-1000
КО-110-1250
КО-110-1500
КО-110-2000
ОНС-110-1600
ОНС-110-2000
РНД(3)-35/1000
РНД(3)-35Б/1000
РНД(3)-35/2000-3200
РНД(3>35Б/2000
РНД(3)-35У/1000-2000
РНД(3)-110/1000
РНД(3>110/1000СК
РНД(3)-1ШБ/1000
РНД(З)-110/2000-3200
РНД(3>110У/1000-2000
РНД(3)-110/630-1250Т
РНД(3)-150/1000-3200
РНД(3)-220/1000
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Разъединители
ИОС-35-500
ИОС-35-500
ОНСУ-40-1000
ОНСУ-40-1000
ИОСУ-35-500
ИОС-110-400
ИОС-110-400
ИОС-110-400
ИОС-110-600
ОНСУ-40-1000 +
+ КО-110-1250
ОНСУ-40-1000 +
+ КО-110-1250
ОНСУ-40-1000 +
КО-110-1250
КО-110-1250 +
+ ИОС-110-600
10
10
10
10"
10
20
20
20
20
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
ПО
НО
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
110
35
35
35
35
35
ПО
НО
ПО
ПО
ПО
ПО
150
220
Длина
пути
утечки,
см, не
менее
. 20
20
40
20
20
68
40
40
40
57
70
70
105
105
112
70
90
70
90
70
70
70
71
150
190
190
190 •
150
223
210
195
190
190
190
200
200
70
70
t
т
105
190
190
190
223
■ 280
280
280
413
Отношение
Ли/А*1
1,35
—
1,94
—
—
—
1,88
1,88
1,94
1,35
2,15
2,25
2,35
2,4
2,45
1,9
2,45
—
—
2,6
2,2
2,2
—
1,65
2,05
2?15
2,05
1,65
2,45
2,25
2,1
2,1
2,15
2,15
2,25
2,25
2,25
2,25
■ 2,45
2,45
2,4
2,1
2,1
2,1
2,45
2,2
2,2
2,2
2,25

Продолжение табл. 12.2
Тип изолятора или
изолирующей конструкции
РНД(3)-220/2000-3200
РНД(3)-220/1000-2000
РНД(3)-220/630-1250Т
РНД(3)-220У/20,00
У-
РНД(3)-220У/1350Т
РНД(3)-330/3200
РНД(3)-330У/3200
РНД(3)-500/3200
РНД(3)-500/2000Т
РНВ(3)-750П/4000
Тип и количество
последовательно
включенных изоляторов
QHC-110-2000 +
+ КО-110-1250
2ИОС-110-600
2ИОС-110-600
КО-110-1250 +
+ 2ИОС-110-600
ЗИОС-110-600
ОНС-110-2000 +
+ КО-110-1250 +
+ ИОС-110-600
КО-110-2000 +
+ ОНС-П0-2000 +
+ КО-110-1250 +
+ ИОС-110-600
КО-110-2000 +
+ ОНС-110-2000 +
+ КО-110-1250 +
+ ИОС-110-600
5ИОС-110-600
6ИОС-110-600
Номинальное
напряжение,
кВ
220
220
220
220
220
330
330
500
500
750
Длина
пути
утечки,
см, не
менее
390
446
446 •
636
669
613
803
803
1115
1388
£И/А*'
2,1
2,4
2,4
2,3
2,45
2,25
2,2
2,2
2,45
2,45
ОД(3)-35/630
ОД(3)-1 ЮМ/630
ОД-ПОУ/1000
ОД-П0/800Т
ОД-П0/630Т
ОД-150У/1000
ОД-220М/1000
КРН-35
КЗ-35Т
КЗ-35УТ
КЗ-110
КЗ-ПОУТ
КЗ-ПОТ
КЗ-220
Отделители
ИОС-35-500
ИОС-110-400
ОНСУ-40-1000 +
+ КО-110-1250
ОНСУ-40-1000 +
+ КО-110-1250
ИОС-110-400 +
+ ОНСУ-40-1000
ОНСУ-40-1000 +
+ КО-110-1250
ИОС-П0-600 +
+ КО-И0-1250
Коротс:озамыс:атс.1
ИОС-35-500
ОНСУ-40-1000
ИОСУ-35-500
КО-110-1250
ОНСУ-40-1000 +
+ КО-110-1250
ОНСУ-40-1000 +
+ ИОС-110-400 +
+ ИО-3-600
ИОС-110-600 +
+ КО-И0-1250
35
ПО
ПО
ПО
ПО
150
_
220
т
35
35
35
ПО
ПО
ПО
220
70
190
280
280
280
280
413
70
90
105
190
280
290
413

Продолжение табл. 12.2
Тип изолятора или
изолирующий конструкции
Тип и количество
последовательно
включенных изоляторов
Номинальное
напряжение,
кВ
Длина
пути
утечки,
см, не
менее
3OH-110M-I
зон-пом-п
ЗОН-110У1
ЗОН-ИОН
ЗОН-НОУН
зон-потн
ШО-35
ШО-35У
ШО-110
ШО-110У
ШО-150
ШО-150У
ШО-220
ШО-220Т
ШО-220УТ
ШО-220У
ШО-ЗЗОМ
ШО-500МУ1
ШО-500Т1
ШО-750У1
НОМ-35
ЗНОМ-35
ЗНОМ-35Т
НКФ-110-57
НКФ-110-57
НКФ-110-58
НКФ-220
НКФ-220
НКФ-330
НКФ-400
НКФ-500
НДЕ-500
НДЕ-750
Заземлители
ИОС-110-400+
+ КО-10
ИОС-110-400
ИОС-110-400 +
+ ОНСУ-40-1000 +
+ КО-10
ИОС-110-400 +
+ ОНСУ-40-1000 +
+ КО-10
ИОС-110-400 +
+ ОНСУ-40-1000
ИОС-110-400+
+ ОНСУ-4О-1000-
Шинные опоры
ИОС-35-500
ИОСУ-35-500
ИОС-110-600
КО-110-1250 +
+ ОНСУ-40-1000
КО-110-1250 +
+ ОНСУ-40-1000
ИОС-110-600 +
+ КО-110-1250
ИОС-110-600 +
+ КО-110-1250
2ИОС-110-600
ЗИОС-110-600
ИОС-110-600 +
+2КО-110-1250
ИОС+110-600 +
+ КО-П0-1250 +
+ ОНС-110-2000
4ИОС-110-600
5ИОС-110-600
6ИОС-110-600
ПО
не-
НО
по
110
по
35
35
ПО
НО
150
150
220
220
220
220
330
500
500
750
Трансформаторы напряжения
210
190
300
300
280
280
70
105
223
280
280
413
413
446
669
603
613
892
1115
1338
35
"35
35
ПО
ПО
ПО
220
220
330
400
500
500 •
750
•>79
-X 79
79
200
285
285
400
570
600
800
800
1050
1180

E xi
in in m in
inwm in in
^"r^c>f r4W«"r^c^r^rJr^n-T<NWr<-i <ч"г<ч m"
o«i«ioooooooo*oo^SSS9
ininmOOOOOOOOOOOOOOOO
mrnm'-^'-^ininmincNCNCNCNmmoooin
I I I
I I I
I I I II I I I I I I
о
о
о
о о
о о
in in
5 .22^С1н^НН>.
8|®®®©®®©©©©®©©0,©©|1»&|
ННННННННННННННННННН
1П1П1П 1П 1П1П1П1П1П1П
чо с^^^оо чо^^ m г^чо^чо ^ ^^о ^" m^in^m ^^^^^^^o^cn^
rs" —<" rs rs rs rs" rs" rs" rs" rs" rs" rs" rs" rs" cm" rs" rs" rs" rs" rs" <n" rs" cn" rs" rs" rs" rs" rs" rs" rs" rs"
■-« CNCNCNCNC^mCNCNCNCN^^minininininmOOOOOOOO^^UW^^N^
mmooooooooooooooooooooooooooooo
fnmHHHHHHrtHHH^lflfSfSOIfSfSNfSftmfnfnOOOOlflVl
-^--^»-^»-^r-Hr-H-4»-^r-H»-^»-^»-^CNCNCN(NCNCNCNmr^imminininint^t^-
I
I
I I I I I I I I I I I I I I I
I I I I I I I I I I I I
о
Й 0o in
ЧО ""g-iS £
i О Oq 000°
д>,яд2>,Ей5
pqpqpqpqpqpqpapaeQ
о
о
ЧО
Йнзтд
о T Н
•7 csrsrs^
pqpqpqpqpq
тююют
og
о S
ЧО О
—i <N_
o~o"
t4 № № № о
Л t-rea rn cu s-r<ri rn m ЕЯ со rn m

Продолжение табл. 12.2
Тип изолятора или
изолируюшей конструкции
Тип и количество
последовательно
включенных изоляторов
Номинальное
напряжение,
кВ
Длина
пути
утечки,
см, не
менее
ВМК-35В-1000/16
МКП-35-1000-25А
МКП-35-1000-25Б
У-35-2500
У-35-2500
С-35М-63О-10А
С-35М-630-10Б
С-35-3200-50
МКП-НОБ
МКП-ПОБ
У-110А
У-110Б
У-220
У-220
У-220
Масляные выключатели
Вводы
БМВПУ
0-15
■110/1000
Вводы
ГБМВУ
М У -110/ЮООТ
0-15 ' ■
Вводы
™-110/2000
0-15
Вводы
^мву_и
0-15 '
Вводы
™Е.220/2000
0-15 '
Вводы
БМВПУ
0-15
Вводы
БМВПУ
0-15
-220/1000
-220/2000
35
35
35-
35
35
35
35
35
10
70
73
113
70
ПО
73
113
115
284
ПО
по
по
220
220
220
280
205
280
382
592
592
Проходные изоляторы для наружной установки
ЙП-10/400-750
ИП-10/630-750
ИП-10/1000-750
ИП-10/630-1250
ИП-10/1000-1250
ИП-10/1600-1250
ИП-10/2000-1250
ИП-10/3150-1250
ИПУ-10/630-750
ИПУ-10/1000-750
ИПУ-10/630-1250
ИПУ-10/1000-1250
ИПУ-10/1600-1250
—
—
—
—
—
—
—
—
~~
—
—
—
—
10
10
2u[i7*2
V»
30/17*2
—
—
—
—
—
—
—
■—
—
—
—
—

Продолжение табл. 12.2
Тип изолятора или
изолирующей конструкции
ИПУ-10/2000-1250
ИПУ-10/3150-1250
ИГ1-20/2000-1250
ИП-20/3150-1250%
ИП-35/400-750
ИП-35/630-750
ИП-35/1000-750
ИП-35/1600-750
ИП-35/3150-2000
ИП-35/6300-2000
ИП-35/5000-4250
ИП-35/6300-4250
ИП-35/8000-4250
ИП-35/10000-4250
Тип и количество
последовательно
включенных изоляторов
-
-
-
Номинальное
напряжение,
кВ
10
20
35
Длина
пути
утечки,
см, не
менее
30/17*2
40/30*2
70
Отношение
-
-
Проходные изоляторы для силовых трансформаторов
ПНТ-6-10/250
ПНТ-Г0/400
ПНТ-10/630
ПНТ-10/1000
ПНТ-10/3200
ПНТУ-10/250
ПНТУ-10/400
ПНТУ-10/630
ПНТУ-10/1000
ПНТУ-10/3200
ПНТ-20/250
ПНТ-20/400
ПНТ-20/460
ПНТ-20/1000
ПНТ-20/3200
ПНТ-20/5000
ПНТУ-20/250
ПНТУ-20/400
ПНТУ-20/630
ПНТУ-20/1000
ПНТУ-20/3200
—
-
-
—
-
-
10
10
20
20
30
40
41
40
60
-
-
-
-
Конденсаторы связи
СМР-66Д/3-0,0044
СМП-66/[/з-4,4
СМК-110/]/3-0,0064
95
95
205

Продолжение табл. 12.2
Тип изолятора или
изолирующей конструкции
СМП-110/)/3-6,4
СМР-166/^/3-0,014
СМБ-66/]/3-0,0044
СМПБ-66/]/з~-4,4
СМРБ-П0/]/3-0,00б4
СМПБ-П0/]/з-6,4
СМБ-166/)/з-14
СМП-166/[/3-14
РВО-6
РВП-6Н
РВО-10
РВП-10
РВС-15, РВС-22Т
РВС-20, РВС-ЗЗТ,
РВС-25, РВС-33
РВС-35
РВС-35Т
РВС-110
РВС-ПОМ
РВС-ПОК (1963 г.)
РВС-ПОК (после 1964 г.)
РВС-150
РВС-150М
РВС-220
РВС-220М
РВМГ-НОМ
РВМГ-150
РВМГ-150М
РВМГ-220
РВМГ-220М
РВМГ-ЗЗОМ
РВМГ-500 (до 1970 г.)
РВМГ-500 (после 1971 г.)
РВМК-ЗЗОП
РВМК-330
РВМК-500
РВМК-500П
РВМК-750М
ОПН-НО
ОПН-150
ОПН-220
ОПН-330
ОПН-500
ОПНИ-500
Тип и количество
последовательно
включенных изоляторов
-
-
-
-
-
-
-
-
Номинальное
напряжение,
кВ
-
-
_--
-
-
-
-
-
Вентильные разрядники
•
—
—
—
—
—
—
—
_
.—
—
—
—
—
—
—
_
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
— .
6
6
10
10
15
20
35
35
ПО
НО
ПО
ПО
150
150
220
220
ПО
150
150
220
220
330
500
500
330
330
500
500
750
Ограничятели перенапряжений
_
—.
—
—
■ —
-
ПО
150
220
330
500
500
Длина
пути
утечки,
см, не
менее
205
286
145
145
286
285
414
286
22
■ 22
30
30
54
77
ПО
ПО
285
270
340/275*3
340/185*3
430/185*3
370/185*3
545/370*3
545/185*3
375
505/220*3
500
760/220*3
780
1030/225*3
1520/840*3
152О/Й50*з
140бМ45*з
795/655*3
2300/920*3
1260/945*3
1950
226
315
4550
900
1070
1070
Отношение
LJh»
-'"
-
-
-
-
-
-
—
—
—
—
— .
—
—
•^
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
_
—
—
—
—
-

Продолжение табл. 12.2
Тип изолятора или
изолирующей конструкции
ОПН-750
ОПНО-750
Тип и количество
последовательно
включенных изоляторов
-
Номинальное
напряжение,
кВ
750
750
Длина
пути
утечки,
см, не
менее
1420
1720
Отношение
-
КН-6
кн-ю
ИКМ-Ю,
ИКН-10
Изоляторы для кабельных муфт
10
10
20
29
30
*' 1г — строительная высота изолятора или изоляционной конструкции.
*2 В числителе — для наружной части проходного изолятора, в знаменателе — для внутренней.
*3 В числителе — для покрышки разрядника, в знаменателе — для опорной изоляции.
Результирующий коэффициент эффек-
тивности
КИ = ККК,
где К — коэффициент эффективности длины
пути утечки одиночных изоляторов или изо-
ляционной конструкции; Кк — коэффициент
эффективности длины пути утечки составной
конструкции.
Количество изоляторов в поддерживаю-
щих гирляндах ВЛ на металлических и
железобетонных опорах следз'ет определять
по формуле
т = ЦЬт
где L — геометрическая длина пути утечки
гирлянды изоляторов или изолирующей кон-
струкции, см; Lm — геометрическая длина пу-
ти зтечки одного изолятора, см.
В натяжных и поддерживающих гирлян-
дах ОРУ и подстанций количество тарель-
чатых изоляторов выбирается с добавлением
по сравнению с одноцепными гирляндами
ВЛ в каждую цепь гирлянды ОРУ: 110 —
150 кВ-1, 220-330 кВ-2, 500 кВ - 3,
750 кВ — 4 изолятора.
12.2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИЗОЛЯЦИИ
В УСЛОВИЯХ ЗАГРЯЗНЕНИЯ
В эксплуатации для каждой зоны с по-
вышенной СЗА (СЗА выше II) должны быть
разработаны мероприятия по повышению
надежности работы изоляции путем ее уси-
ления и применения профилактических ме-
роприятий (ручная чистка изоляции, обмыв,
нанесение гидрофобных покрытий, замена
загрязненных изоляторов чистыми).
Усиление изоляции ВЛ и подвесной изо-
ляции ОРУ осуществляется увеличением дли-
ны гирлянды путем добавления изоляторов
того же типа, заменой установленных изоля-
торов изоляторами с меньшей строительной
высотой и (или) с увеличенной длиной пути
утечки, заменой изоляторов изоляторами с
поверхностью, которая меньше загрязняется
и лучше самоочищается в данных условиях,
применением на ВЛ комбинированных изо-
лирз'ющих подвесок типа «звезда», «обрат-
ная звезда» и т. п.
Рекомендуемые количества изоляторов
различных исполнений, устанавливаемых на
ВЛ 6 — 750 кВ в зависимости от СЗА, при-
ведены в табл. 12.3 — 12.9.
Таблица 12.3. Рекомендуемые типы
штыревых язоляторев дли ВЛ 6 — 10 кВ
иа металлических и железобетонных опорах
Номинальное
напряжение
ВЛ, кВ
6
10
СЗА
I-IV
V-VI
V-V1
VII
I—III
1-Ш
IV-V
Тип изолятора
ШС10-А
ШСЮ-Г
ШФЮ-Г
ШФ20-В
ШСЮ-Г
ШФЮ-Г
ШФ20-В

Таблица 12.4. Рекомендуемые типы
штыревых изоляторов для ВЛ 6—20 кВ на
деревянных опорах и траверсах
Номинальное
напряжение
ВЛ, кВ
6
10
20
СЗА
1-Ш
IV -VI*
IV-VI*
VII*
I—II
III-IV*
III-IV*
IV—VI*
1-Ш
Тип изолятора
ШС10-А
ШСЮ-Г
ШФЮ-Г
ШФ20-В
ШСЮ-А
ШСЮ-Г
ШФЮ-Г
ШФ20-В
ШФ20-В
* Рекомендуемые типы штыревых изоляторов
в районах с IV—VI СЗА указаны с учетом того,
что крючья и штыри зашунтированы между собой
без заземления, а в районах с VII СЗА — с их" за-
землением.
Усиление внешней изоляции ОРУ реко-
мендуется производить заменой установлен-
ного электрооборудования на электрообору-
дование с увеличенной длиной пути утечки
или иа электрооборудование следующего
- класса напряжения.
Усиление изоляции шинных опор, разъ-
единителей, отделителей, короткозамыкате-
лей следует производить заменой установ-
ленных изоляторов изоляторами с увеличен-
ной длиной пути утечки или добавлением
однотипных изоляторов в колонну.
В ОРУ, расположенных в зонах с
IV—VII СЗА, рекомендуется заменять опор-
но-стержневые изоляторы на опорно-штыре-
вые (ОНШ-3 5-2000).
Чистка изоляции ВЛ и ОРУ может
производиться в зависимости от вида и сте-
пени загрязнения вручную или струей воды.
Чистка вручную производится в случаях
невозможности применения обмыва изоля-
Таблица 12.5
Номинальное
ВЛ, кВ
6
10
20
. Рекомендуемое количестио подвесных изоляторов в натяжных
ВЛ 6—20 кВ на металлических и железобетонных онорах
Тип изолятора
ПС60-Д
ПФ70-В
ПС60-Д
ПФ70-В
ПСГ70-А
ПС60-Д
ПФ70-В
ПСГ70-А
гирляндах
Количество изоляторов в гирлянде ВЛ, шт., при СЗА
I, II
1
1
1
1
2
2
III
1
1
1
1
2
2
IV
1
1
2
1
1
3
2
2
V
1
1
2
2
2
3
3
3
VI
1
1
2
2
2
3
2
3
VII
I
" 2
2
2
3
Таблица 12.6. Рекомендуемое количество изоляторов в поддерживающих гирляндах ВЛ 35 кВ
на металлических и железобетонных опорах на высоте до 1000 м над уровнем моря
Тип изолятора
ПС40
ПФ6-Б(ПМ-4,5)
ПФб-А(П-4,5) -
ПФ6-В
VZC-2007
ПФ70-В (ПФ6-В)
ПС6-А (ПС-4,5)
ГгСб-Б
ПС70-Б (ПС6-Б)
ПС70-Д (ПС6)
ПФ70 <ПФ6)
ПС70-В (ПС6-В)
ПС70 (ПС6)
ПФГ5-А
Количество изоляторов в гирляндах ВЛ, шт., при СЗА
I
4
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
II
4
3
3
3
3
3
3
3
3
з ■
3
3
3
III
5
3
3
3'
4
3~
4
4
4
4
3
3
3
2
IV
6
4
4-
4
4
4
4
4
- 4
4
3
3
4
3
v ,.
7 *te
5
4
4
5
4
5
5
5
5
А
4
4
3
VI
8
5
5
5
6
5
6
5
5
6
4
4
5
4
VII
9 ■
6
6
6
7
6
7
7
7
7
5
5
6
5

Продолжение табл. 12.6
ПФГ6-А (НС-2)
ПФГ6-А (НС-2)
ПФГ70-Б (ПФГ6-Б)
VZM-2025
ПСГ6-А
ПСГ70-А (ПСГ6-А)
ПСГ70-Д
Количество изоляторов в гирляндах ВЛ, шт., при СЗА
I
:
п
-
ш
2
3
3
3
3
3
3
IV
3
3
4
3
3
3
3
V
3
4
4
4
4
4
4
VI
4
4
5
4
4
4
5
VII
5
5
6
5
5
5
5
Таблица 12.7. Рекомендуемое количество изоляторов
в поддерживаювдиж гирляндах ВЛ 110
и 150 кВ на металлических и железобетонных опорах иа высоте
Тип изолятора
ПС40
ПФ6-Б (ПМ-4.5)
ПФ6-А (11-4,5)
ПФ6-В
VZC-2007
ПФ70-В (ПФ6-В)
ПС6-Д (ПС-4,5)
ПС6-Б
ПС70-Б (ПС6-Б)
ПС70-Д (ПС6)
ПФ70 (ПФ6)
ПС70-В (ПС6-В)
ПС70 (ПС6)
СФ-110/2,25 (СП-ПО)
ПФГ5-А
ПФГ6-А (НС-2)
ПФГ6-А (НС-2)
ПФГ70Б (ПФГ6-Б)
VZM-2025
ПСГ6-А
ПСГ70-А (ПСГ6-А)
ПСГ70-Д
ПФГ8-А,
LS75/21
I
10
7
6
6
7
6
7
7
7
7
6
6
7
1
—
—
—
—
—
—
—
—
—
1
Количество
II
11
7
7
7
8
7
8
8
8
8
7
7
7
1
—
—
—
—
—
—
—
—
—
1
ВЛ
III
13
9
9
8
9
8
10
о
9
9
7
7
8
6
6
7
8
7
7
7
7
6
1
до 1000 м над уровнем моря
изоляторов в гирляндах ВЛ. шт.., при СЗА
ПО кВ
IV
16
10
10
10
11
10
11
11
11
11
8
9
9
7
7
9
10
9
9
8
9
7
I
V
18
12
12
11
13
И
13
12
12
13
10
10
11
9
9
10
11
10
10
10
10
9
1
VI
21
14
14
13
15
13
16
15
15
15
11
12
13
10
10
12
13
12
12
12
12
10
2
VII
25
17
17
16
18
16
18
18
18
18
14
14
15
12
12
14
16
14
14
14
14
12
2
I
9
9
8
9
8
10
9
9
9
8
8
9
1
—
_
—
—
_
—
—
_
1
П
10
10
10
11
10
11
10
10
11
9
9
10
2
—
_
—
—
_
—
—
—
_
1
ВЛ
III
12
12
11
13
11
13
12
12
13
10
10
и
9
9
10
11
10
10
10
10
9
1
150 кВ
IV
14
14
13
15
13
15
15
15
15
11
12
13
10
10
12
13
12
12
12
12
10
2
V
16
16
15
17
15
18
17
17
17
13
14
15
12
12
14
15
13
14
13
14
12
2
VI
19
19
18
20
18
21
20
20
20
16
16
18
14
14
16
18
16
16
16
16
14
2
VII
23
23
22
24
22
25
24
24
24
19
19
21
16
16
19
21
19
19
19
20
16
3
Таблица 12.8. Рекомендуемое количество изоляторов в поддерживающих гирляндах ВЛ 220
-и 330 кВ иа металлических и железобетонных опорах иа высоте до 1000 м над уровнем моря
Тип изолятора
ПФ6-Б (ПМ-4,5)
ПФ6-А (П-4.5)
ПФ6-В
VZC-2007
ПФ70-В (ПФ6-В)
ПС6-А (ПС-4,5)
ПС6-5
ПС70-Б (ПС6-Б)
ПС70-Д (ПС6)
Количество изоляторов в гирляндах ВЛ, шт., при СЗА
ВЛ 220 кВ
I
13
13
12
14
12
14
13
13
14
11
15
14
14
16
14
16
15
15
15
III
17
17
16
18
16
19
18
18
18
IV
20
20
19
22
19
22
21
21
22
V
"24
23
22
25
22
26
25
25
25
VI
28
28
27
30
27
31
29
29
30
VII
34
33
32
36
32
37
35
35
36
ВЛ 330 кВ
I
18
18
17
20
17
20
19
19
19
К
20
19
19
21
19
22
21
21
21
Ш
24
23
22
25
22
26
25
25
25
IV
29
29
28
31
28
32
31
31
31
V
34
33
32
36
32
37
35
35
36
VI
40
40
38
43
38
44
42
42
• 43
■ VII
48
47
46
51
46
53
50
50
51

Продолжение табл. 12.8
Тип изолятора
ПФ70 (ПФ6)
ПС70-В (ПС6-В)
ПС70 (ПС6)
ПС12-А
ПС120-А (ПС12-А)
ПС120
ПС12
ПФ160-А (ПФ16-А)
ПС160-Б (ПС16-Б)
ПС160-Б
ПС160
СФ-110/2,25 (СП-110)
ПФГ5-А
ПФГ6-А (НС-2)
ПФГ6-А (НС-2)
ПФГ70-Б (ПФГ6-Б)
VZM-2025
ЦСГ6-А
ПСГ70-А (ПСГ6-А)
ПСГ70-Д
ПФГ8-4
ПСП20-А (ПСГ12-А)
LS75/21
Количество изоляторов в гирляндах ВЛ, шт., при СЗА
ВЛ 220 кВ
I
12
12
13
13
13
12
11
2
II
13
14
15
14
14
14
12
2
Ш
14
15
16
17
17
17
13
12
12
15
16
14
15
14
15
12
14
2
IV
17
17
19
20
20
20
15
15
15
17
19
17
17
17
17
15
17
2
V
19
20
21
23
23
23
18
17
17
20
22
19
20
19
20
17
19
3
VI
23
24
26
28
28
27
21
20
20
24
26
23
24
23
24
20
23
3
VII
27
28
30
33
33
33
25
24
24
28
31
28
28
27
29
24
28
4
ВЛ 330 кВ
I
16
17
19
18
18
18
15^
16
16
16
15
II
18
18
20
19
19
19
16
17
17
17
16
16
Ш
19
20
21
23
23
23
18
21
20
21
20
17
17
20
22
19
20
19
20
17
19
3
IV
24
25
27
29
29
29
22
26
25
26
24
21
21
25
27
24
25
24
25
21
24
3
V
27
29
31
34
33
33
26
30
29
30
28
24
24
29
32
28
29
28
.29
24
28
4
VI
33
34
37
40
40
39
30
35-
35
35
34
29
29
34
38
33
34
33
34
29
33
4
VII
39
40
44
48
48
47
36
42
42
42
40
40
34
40
45
40
40
40 -
41
34
40
5
Таблица 12.9. Рекомендуемое количество изоляторов и поддерживающих гирляндах ВЛ 500
и 750 кВ на металлических и железобетонных опорах на высоте до 1000 м над уровнем моря
Тип изолятора
ПС12-А
ПС120-А (ПС12-А)
ПС120
ПС12
ПФ160-А (ПФ16-А)
ПС160-Б (ПС16-Б)
ПС160-Б
ПС160
ПС210-Б
ПС300-Б
ПСЗОО
ПС400
ПС400-А
ПС120-А (ПСП2-А)
Количество изоляторов в гирляндах ВЛ, шт., при СЗА "v
ВЛ 500 кВ
I
26
26
26
22
23
23
23
22
22
20
17
II
28
28
28
24
25
24
25
24
23
22
18
Ш
34
34
34
26
30
29
30
28.
28
26
20
28
rv
42
42
41
32
37
37
37
35
35
33
24
35
V
49
49
48
37
43
42
43
41
40
38
28
40
VI
58
58
57
44
51
50
51
49
48
45
33
48
vn
69
69
68
52
61
60
61
58
57
54
40
57.
ВЛ 750 кВ
I
39
39
39
33
35
34
35
33
33
31
25
24
27
II
42
42
41
35
37
37
37
35
35
33
27
26
29
Ш
50
50
50
38
44
44
45
42
42
39
29
28*
35
42
IV
63
63
62
48
55
55
55
53
52
49
36
,35
"43
52
V
73
73
70
55
64
63
64
61
60
56
42
41
50
60
VI
87
87
85
66
76
75
77
73
72
67
50
.48
.60
72
vn
103
103
102
78
91
90
91
87
86
80
60
58
71
86
ции струей воды или малой эффективности
последнего чистой сухой ветошью при пы-
левых несцементировавшихся загрязнениях,
а при наличии на поверхности изоляторов
трудноудаляемых пленок — ветошью или
кистью, смоченными различными раствори-
телями (табл. 12.10).
Обмыв изоляторов ВЛ до 500 кВ вклю-
чительно производится специально обучен-
ным персоналом струей воды под давлением
0,5—1 МПа (5—10 кгс/см2) при минимально
допустимых расстояниях по струе воды
между насадкой и обмываемым изолятором
(табл. 12.11).

Таблица 12.10. Препараты для чистки изоляторов
Наименование препарата
Паста из отмученной
глины и соляной кислоты
Раствор тринатрий-
фосфата
Раствор КЖВ
Раствор соляной кис-
лоты
Бензин, керосин
Трансформаторное и
турбинное масло
Область применения
Загрязнения на ще-
лочной основе, известковая
и содовая пыль
; Загрязнения от ТЭЦ и
алюминиевых комбинатов,
смолистые отложения
Уносы ТЭЦ, работаю-
щих на сернистом топливе,
с одновременным воздей-
ствием загрязнений хи-
мического производства
Плотные сернистые и
углекислые уносы метал-
лургических, коксо-хими-
ческих комбинатов и ТЭЦ,
цементная пыль, подверг-
шаяся схватыванию
Смолистые, жирные
отложения
Уносы цементных за-
водов
Состав и способ (
пркг от овления
Смесь 70% по массе
сухой отмученной глины
с 30% водного (20%-ного)
раствора соляной кислоты
10%-ный раствор
тринатрийфосфата
Смесь 5%-ного раствора
соляной кислоты и жаве-
левой воды в пропорции
3 :2. Смесь до применения
выдерживается на воздухе
в течение 5 — 6 ч
10%-ный раствор соля-
ной кислоты
-
Методика
использования
Паста наносится и расти-
рается кистью по поверх-
ности изолятора, через -IQ&-
15 мин удаляется мокрой
тряпкой. Изолятор промыва-
ется теплой водой и вы-
тирается насухо
Промывка в течение 15 —
20 мин демонтированных изо-
ляторов в горячем (60 — 70 °С)
растворе
Раствор наносят на поверх-
ность изолятора кистью или
тряпкой, после чистки изоля-
тора — обмывка теплой водой
Очистка поверхности изо-
лятора тряпкой, смоченной в
растворе, последующая оби-
льная промывка поверхности
изолятора теплой водой
Очистка поверхности изо-
лятора тряпкой, смоченной
растворителями, с последую-
щей протиркой сухой ве-
тошью
Очистка тряпкой, смочен-
ной маслом
Примечание
Для увеличения вы-
держки пасты на поверх-
ности изолятора до 20 —
30 мин в нее добавляют
трансформаторное
масло
Предложен Свердлов-
энерго
Предложен Армглав-
энерго
-

Таблица 12.11. Мииимальвые расстояния при обмыве изоляторов
Диаметр выход-
ного отверстия
насадки, мм
10
12
14
16
Минимально допустимое расстояние по струе, м, при напряжении ВЛ, кВ
До Ю
3
3,5
4
4
35
4
4,5
5
6
110-150
5
6
6,5 ■
7
220
6
8
8,5
9
330
7
9
9,5
10
500
8
Ю
11
12
При обмыве внешней изоляции ОРУ
под напряжением удельная проводимость
воды должна быть не выше 1400 мкОм/см
для ОРУ 35 кВ и не более 700 мкОм/см
для ОРУ, 110-500 кВ.
Периодичность ручной очистки изолято-
ров или их обмыва определяется по резуль-
татам измерения удельной поверхности про-
водимости слоя загрязнения изоляторов.
Покрытие изоляторов гидрофобными
пастами (табл. 12.12 и 12.13) и смазками
(турбинные и трансформаторные масла) ре-
комендуется для ОРУ 110 кВ и выше, рас-
положенных в зонах с IV СЗА и выше при
цементирующихся уносах, в зонах уносов
химических- предприятий с большим содер-
жанием в выбросах легкорастворимых ве-
ществ, приводящих к существенному повы-
шению проводимости естественных осадков.
Покрытие-^ изоляторов ОРУ смазками
может осуществляться под рабочим напряже-
нием с помощью специальных изолирующих
штанг, снабженных компрессором. Конструк-
ции таких штанг разработаны в Уралтех-
энерго, Донбассэнерго и в ряде других энер-
госистем. Получило применение нанесение
латексных покрытий на изоляторы КРУН
6—10 кВ, эксплуатируемых в зонах III —V
СЗА. Латекс СКЭПГ — водный раствор синте-
тического каучука этиленпропиленового
тройного наносится в сухую погоду при
температуре от минус 10 до плюс 30 °С
вручную кистью на чистую сухую поверх-
ность изолятора. Толщина слоя пасты —
0,1 — 0,2 мм. Продолжительность высыхания
пасты 15 — 20 мин. При повреждении старо-
го слоя зачищаются его края и наносится
новый слой.
Таблица 12.12. Гидрофобные пасты для обработки изоляторов
Марка пасты
КВ-3
кпд
кпи
ГПИ-1
ОРГРЭС-150
Состав пасты
Кремнийорганиче-
ская жидкость ПМС,
загущенная аэро-
силом
То же
Кремнийоргани-
ческая жидкость,
ПМС и 1,2% борной
кислоты
Жидкие и твердые
углеводороды
Минеральные и
кремнийорганиче-
ские масла, загущен-
ные аэросилом и це-
резином
Норма расхода
пасты, г/дм2, для
зоны загрязнения
III, IV
5/3
5/3
—
10/10
10/10
V, VI
5/3
5/3
—
20/20
20/20
Стои-
мость 1 кг
пасты,
руб.
14
12
б
3
7
Толщина
слоя
пасты,
мм
0,5/0,2
0,5/0,3
0,5
•!-
1/2
1/2
Завод-изготови-
тель
Завод «Крем-
неполимер»
(г. Запорожье)
То же .
» »
Московский
нефтемаслоза-
вод (МНМЗ)
То же
Примечание. Норма расхода пасты и толщина слоя пасты указаны в числителе для зоны
умеренного климата, в знаменателе для зоны жаркого климата.

Таблица 12.13. Разовая потребность в пасте для обработки одного изолятора или
трансформатора тока
Тип изолятора или
трансформатора тока
ПФ6-Б (ПМ-4,5)
ПФ6-А (П-4,5) .
ПФ6-В (ПФЕ-4Д-
ПФ10-А
ПФ20-А (ПФЕ-16)
ПФГ-6А (НС-2)
ПФГ8-А
ПФГ6-А
ОНСУ-10-300
КО-10
ОНС-20-500
ОНС-20-2000
НОС-35-500
НОСУ-35-500
ОНС-35-1500
ОНС-35-2000
НОС-] 10-400
НОС-110-600
КО-110-1500
ОНС-110-2000
ТФЗМ-35
ТФЗМ-220
ТФУМ-330
ТФЗМ-500
Площадь
поверхности
изолятора,
дм2
13
13
18
22
29
25
27
26
18
13
17
26
31
57
50
50
102
16
13
11
250
170
210
272
Количество пасты, г/изолятор, необходимое для
обработки изоляторов в районах с V и VI i
загрязнения
Зона умеренного климата
ОРГРЭС-150
260
260
360
440
580
500
540
320
360
260
340
520
620
1400
1000
1000
2040
320
260
220
5000
3400
4200
5400
КПД
65
65
90
110
145
125
135
130
90
65
85
130
155
285
250
250
510
80
65
55
1250
850
1005
1360
;тепеиями
Зона жарього климата
ОРГРЭС-150.
ГПИ-1
260
260
360
440
580
500
540
320
360
260
340
520
620
1400
1000
1000
2040
320
260
220
5000
3400
4200
5440
КПД
39
39
54
66
87
75
81
78
54
39
51
78
93
174
150
150
306
48
39
33
750
540
630
816
\атыи
ИСПЫТАНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
13.1. ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ,
РЕМОНТЫ И ИСПЫТАНИЯ
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Ввод в эксплуатацию электрооборудо-
вания производится после приемки его в
установленном правилами порядке. Перед
приемкой производится опробование по уз-
лам, пробный пуск и комплексное опробо-
вание. При поузловой приемке, проводимой
после окончания всех строительных и мон-
тажных работ по данному узлу, проверяется
выполнение действующих норм и правил,
а также директивных материалов и заводских
инструкций. При пробном пуске проверяются
работоспособность электрооборудования,
безопасность его эксплуатации, настройка
вспомогательных элементов и готовность
оборудования к комплексному опробованию.
При комплексном опробовании проверя-
ется совместная работа ■ основного и вспо-
могательного электрооборудования под на-
грузкой,
В электрических сетях комплексное оп-
робование считается проведенным при усло-
вии нормальной и непрерывной работы
электрооборудования подстанций в течение
72 ч, а линий электропередачи в течение
24 ч.
Началом опробования считается вклю-
чение под нагрузку. В процессе эксплуата-
ции должен проводиться планово-предупре-
дительный ремонт электрооборудования, т. е.
капитальный и текущий ремонты. Перио-
дичность капитальных и текущих ремонтов
электрооборудования устанавливается прави-
лами технической эксплуатадии и дейстйуго-
щими нормами (табл. 13.1).

Таблица 13.1. Периодичность ремовтов электротехнического оборудования и аппаратов
Наименование оборудо-
вания или аппаратов
Генераторы и син-
хронные компенса-
торы
Электродвигатели
Силовые трансфор-
маторы, автотранс-
форматоры и масля-
ные реакторы
Аппараты распре-
делительных уст-
ройств
Периодичность ремонтов
Первый раз для турбогенераторов и
синхронных компенсаторов не позднее чем
через 8000 ч, а для гидрогенераторов через
6000 ч работы после ввода в эксплуатацию
В эксплуатации капитальные и текущие
ремонты генераторов должны совмещаться
с ремонтами турбин. Капитальные ремонты
синхронных компенсаторов — не чаще чем
через 4—5 лет
По местным инструкциям
Текущие ремонты:
главных трансформаторов электро-
станций и подстанций основных и ре-
зервных трансформаторов с. н. — не
реже 1 раза в 2 года;
установленных в местах усиленного
загрязнения — по местным инструкци-
ям, но не реже 1 раза в 2 года;
остальных трансформаторов — по мере
необходимости, но не реже 1 раза в
4 года;
устройств РПН и систем охлаждения
Д, ДЦ и Ц — ежегодно
Капитальные ремонты:
трансформаторов напряжением 110,
150 кВ, мощностью 125 MB • А и более,
всех трансформаторов 220 кВ и выше
. электростанций и подстанций, ос-
новных трансформаторов с. н. — пер-
вый раз не позже чем через 12 лет
после ввода в эксплуатацию с учетом
результатов испытаний, а в дальней-
шем — по мере необходимости по ре-
зультатам испытаний и состояния
трансформатора;
остальных трансформаторов — по ре-
зультатам испытаний и их состояния
Первый ремонт — в сроки, регламенти-
рованные заводской эксплуатационной до-
кументацией
Капитальные ремонты;
масляных выключателей — 1 раз в 6 —
8 лет при контроле характеристик
выключателя с приводом в межремонт-
ный период;
выключателей нагрузки, разъедините-
лей и заземляющих ножей — 1 раз в
4 — 8 лет; .
воздушных выключателей — 1 раз в
4—6 лет;
отделителей и короткозамыкателей с
открытым ножом и их приводов —
1 раз в 2—3 года;
компрессоров— 1 раз в 2 — 3 года;
остальных аппаратов РУ (измеритель-
ных трансформаторов, конденсаторов
связи и др.) — по результатам испыта-
ний и осмотра
Примечание
В объем ремонта
входят выемка ротора,
усиление крепления ло-
бовых частей, перекли-
новка стержней статора,
проверка крепления шин
и кронштейнов, проверка
крепления и плотности
запрессовки сердечника
статора
-
Сроки могут быть из-.
менеНы главным инжене-
ром энергопредприятия
С проверкой механиз-
ма РПН по всему диапа-
зону в объеме 10 циклов
При наличии несколь-
ких трансформаторов на
одном предприятии,
идентичных по конструк-
ции, мощности, -> классу
напряжения, необходи-
мость их ремонта опре-
деляется по результатам
ремонта первых образ-
цов (не менее двух) и в
зависимости от резуль-
татов испытаний и сос-
тояния трансформатора
Ч-
\

Продолжение табл. 13.1
Наименование оборудо-
вания или аппаратов
Аппараты распреде-
лительных устройств
Аккумуляторные
установки %
Воздушные линии
электропередачи
Заземляющие
устройства
Средства защиты
от перенапряжения
Освещение
Периодичность ремонтов
Текущие ремонты — в сроки, установлен-
ные главным инженером энергопредприя-
тия
Капитальный ремонт с заменой элек-
тродов батареи С, СК — не ранее чем через
15 — 20 лет после ввода в эксплуатацию
Капитальный ремонт — не реже 1 раз
в 10 лет для ВЛ на железобетонных и
металлических опорах и не реже 1 раза в
5 лет для ВЛ на опорах с деревянными
опорами
Одновременно с ремонтами РУ
По результатам испытаний и осмотров
Капитальный ремонт — не реже 1 раза
в 5 лет
Примечание
-
-
—
-
-
-
Первый капитальный ремонт электро-
оборудования должен проводиться в сроки,
указанные в заводских инструкциях.
Периодичность капитального ремонта
может быть изменена, исходя из опыта
эксплуатации, мощности КЗ, числа комму-
тационных операций и результатов испыта-
ний. Изменение периодичности капитальных
ремонтов по присоединениям, находящимся
в ведении диспетчера энергосистемы, произ-
водится решением главного инженера энерго-
управления, а по остальным присоединени-
ям — решением главного инженера энерго-
предприятия. Текущий ремонт электрообору-
дования РУ и проверка его действия (опро-
бование) производятся по мере необходи-
мости в сроки, установленные главным ин-
женером энергопредприятия.
Неплановые ремонты проводятся после
использования коммутационного или меха-
нического ресурса электрооборудования.
Испытания электрооборудования прово-
дятся в соответствии с ПУЭ и Нормами
испытаний электрооборудования при первом
включении электрооборудования, при капи-
тальном и текущем ремонтах агрегата, ме-
ханизма, устройства, а также в межремонт-
ный период. Объем испытаний и периодич-
ность их проведения определяются классом
напряжения электрооборудования, надеж-
ностью его конструкции, сроком службы
и другими факторами (табл. 13.2).
Результаты эксплуатационных испыта-
ний электрооборудования, как правило, опре-
деляют необходимость проведения его ре-
монта.
Необходимость проведения межремонт-
ных испытаний, а также объем и сроки
испытаний электрооборудования устанавли-
ваются главным нженером энергоуправле-
ния (или ПЭО).

13.2. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Таблица 13.2. Периодичность и нормы испытаний электрооборудования
Наименование испытания
Периодич-
ность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
Синхронные генераторы и компенсаторы1
1. Оценка состояния
изоляции обмоток
2. Измерение сопротив-
ления изоляции:
обмотки статора (каж-
дой фазы или ветви в
отдельности относите-
льно корпуса и других
заземленных фаз или
. ветвей)
обмотки ротора
цепи возбуждения гене-
ратора и коллекторного
возбудителя со всей
присоединенной аппа-
ратурой (без обмоток
ротора и возбудителя)
обмотки коллекторных
возбудителя и подвоз-
будителя (относительно
корпуса и бандажей)
бандажей якоря и кол-
лектора возбудителя и
подвозбудителя
изолированных стяж-
ных болтов стали ста-
тора
подшипников
уплотнений вала, диф-
фузоров, щитов венти-
ляторов и других уз-
лов статора
термометров сопротив-
ления с проводкой
(включая проводку
внутри генератора)
концевых выводов об-
мотки статора турбо-
генераторов ТГВ
п
п,
т,
п,
т,
п,
т,
п,
п
п,
п,
п
п,
п,
к
к,
м
к,
м
к,
м
К, Т
к
к
к
к
к
к
По результатам измерений, проводимых согласно
табл. 13.3
Измерения проводятся мегаомметром 2500 В. Для
вновь вводимых генераторов допустимые значения со-
противления изоляции и отношение Rayi^is" приве-
дены в табл. 13.3. Для генераторов, находящихся
в эксплуатации, допустимые значения сопротивле-
ния изоляции и отношение J?60'7^l5" He нормируются,
но должны учитываться при решении вопроса о необ-
ходимости сушки. Сопротивление изоляции у гене-
раторов с водяным охлаждением обмотки статора
измеряется по схемам табл. 13.4 и 13.5
Значения сопротивления изоляции при температуре
10 — 30 °С не менее 0,5 МОм. Допускается ввод в эк-
сплуатацию генераторов мощностью не выше 300 МВт
с неявнополюсными роторами, охлаждаемыми газом
при сопротивлении изоляции не ниже 2 кОм при
температуре 75 °С или 20 кОм при температуре 20 °С
Сопротивление изоляции, измеренное мегаом-
метром 1000 (500) В, не менее 1 МОм
Сопротивление изоляции, измеренное мегаоммет-
ром 1000 В при температуре 10 — 30 СС, не менее
0,5 МОм
Сопротивление изоляции, измеренное мегаом-
метром 1000 В при заземленной обмотке якоря, не
менее 1 МОм
Сопротивление изоляции, измеренное мегаом-
метром 1000 В, не менее 1 МОм
Сопротивление изоляции, измеренное мегаом-
метром 1000 В, не менее 0,3 МОм для гидрогенера-
торов н 1 МОм для турбогенераторов
Сопротивление изоляции, измеренное мегаом-
метром 500 — 1000 В, должно сашгветствовать завод-
ским данным (обычно не менее 0,5 МОм)
Для вновь установленных машин сопротивление
изоляции термометров сопротивления, измеренное
мегаомметром 250 или 500 В, не менее 1 МОм.
Сопротивление изоляции на работающих генераторах
не должно заметно отличаться от ранее измеренного,
а для турбогенераторов ТВВ и ТГВ не менее 0,5 МОм
Сопротивление изоляции, измеренное мегаоммет-
ром 2500 В при температуре 10 — 30 °С, не менее
1000 МОм. Измерение производится до соединения
вывода с обмоткой

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периодич-
ность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
3. Испытание изоляции
обмотки статора повышен-
ным выпрямленным напря-
жением с измерением тока
утечки по фазам или ветвям
4. Испытание изоляции
повышенным напряжением
промышленной частоты:
обмотки статора
обмотки
ротора
явнополюсного
обмотки неявнополюс-
ного ротора
обмотки коллекторных
возбудителей и под-
возбудителей
цепи возбуждения
реостатов возбуждения
резистора цепи гашения
поля и АГП
концевых выводов об-
мотки статора турбо-
генераторов:
п,к,м
п,к,м
п, к
п, к
TI, К
п, к
п, к
п, к
Значения испытательных напряжений для вновь
вводимых генераторов согласно табл. 13,6. Для гене-
раторов, находящихся в экснлуатации, значение
испытательного выпрямленного напряжения при-
нимается 1,6 испытательного напряжения промышлен-
ной частоты, но не выше напряжения, которым
испытывался генератор ири вводе в эксплуатацию.
При испытании не должно наступать пробоя или
увеличения тока утечки выше предельно допустимого
значения. Коэффициент нелинейности не должен
превышать 3
Значения испытательных напряжений принимаются
согласно табл. 13.6
Изоляцию обмотки статора вновь вводимых генера-
торов рекомендуется испытывать до ввода ротора в
статор, а для гидрогенераторов — после стыковки
статора. При капитальном ремонте и межремонтных
испытаниях изоляция статора испытывается после
останова генератора и снятия торцевых щитов до
очистки изоляции от загрязнения. Обмотки с водяным
охлаждением испытываются при циркуляции дистил-
лята с удельным сопротивлением не менее 75 кОм ■ см
и номинальном расходе
При испытании не должно происходить пробоя
изоляции и наблюдаться сосредоточенное в отдельных
точках свечение желтого и красноватого цвета, дым,
тление бандажей и другие подобные явления. Голубое
и белое свечение допускается
При испытании полностью собранного генератора
не должно происходить отклонений от нормального
режима (толчков стрелок измерительных приборов,
щелчка в корпусе генератора, повышенных значений
токов утечки но сравнению с ранее измеренными и т. п.).
В противном случае испытания должны быть прек-
ращены и повторены при снятых торцевых щитах
Значения испытательного напряжения для вновь
вводимых генераторов 8С/возе;ном, но не ниже 1,2
и не выше 2,8 кВ. Для генераторов, находящихся в
эксплуатации, значения испытательного напряжения
б&возб.ном. но не ниже 1 кВ
Испытательное напряжение 1 кВ, если это не про-
тиворечит требованиям технических условий или если
заводом не предусмотрено более высокое испытатель-
ное напряжение
Значения испытательного напряжения для вновь
вводимых возбудителей и подвозбудителей 8 Ubm5 H0M,
но не ниже 1,2 и не выше 2,8 кВ. Для возбудителей
и подвозбудителей, находящихся в эксплуатации, —
1 кВ
Испытательное напряжение 1 кВ
То же
Испытательное напряжение 2 кВ

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периодич-
ность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
ТГВ-200,
ТГВ-200М
TFB-300,
ТГВ-500
п, к
5. Измерение сопротив-
ления постоянному току:
пофазно или по ветвям
обмотки статора
обмотки .ротора
обмоток возбуждения
возбудителей
обмотки якоря возбуди-
теля
резистора цепи гашения
поля, реостата воз-
буждения
6. Измерение сопротив-
ления обмотки ротора пере-
менному току
7. Измерение воздушного
зазора:
между статором и ро-
тором
под полюсами возбуди-
теля
8. Определение характе-
ристик генератора:
П, К
п, к
п, к
п, к
п, к
п, к
п, к
п, к
Испытательное напряжение 31 кВ для концевых
выводов, испытанных на заводе вместе с изоляцией
обмотки статора, и 34,5 кВ для резервных концевых
выводов перед установкой их на турбогенератор
Испытательное напряжение 39 кВ для концевых вы-
водов, испытанных на заводе вместе с изоляцией об-
мотки статора, и 43 кВ для резервных концевых вы-
водов перед установкой их на турбогенератор
Сопротивления фаз обмотки статора не должны от-
личаться друг от друга или от ранее измеренных зна-
чений более чем на 2%. Расхождение между измерен-
ными значениями сопротивлений ветвей допускается
5%
Сопротивление не должно отличаться от заводских
данных или от ранее измеренного значения более чем
на 2%. У роторов с явными полюсами измеряется
сопротивление каждого полюса в отдельности или
попарно и переходного контакта между катушками
Сопротивление не должно отличаться от заводских
данных или от ранее измеренного значения более чем
на 2%
Сопротивления обмотки между коллекторными
пластинами не должны отличаться друг от друга
более чем на 10%, за .исключением случаев, когда
имеют место закономерные колебания, обусловленные
схемой соединения v
Сопротивление не должно отличаться от заводских
данных или от ранее измеренного значения более чем
на 10% '
У явнополюсных роторов измеряется сопротивление
каждого полюса обмотки в отдельности или двух
поЛюсов вместе. Измерения должны производиться
при определенном состоянии генератора (вставлен-
ный или вынутый ротор, разомкнутая или замкнутая
накоротко обмотка статора) и одних и тех же зна-
чениях напряжения или тока. Отклонения полученных
результатов от данных предыдущих измерений или
от среднего значения сопротивления полюсов должны
находиться в пределах точности измерения
У вновь вводимых явнополюсных машин (генера-
торов и возбудителей) зазоры измеряются под всеми
полюсами
Зазоры в диаметрально противоположных точках
не должны отличаться друг от друга более чем на
± 5 % среднего значения (равноА, их полусумме) у
турбогенераторов мощностью 150 МВт и выше с
непосредственным охлаждением проводников, на
± 10 % у остальных турбогенераторов, на ± 20 % у
гидрогенераторов
Зазоры в диаметрально противоположных точках
не должны отличаться друг от друга бодее чем на
±5% среднего значения у возбудителей турбогенера-
торов мощностью 300 МВт, на ± 10% у возбудителей
остальных генераторов

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периодам
ность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
трехфазного КЗ
П, К
холостого «ода
9. Испытание межвитко-
вой изоляции
П, К
п, к
10. Определение характе-
ристик коллекторного воз-
будителя
11. Испытание стали ста-
тора генераторов
П
К
Отклонение значения характеристики, снятой при
испытании, от заводского, а также от значения ха-
рактеристики, снятой при предыдущих испытаниях,
должно находиться в пределах точности измерения.
Если значение снятой характеристики отличается на
значение, большее, чем пределы точности измерения,
и значения характеристики ниже заводских или ранее
снятой характеристики, то это свидетельствует о
наличии витковых замыканий в обмотке ротора
Отклонение значений снятой характеристики XX от
заводской, а также от снятой при предыдущих испы-
таниях не нормируется, но должно находиться в пре-
делах точности измерения
Испытание производится при XX машины (у син-
хронного компенсатора на выбеге) путем повышения
генерируемого напряжения до значения, равного 130%
номинального для турбогенератора и синхронного
компенсатора, до 150 % для гидрогенератора. Продол-
жительность испытания при наибольшем напряжении
5 мин. При проведении испытания допускается
повышать частоту вращения машины до 115%
номинальной
Межвитковую изоляцию рекомендуется испытывать
одновременно со снятием характеристики XX. При
испытании проверяется симметричность линейных
напряжений
Характеристика XX определяется до наибольшего
(потолочного) значения или значения, установленного
заводом-изготовителем. Снятие нагрузочной характе-
ристики производится при нагрузке на ротор гене-
ратора до значения не ниже значения номинального
тока возбуждения. Отклонения от заводских данных
или ранее снятых характеристик не нормируются
Испытание проводится при индукции 1 Тл в течение
90 мин. Наибольший нагрев зубцов в конце испыта-
ния не должен превышать 25 °С, а наибольшая раз-
ность нагрева различных зубцов 15°С Для гене-
раторов, изготовленных до 1958 г., допускается
наибольший нагрев зубцов 45 "С, а наибольшая раз-
ность нагрева 30°С
Испытание турбогенераторов, изготовленных после
1977 г., и генераторов с непосредственным охлажде-
нием обмоток нроизводится при индукции 1,4 Тл в
течение 45 мин и при сохранении предельных темпе-
ратур но нагреву
В случае, когда индукция отличается от расчетной,
следует производить пересчет длительности испыта-
ния по формуле: /исп =
В,
расч
Вт
45,
где .ВрасЧ — расчетное значение индукции; Вжп — значе-
ние индукции ири испытании; /исп — время испытания,
соответствующее Висп
Удельные потери в стали не должны отличаться
от заводских данных и данных предыдущих испыта-
ний более чем на 10%. Если отсутствуют данные, то
удельные потери для легированных сталей не должны
превышать 2,5 Вт/кг, а для холоднокатаных они
должны соответствовать приведенным ниже:

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периодич-
ность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и опенка их результатов
12. Испытание турбогене-
ратора в асинхронном режи-
ме
13. Испытание на нагрев
М
П, М
14. Измерение остаточно-
го напряжения на обмотке
статора генератора
15. Определение индук-
тивных сопротивлений и
постоянных времени гене-
ратора
16. Проверка качества
дистиллята
17. Испытание газоохла-
дителей гидравлическим
давлением
п
п.
п,
т,
к
к
м
п, к
Марка стали
Э41 (1511)
Э42 (1512) <~
Э43 (1513)
Э43А (1514)
Э320 (3412) вдоль проката
Э320 (3212) поперек проката
ЭЗЗО (3413) вдоль проката
ЭЗЗО (3413) поперек проката
Допустимые удельные
потери, Вту
кг, в спин-
ке при индукции
1,0 Тл
2,0
1,8
1,6
1,5
1,4
1,7
1,2
2,0
1,4 Тл
4,0
3,6
3,2
2,9
2,7
3,3
2,3
3,9
Испытанию подвергаются только турбогенераторы
с массивными роторами и бандажными кольцами. На
основании приведенных испытаний даются рекоменда-
ции по режиму работы турбогенераторов в асинхрон-
ном режиме
Температура статора измеряется заложенными тем-
пературными индикаторами. При повышении в
процессе эксплуатации длительно допустимого значе-
ния температуры меди и стали статора или обмотки
ротора необходимо убедиться в достоверности
показаний штатных приборов теплового контроля,
при отсутствии отклонений от номинальных значе-
ний эксплуатационных параметров генератора (ток
статора, температура холодного газа, давление
водорода, загрязнение газоохладителей и т. п.)
провести внеочередные тепловые испытания при
одной-двух нагрузках, близких к номинальной
Данные испытаний сравниваются с данными пре-
дыдущих испытаний и требованиями государственных
стандартов
Измерение производится при отключенном АГП
в цепи ротора. Значение остаточного напряжения не
нормируется
Значения индуктивного сопротивления и постоян-
ных времени не нормируются
Дистиллят, которым заполняется система охлажде-
ния обмотки, должен иметь удельное сопротивление
не ниже 200-103 Ом-см. В период эксплуатации до-
пускается снижение удельного сопротивления дистил-
лята до 75-Ю3 Ом-см \
Испытательное гидравлическое давление должно
быть равно двукратному наибольшему рабочему
давлению, но не менее 294 кПа для Турбо- и гидро-
генераторов серии ТГВ и 588 кПа для остальных
турбогенераторов с водородным охлаждением. Про-
должительность испытания 30 мин. При испытании
не должно наблюдаться снижение испытательного
давления или течи воды. Во время капитальных ремон-
тов турбогенераторов ТГВ-300 проводятся гидравли-
ческие испытания каждой трубки газоохладителя в
отдельности давлением воды 2450 кПа в течение 1 мин.
Количество дефектных трубок в газоохладителе
не должно превышать 5% общего количества

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периодич-
ность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
18. Проверка плотности
водяной системы охлажде-
ния обмотки статора
19. Измерение вибрации
20. Проверка газоплот-
ности ротора, статора, газо-
масляной системы и кор-
пуса генератора в собран-
ном виде
21. Определение суточной
утечки водорода
22. Контрольный анализ
состава газа генераторов с
водородным охлаждением"
П, К
п, к
П, К
п, к,
т, м
п, к,
т, м
Плотность системы вместе с коллекторами и сое-
динительными шлангами проверяется гидравли-
ческими испытаниями конденсатом или обессоленной
водой. Предварительно через систему прокачивается
горячая вода (60—80 °С) втечение 12 —16 ч. Плотность
системы проверяется избыточным давлением воды,
равным 784 кПа (8 кгс/см2). Продолжительность
испытания 24 ч. Утечки воды при испытании не должно
быть. Перед окончанием испытания следует тща-
тельно осмотреть обмотку, коллекторы, шланги,
места их соединений и убедиться в отсутствии проса-
чивания воды
Если результаты гидравлических испытаний отрица-
тельные и определить место утечки не удается,
систему охлаждения необходимо продуть сухим
воздухом и затем опрессовать смесью сжатого воздуха
с газом. Плотность системы при этом проверяется
галоидным течеискателем
Вибрапия (удвоенная амплитуда колебаний) генера-
торов и их возбудителей во всех режимах работы при
номинальной частоте вращения ротора не должна
превышать значений, приведенных в табл. 13.7. Эф-
фективное значение вибрационной скорости опреде-
ляется у генераторов, оснащенных специальными
приборами
Газоплотность ротора и статора проверяется соглас-
но инструкции завода-изготовителя. Газоплотность
турбогенератора и синхронных компенсаторов с водо-
родным охлаждением в собранном виде проверяется
согласно действующей Инструкции по эксплуатации
газомасляной системы водородного охлаждения
генераторов
Перед заполнением корпуса генератора водородом
после подачи масла на уплотнения вала производится
контрольная проверка газоплотности генератора вмес-
те с газомасляной системой. Проверка производится
сжатым воздухом под давлением, равным рабочему
давлению
Продолжительность испытания 24 ч
Значение утечки, %, определяется по формуле
ДК^ОоГ!-^7^, (13.1)
L PH(273 + /1C)J
где Рн и Рк — абсолютное давление в системе во-
дородного охлаждения в начале и в конце испытания,
кПа; tн и tK — температура воздуха в корпусе генера-
тора в начале и конце испытания, °С. Суточная
утечка воздуха не более 1,5%
Суточная утечка водорода при рабочем давлении,
определенная по формуле (13.1), должна быть не бо-
лее 5%
В поступающем в генератор водороде содержание
кислорода по объему не должно быть более 1 %. При
смене охлаждающей среды перед подачей в генератор
водорода при вытеснении воздуха углекислым газом
содержание этого газа должно быть не менее 85%.
При вытеснении воздуха азотом содержание азота
должно быть не менее 97%

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
22. Контрольный анализ
состава газа генераторов с
водородным охлаждением
П, К,"
т, м
23. Измерение напора,
создаваемого компрессором
П, К
24. Гидравлические ис-
пытания буферного бака и
трубопроводов системы
маслоснабжения уплотне-
ний
25. Проверка паек ло-
бовых частей обмотки ста-
тора
26. Испытание концевых
выводов обмотки статора
генераторов серии ТГВ
П, К
П, К
П
Перед подачей в генератор воздуха после вытесне-
ния водорода инертным газом содержание углекисло-
го газа в пробе, взятой из водородного коллектора
газового поста, должно быть не менее 85% у гене-
ратора с вращающимся ротором и не менее 95%
у генератора с неподвижным ротором. При вытесне-
нии водорода азотом содержание азота должно быть
доведено до 97% —
Проверяется содержание водорода в картерах
подшипников, сливных маслопроводах и в газовом
объеме масляного бака. В масляном баке водорода
не должно быть. В картерах подшипников и сливных
маслопроводах допускается концентрация водорода
ДО 1%
Содержание водорода в газе для генератора с
непосредственным охлаждением проводников должно
быть не ниже 98%, для генераторов с косвенным
охлаждением проводников, работающих при давлении
водорода 49кПа и выше, не ниже 97%, при давлении
ниже 49 кПа не ниже 95%
Содержание кислорода в газе у генератора всех
типов не должно превышать 1,2% '
Проверяется влажность газа в газовой системе ге-
нератора (корпус генератора, трубопроводы осушите-
ля, импульсные трубки газоанализатора), в которой
происходит постоянная циркуляция газа. При этом
температура точки росы (влажность) водорода в
корпусе турбогенератора при рабочем давлении
должна быть ниже, чем температура воды на входе
в газоохладителе, но не выше 15СС
Температура точки росы (влажность) в корпусе син-
хронных компенсаторов не нормируется
■ Измерение производится у генераторов серии ТГВ
при номинальной частоте вращения, номинальном из-
быточном давлении водорода, равном 294 кПа; чисто-
та водорода 98% и температура охлаждающего газа
40 °С
Напор должен ориентировочно составлять 8,33 кПа
для турбогенераторов ТГВ-200 и 8,82 кПа для турбо-
генераторов ТГВ-300
Испытание производится у генераторов с водород-
ным охлаждением при давлении масла, равном 1,5
рабочего давления газа в корпусе генератора
Трубопроводы системы маслоснабжения уплотне-
ний до регулятора перепада давления, включая
последний, испытываются при давлении масла, рав-
ном 1,25 наибольшего допустимого рабочего давле-
ния, создаваемого источником Кжаслоснабжения
Продолжительность испытания 3 мин
Проверка производится у генераторов (за исклю-
чением генераторов с водяным охлаждением), пайки
лобовых частей обмотки статора которых вьшолнены
оловянистыми припоями. При обнаружении ухудше-
ния состояния паек проверка их производится
ежегодно
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь
производится перед установкой концевого вывода на
турбогенератор. Значение tg8 собранного концевого
вывода не должно превышать 130 /0, полученного при
измерениях на заводе.

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
26. Испытание концевых
выводов обмотки статора
генераторов серии ТГВ
П
п, к
В случае измерения tg5 концевого вывода без фар-
форовых покрышек значение не должно превышать
3 %. В эксплуатации измерение tg 5 концевых выводов
необязательно и значение tg5 не нормируется
Испытание на газоплотность концевых выводов, ис-
пытанных на .заводе давлением 588 кПа, производит-
ся давлением сжатого воздуха 490 кПа. Концевой
вывод считается выдержавшим испытание, если при
давлении 294 кПа падение давления не превышает
0,00665 кПа/ч
Машины постоянного тока (кроме возбудителей)
27. Измерение сопротив-
ления изоляции
28. Испытание повышен-
ным напряжением промыш-
ленной частоты
29. Измерение сопротив-
ления постоянному току
30. Снятие характерис-
тики XX у генераторов
постоянного тока
31. Проверка работы ма-
шин на холостом ходу
П, К
п, к
п
п, к
п, к
Сопротивление изоляции обмоток измеряется отно-
сительно корпуса, а бандажей — относительно корпуса
и удерживаемых ими обмоток. Измерение произ-
водится при номинальном напряжении обмотки до
0,5 кВ включительно мегаомметром на напряжение
500 В, а при номинальном напряжении обмотки выше
0,5 кВ — мегаомметром на напряжение 1000 В.
Измеренное значение сопротивления изоляции должно
быть не менее 0,5 МОм. В эксплуатации сопротивле-
ние изоляции обмоток измеряется вместе с соединен-
ными с ними цепями и кабелями
Значения испытательного напряжения приведены в
табл. 13.8. Продолжительность приложения испыта-
тельного напряжения 1 мин
Значения сопротивлений обмоток возбуждения не
должны отличаться от ранее измеренных или завод-
ских значений более чем на 2%
Значения измеренного сопротивления между коллек-
торными пластинами не должны отличаться друг от
друга более чем на 10%, за исключением случаев,
когда это обусловлено схемой соединения
Значение измеренного сопротивления вновь
вводимых реостатов и пускорегулировочных резис-
торов не должно отличаться от заводских данных
или от ранее измеренного более чем на 10%
В эксплуатации проверяется мегаомметром целость
цепей реостатов и регулировочных резисторов
Подъем напряжения производится до значения,
равного 130% номинального. Отклонение значений
снятой характеристики от значений заводской харак-
теристики не нормируется (практически они не должны
быть больше погрешности измерений). При испытании
витковой изоляции машин с числом полюсов более
четырех значение среднего напряжения между сосед-
ними коллекторными пластинами не выше 24 В
Продолжительность испытания витковой изоляции
5 мин
Проверка производится в течение не менее 1 ч.
При проверке электродвигателей значение тока XX
не нормируется
Электродвигатели переменного тока
32. Оценка состояния изо-
ляции обмотки
П
Производится в
табл. 13.3
соответствии с указаниями

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и опенка их результатов
33. измерение сопро-
тивления изоляции:
обмоток статора
обмотки ротора (у син-
хронных электродвига-
телей и электродвига-
. телей с фазным ротог
ром на напряжение 3 кВ
и выше или мощностью
более 1000 кВт)
термоиндикаторов (с
соединительными про-
водами)
подшипников (у элек-
тродвигателей 3 кВ и
выше)
34. Испытание изоляции
обмотки статора повышен-
ным выпрямленным напря-
жением с измерением тока
утечки
35. Испытание повышен-
ным напряжением промыш-
ленной частоты:
обмоток статора
обмотки ротора синх-
ронных электродвигате-
лей
обмотки ротора элек-
тродвигателя с фазным
ротором
резистора цепи гаше-
ния поля синхронных
электродвигателей
реостатов и пускорегу-
лировочных резисторов
36. Измерение сопротив-
ления постоянному току (у
электродвигателей напряже-
нием 3 кВ и выше и у
электродвигателей мощно-
стью 300 кВт и более):
обмоток статора
обмотки ротора
П, К
п, к
п, к
п, к
п
п, к
п, к
п, к
п, к
п, к
п, к
п, к
Для вновь вводимых электродвигателей — в соот-
ветствии с указаниями табл. 13.3. Для электро-
двигателей, находящихся в эксплуатации, допустимые
значения сопротивления изоляции и отношение
RtO"/R\S" (для электродвигателей на напряжение 3 кВ
и выше или мощностью более 1000 кВт) не норми-
руются, но должны учитываться при решении
вопроса о необходимости их сушки. Измерение произ-
водится мегаомметрами 500 (у электродвигателей до
0,5 кВ включительно) и 2500 В (у электродвигателей
выше 0,5 кВ).
Для вновь вводимых электродвигателей — в соот-
ветствии с указаниями табл. 13.3. Для электро-
двигателей, находящихся в эксплуатации, сопротивле-
ние изоляции не нормируется
Сопротивление изоляции не нормируется
То же
Испытание производится для решения вопросов о
возможности включения электродвигателя без сушки
в соответствии с табл. 13.3
Испытательные напряжения принимаются по нор-
мам табл. 13.6. Продолжительность приложения ис-
пытательного напряжения 1 мин
Для вновь вводимых электродвигателей испытатель-
ное напряжение 8#возб Ном. но не менее 1,2 и не более
2,8 кВ
Испытательное напряжение принимается 1,5Г/рот,
но не менее 1 кВ. Продолжительность приложения
испытательного напряжения 1 мин
Испытательное напряжение 2 кВ. Продолжитель-
ность приложения испытательного, напряжения 1 мин
Испытательное напряжение 1,5*1^, ио не менее
1 кВ. Продолжительность приложения испытатель-
ного напряжения 1 мин
Значения сопротивлений различных фаз обмотки не
должны отличаться друг от друга, или от ранее
измеренных, или от заводских данных более чем на
2%
То же

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
реостатов и пусковых
резисторов
37. Гидравлическое ис-
пытание воздуха охлади-
теля ф.
38. Измерение вибрации
подшипников^ электродви-
гателей напряжением 3 кВ
и выше и электродвигате-
лей ответственных механиз-
мов
39. Проверка работы
электродвигателя напряже-
нием 3 кВ и выше и мощ-
ностью 100 кВт и более
40. Проверка исправности
стержней короткозамкну-
тых роторов электродвига-
телей мощностью 100 кВт
и более
41. Измерение сопротив-
ления изоляции
обмотки ВН:
трансформаторов нап-
ряжения
трансформаторов тока
всех напряжений (кроме
трансформаторов тока
с конденсаторной бу-
мажно-масляной изоля-
цией)
трансформаторов тока
с конденсаторной бу-
мажно-масляной изоля-
цией: ■
ТФУМ-330
(ТФКН-330)
ТФРМ (ТРН) (все
напряжения)
П, К
п, к
п, к
п, к
к
У вновь вводимых электродвигателей значение со-
противлений не должно отличаться от паспортных,
проектных или ранее измеренных значений более чем
на ±10%. В эксплуатации проверяется мегаомметром
целость цепей
Испытание производится избыточным давлением
0,2 — 0,25 МПа в течение 5 — 10 мин, если отсутствуют
другие указания завода-изготовителя
Допустимое значение вибрации на каждом под-
шипнике электродвигателя не должно превышать
следующих значений:
Частота вращения, об/мин 3000 1500 1000 750 и ниже
Допустимая вибрация, мкм 50 100 130 160
Значение тока XX для вновь вводимых электро-
двигателей не нормируется. Значение тока XX после
капитального ремонта электродвигателей не должно
превышать более чем на 10% значение тока, измерен-
ного перед ремонтом. Продолжительность проверки
электродвигателей не менее 1 ч
Проверка может производиться с выемкой ротора
или на электродвигателе под нагрузкой
Измерительные трансформаторы
П, М
п, м
п, м
Измерения производятся мегаомметром 2500 В по
схемам табл. 13.11. Сопротивление не менее 100 МОм
для трансформаторов напряжения серии НКФ. Для
остальных трансформаторов напряжения сопро-
тивление изоляции не нормируется
Сопротивление изоляции не нормируется. У вновь
вводимых каскадных трансформаторов тока на напря-
жение 500 кВ серии ТФЗМ (ТФН) измеряется также
сопротивление изоляции промежуточных обмоток,
значение которого не нормируется
Измерения производятся мегаомметром 2500 В
по схемам табл. 13.9
Минимальные допустимые сопротивления для вновь
вводимых, МОм: 5000 — для основной изоляции,
3000 — для измерительного конденсатора, 1000 — для
наружных слоев основной изоляции; для эксплуати-
руемых, МОм: 3000 — для основной изоляции, 1000 —
для измерительного конденсатора, 500 — для наруж-
ных слоев основной изоляции
Минимальные допустимые сопротивления для вновь
вводимых, МОм: 5000 — для основной изоляции,
500 — для наружных слоев основной изоляции; для
эксплуатируемых, МОм: 3000 — для основной изоля-
ции, 10 — для наружных слоев основной изоляции.
Измерения производятся мегаомметром 2500 В по
схемам табл. 13.10

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
обмотки НН
П, М
42. Измерение тангенса
угла диэлектрических по-
терь изоляции обмоток
П, М
43. Испытание повышен-
ным напряжением промыш-
енной частоты:
обмотки ВН
обмотки НН
44. Проверка контроль-
ных точек характеристики
намагничивания сердечника
трансформаторов тока
П, М
П
45. Испытание транс-
форматорного масла
46. Проверка уплотнений
трансформаторов тока
330 кВ и выше с конден-
саторной бумажно-масля-
ной изоляцией негерметич-
нбго исполнения
47. Испытание делитель-
ных конденсаторов транс-
форматоров напряжения
НДЕ
П, М
п, м
п, м
Измерения производятся мегаомметром 500—
1000 В, Сопротивление.изоляции не нормируется, но
вместе с подсоединенными к ним цепями должно
быть не менее 1 МОм
При оценке состояния изоляции можно ориенти-
роваться на следующие средние значения сопротивле-
ния изоляции исправной обмотки:
у встроенных трансформаторов тока — 10 МОм;
у выносных трансформаторов тока — 50 МОм;
у трансформаторов тока серии ТФН на напряжение
220 кВ и выше при наличии вывода от экрана вто-
ричной обмотки измеряется сопротивление изоляции
между экраном и вторичной обмоткой. Значение
сопротивления изоляции не менее 1 МОм
. Измерение производится у трансформаторов тока с
основной бумажно-бакелитовой и бумажно-масля-
ной изоляцией по схемам табл. 13.12. При измерениях
в процессе эксплуатации следует обращать внимание
на характер изменения tg8 и емкости с течением
времени. В эксплуатации у маслонаполненных кас-
кадных трансформаторов тока допускается измерять
суммарное значение tg5 двух каскадов. Нормы
оценки состояния изоляции в этом случае должны
быть скорректированы с нормированными значения-
ми. Измеренные значения tg5 изоляции обмоток
трансформаторов тока не должны превышать значе-
ний, приведенных в табл. 13.13
Испытательные напряжения — по нормам1 табл..
13.14. Трансформаторы напряжения с ослабленной
изоляцией одного из выводов испытанию не
подвергаются. В эксплуатации допускается испытывать
трансформаторы тока совместно с ошиновкой и
кабелями 6—10 кВ
Испытательное напряжение изоляции вторичной об-
мотки совместно с подсоединенными цепями 1 кВ
Для вновь вводимых трансформаторов тока про-
веряется точка характеристики намагничивания при
напряжении, указанном в заводской документации
(см. табл. 13.15 и 13.16), при этом вторичный ток
не должен превьппать номинального значения. В
эксплуатации проверяются две-три точки характе-
ристики намагничивания повышением напряжения до
начала насыщения, но не выше ^flSOO В. Результаты
измерения должны соответствовать заводским или
исходным-значениям в пределах точности измерения
Согласно разд. 7
Избыточное давление 0,1 МПа в течение 5 мин;
не должно быть течей
Согласно заводским инструкциям

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
48. Испытание вентиль-
ных разрядников трансфор-
маторов напряжения ЙДЕ
и. каскадных трансформа-
торов тока
П, М
То же
Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, шунтирующие н заземляющие
V. масляные реакторы (трансформаторы)2
49. Определение условий
включения маслонаполнен-
ных трансформаторов
50. Измерение сопротив-
ления изоляции:
обмоток маслонапол-
ненных трансформато-
ров
обмоток сухих транс-
форматоров
ярмовых балок, прес-
сующих колец и дос-
тупных стяжных шпи-
лек (для выявления
замыкания)
51. Измерение тангенса
угла диэлектрических по-
терь изоляции обмоток
П, К
п, к,
т, м
п, к,
т, м
п, к
п, к,
м
По результатам измерений и проверок, приводи-
мых в табл. 13.17-13.20
Для вновь вводимых трансформаторов 110 — 750 кВ
всех мощностей и 35 кВ мощностью 10 000 кВ ■ А и
более допустимое значение сопротивления изоляции,
приведенное к температуре паспортного измерения,
должно быть не менее 70% значения, указанного в
паспорте трансформатора
Для вновь вводимых трансформаторов до 35 кВ
включительно мощностью менее 10 000 кВ - А допусти-
мое значение сопротивления изоляпии должно быть
не ниже:
Значение йб0„, МОм . . 450 300 200 130 90 60 40
Температура обмотки,
°С „10 20 30 40 50 60 70
Для вновь вводимых сухих трансформаторов
допустимое значение сопротивления изоляции при
температуре 10 — 30°С должно быть не менее: для
обмоток с Е/ном до 1 кВ - 100 МОм, 6 кВ - 300 МОм,
10 кВ и более - 500 МОм
Для трансформаторов, находящихся в эксплуата-
ции, сопротивление изоляции не нормируется, но
должно учитываться при комплексном рассмотрении
результатов всех измерений показателей изоляции и
сопоставляться с ранее полученными данными. Изме-
рения производятся мегаомметром 2500 В по схемам
табл. 13.19
Дня вновь вводимых трансформаторов сопротивле-
ние изоляции должно быть не ниже: для обмоток
с номинальным напряжением до 1 кВ — 100 МОм,
6 кВ - 300 МОм, 10 кВ - 500 МОм. Для транс-
форматоров, находящихся в эксплуатации, сопро-
тивление изоляции не нормируется. Измерения
производятся мегаомметром 2500 В
Сопротивление изоляции не нормируется и
производится в случае осмотра активной части.
Измерение производится мегаомметром 1000 — 2500 В
Для вновь вводимых трансформаторов 110 — 750 кВ
всех мощностей и 35 кВ мощностью 10000 кВА и
более допустимое значение сопротивления изоляции,
приведенное к температуре паспорта измерения, не
должно отличаться от значения tg5, указанного в
паспорте трансформатора, в сторону ухудшения
более чем на 30%

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
П, К,
м
52. Испытание повышен-
ным приложенным напряже-
нием промышленной час-
тоты:
изоляции обмоток ■
вместе с вводами
П, К
изоляции ярмовых оа-
лок, прессующих колец
и доступных стяжных
шпилек
53. Измерение сопротив-
ления обмотох постоянно-
му току
П, К
54. Проверка коэффи-
циента трансформации на
всех ответвлениях
55. Проверка группы
соединений обмоток трех-
фазных трансформаторов
и полярности выводов од-
нофазных трансформаторов
П, К
п, к
Для вновь вводимых трансформаторов до 35 кВ
включительно мощностью менее 10000 кВ-А допус-
тимое значение не должно превышать:
Значение tg5, % 0,8 1,0 1,3 1,7 2,3 3,0 4,0
Температура об-
мотки, °С .... 10 20 30 40 50 60 70
В эксплуатации измерение'. tg 5 производится у
силовых трансформаторов 110 кВ и выше или мощ-
ностью 31500 кВ-А и более, при этом значение не
нормируется, но должно учитываться при комплекс-
ной оценке результатов измерения изоляции
Испытание изоляции обмоток маслонаполненных
трансформаторов при вводе их в эксплуатацию и при
капитальном ремонте без смены обмоток и изоляции
не производится
Испытание изоляции обмоток сухих трансформато-
ров обязательно при вводе в эксплуатацию и произ-
водится по следующим нормам:
Класс напряжения транс-
форматора, кВ . . . .До0,69 3 6 10 15
Испытательное напря-
жение, кВ ....... 2,7 9,0 14,4 21,6 33,3
При капитальном ремонте со сменой обмоток и
изоляции испытание обязательно и проводится по
нормам заводских испытаний. Значение испытатель-
ного напряжения при частичной смене обмоток или
реконструкции трансформатора принимается 0,9 зна-
чения заводского испытательного напряжения
Испытание производится в случае осмотра активной
части напряжением 1 кВ в течение 1 мин, если заводом-
изготовителем не установлены более жесткие нормы
испытания
Измерение производится, если в заводском паспор-
те нет других указаний и если для этого не требу-
ется выемка активной части. Сопротивление не должно
отличаться более чем на 5% от значения сопро-
тивления, измеренного у других фаз для трансфор-
маторов на номинальное напряжение до 10 кВ, мощно-
стью до 630 кВ ■ А включительно, и более чем на 2 %
от значения сопротивления, полученного на соответ-
ствующих ответвлениях других фаз, или от значений
заводских и предыдущих измерений для остальных
трансформаторов, если нет особых указаний завода-
изготовнтеля
Коэффициент трансформации не должен отличаться
более чем на 2% от значений, полученных на соот-
ветствующих ответвлениях других фаз или от завод-
ских значений. Для трансформаторов с РПН раз-
ница коэффициентов трансформации не должна
превышать значения ступени регулирования
В эксплуатации проверка производится при ремон-
тах с частичной или полной сменой обмоток

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
56. Измерение
потерь XX
57. Проверка работы пе-
реключающего устройства
58. Испытание бака с ра-
диаторами статическим дав-
лением столба масла
59. Проверка устройств
охлаждения
60. Испытание трансфор-
маторного масла
61. Фазировка трансфор-
матора
62. Испытание вводов
63. Испытание встроен-
ных трансформаторов тока
64. Испытание включе-
нием толчком на номиналь-
ное напряжение
П, К
П, К
П, К
п, к, т
п, к
п, к
Производится одно из измерений, указанных ниже:
а) измеряется ток XX при номинальном напряже-
нии; значение тока XX не нормируется;
б) потери XX измеряются при пониженном напря-
жении по схемам, по которым производилось изме-
рение на заводе-изготовителе
Частота и значение подведенного напряжения
должны соответствовать заводским. Для вновь вводи-
мых трансформаторов измеренные значения потерь
XX не должны отличатьси от заводских данных более
чем на 10%. В эксплуатации значения потерь XX не
нормируются
Согласно заводским и типовым инструкциям
Испытание трансформаторов с пленочной защитой
масла производится путем создания внутри гибкой
оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа
(0,1 кг/см2). Испытание остальных трансформаторов
производится созданием избыточного давления азота
10 кПа (0,1 кг/см2) в надмасляном пространстве рас-
ширителя или давлением столба масла, высота кото-
рого над уровнем заполненного расширителя прини-
мается равной 0,6 м, для баков волнистых и с плас-
тинчатыми радиаторами — 0,3 м. Продолжительность
испытания не менее 3 ч при температуре масла не
ниже 10 СС. Течи масла не должно быть
Согласно типовым и заводским инструкциям
Согласно разд. 7
Должно быть совпадение фаз
Согласно пп. 97-
Согласно пп. 41,
-102
43, 44
При 3 —5-кратном включении трансформатора на
номинальное напряжение не должны иметь места яв-
ления, указывающие на неудовлетворительное сос-
тояние трансформатора. Трансформаторы, смонтиро-
ванные по схеме блока с генератором, включаются
в сеть с подъемом напряжения с нуля
Коммутационные аппараты: масляные выключатели (MB), воздушные выключатели (ВВ),
выключатели нагрузки (ВН), разъединители (РЗ), отделители (ОД) и короткозамыкатели (КЗ)
65. Измерение сопротив-
ления изоляции:
неподвижных и направ-
ляющих частей (для
MB, РЗ, ОД и КЗ),
а также воздухопрово-
дов, опорных и подвиж-
ных частей (для ВВ), вы-
полненных из органи-
ческих материалов
многоэлементных изо-
ляторов
вторичных цепей с об-
мотками электромагни-
тов
П, К
Сопротивление изоляции, измеренное мегаоммет-
ром 2500 В, должно быть не ниже значений, при-
веденных в табл. 13.21
См. табл. 13.22
См. п. 106

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
66. Оценка состояния изо-
ляции внутрибаковых и
дугогасительных устройств
баковых масляных выклю-
чателей 35 кВ
67. Испытание повышен-
ным напряжением промыш-
ленной частоты:
изоляции аппарата
изоляции вторичных пе-
пей с обмотками
электромагнитов
68. Измерение сопро-
тивления постоянному току:
контактов токоведуще-
го контура каждого по-
люса и отдельных его
элементов
обмоток электромагни-
тов, шунтирующих ре-
зисторов, омических де-
лителей напряжения
69. Определение степени
износа дугогасящих вклады-
шей и степени обгорания
контактов выключателей
нагрузки
70. Проверка регулиро-
вочных и установочных
характеристик
71. Измерение вытяги-
вающих усилий подвижных
контактов из неподвижных
у РЗ, ОД и КЗ
72. Измерение скорост-
ных и временных характе-
ристик у MB, BB, а также
ОД и КЗ с дистанцион-
ным управлением
73. Проверка напряжения
(давления) срабатывания
привода
74. Многократное опро-
бование
П,К,М
П, К
п, к,
т, м
п, к
к
п, к
п, к
п, к
п, к
п, к
Изоляция внутрибаковых и дугогасительных уст-
ройств подлежит сушке, если исключение ее влияния
снижает измеренный tg 5, превышающий нормирован-
ное значение более чем на 4—5%
Для изоляции в целом испытательное напряжение
выбирается по нормам табл. 13.14. У малообъемных
масляных выключателей 6—10 кВ испытывается также
изоляция контактного разрыва. Многоэлементные
изоляторы — согласно табл. 13.22
Согласно п. 107
Предельные значения сопротивления: для MB —
см. табл. 5.10, для ВВ — см. табл. 5.15, для ОД,
КЗ и РЗ-см. табл. 5.32, 5.37;
для MB — см. табл. 5.13, 5.16, для ВВ — см.
табл. 5.7, для РЗ - см. табл. 5.24
. Наименьшая изоляция стенки вкладышей для вык-
лючателей нагрузки BH-I6, ВНП-16, ВНП-17 и
ВН-17 —0,5 —1,0 мм. Расстояние между подвижным
и неподвижным главными контактами в момент
замыкания дугогасительных (суммарный размер об-
горания контактов) не менее 4 м
Согласно типовым и заводским инструкциям
Усилия должны соответствовать данным, приве-
денным в табл. 13.23
Характеристики MB должны соответствовать дан-
ным табл. 5.10, 5.12. Допускается у MB отдельных
типов (если это оговорено заводской инструкцией)
ограничиться измерением временных характеристик
на отдельных участках хода подвижных контактов или
в выключателях без масла в баках. Характеристики
ВВ должны соответствовать требованиям заводских
инструкций (табл. 5.15), а характеристики ОД и КЗ —
табл. 5.37
Согласно типовым и заводским инструкциям
У MB многократные опробования (ВО без выдержки
времени — обязательны дли всех выключателей, ОВ и
ОВО — обязательны для выключателей, предназначен-
ных для работы в режиме АПВ) должны произво-
диться при значениях напряжения на зажимах электро-
магнитов :
включения —' 100 и 80 (85%) номинального;
отключения — 100 и 65 % номинального;
включения и отключения — 100 и 80(85%) номи-
нального (сложные циклы ВО, ОВ, ОВО)

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
74. Многократное опро-
бование
П, К
75. Испытание трансфор-
маторного масла
76. Испытание вводов
77. Испытание встроен-
ных трансформаторов тока
78. Испытание предо-
хранителей выключателей
нагрузки
Опробование при верхнем пределе напряжения на
зажимах электромагнитов отключения (120% номи-
нального) и включения (110% номинального) произ-
водится при возможности обеспечения такого уровня
напряжения
Число операций и сложных циклов при каждом
значении напряжения на зажимах электромагнитов
должно составлять:
3 — 5 операций включения и 3 — 5 операций отключе-
ния;
2 — 3 цикла (каждого вида)
У ВВ количество операций и сложных циклов, вы-
полненных при разных давлениях, должно соответст-
вовать данным табл. 13.24
Согласно разд. 7
Согласно пл. 97—102
Согласно пп. 41, 43, 44
Согласно пп. 79, 80
Предохранители на напряжение выше 1 кВ
79. Испытание опорной
изоляции повышенным нап-
ряжением промышленной
частоты
80. Проверка пелости
плавких вставок и токо-
ограничивающих сопротив-
лений
П, К
П, К
Согласно табл. 13.14. Испытывается совместно с
изоляцией ошиновки ячейки
Плавкие вставки и токоограничивающие сопротив-
ления должны быть калиброванными
Комплектные распределительные устройства (КРУ и КРУН)
81. Измерение сопротив-
ления изоляции:
элементов, выполнен-
ных из органических
материалов
вторичных цепей с при-
соединенными аппара-
тами
82. Испытание повышен^
ным напряжением частоты:
изоляции ячеек
изоляции вторичных це-
пей с присоединенными
аппаратами
83. Механические испы-
тания
П, К
п, к
п, к
Измерение производится мегаомметром 2500 В
согласно п. 65
Измерение производится мегаомметром 1000 В
согласно п. 106
Согласно табл. 13.14. Для вновь вводимых ячеек
КРУ и КРУН и после проведения их реконструкции
испытание рекомендуется проводить до подсоедине-
ния силовых кабелей при смонтированных ячейках и
полностью вдвинутых выдвижных элементах (кроме
выдвижных элементов с трансформаторами напряже-
ния и вентильными разрядниками)
Согласно п. 107
Согласно заводским инструкциям

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
84. Контроль контактных
соединений ячеек:
проверка качества вы-
полнения болтовых
контактных соединений
измерение сопротивле-
ния контактов постоян-
ному току
П, К
п, к
Болтовые соединения, выполненные в соответствии
с требованиями инструкции по монтажу болтовых
соединений шин, подвергаются выборочной проверке
на затяжку болтов (на 2 — 3% соединений)
Сопротивление участков сборных шин в месте кон-
тактного соединения не-"должно превышать более чем
в 1,2 раза сопротивление участка шин той же длины
без контакта
Втычные контакты первичной цепи: измерение вы-
борочное, если позволяет конструкция ячейки; пре-
дельные значения сопротивления контактов — по за-
водской инструкции. Разъединяющиеся контакты
скользящего типа вторичной силовой цепи — предель-
ные значения сопротивления не более 4000 мкОм
Токопроводы н ешиновка
85. Испытание изолято-
ров повышенным напряже-
нием промышленной часто-
ты
86. Проверка контактных
соединений:
болтовых соединений
шин
опрессованных соедине-
ний шин
сварных соединении
проводов, шин и экра-
нов
П, К
п, к
к
м
п, к
п, к
Согласно табл. 13.14
Выборочно проверяется качество затяжки болтов у
2 — 3 % соединений
Измеряется переходное сопротивление контактов
шин на ток 1000 А и более, за которыми в процессе
эксплуатации отсутствует контроль с помощью термо-
индикаторов, и у ошиновки ОРУ 35 кВ и выше.
Сопротивление участка шин в месте контактного
соединения не должно превышать значения сопротив-
лении участка шин такой же длины и такого же
сечения более чем в 1,2 раза
Проверка нагрева контактных соединений произво-
дится у контактных соединений шин ЗРУ при наи-
большем токе нагрузки с помощью стационарных или
переносных термоиндикаторов
При приемо-сдаточных испытаниях и в процессе
эксплуатации состояние опрессованных контактных
соединений определяется визуально; они бракуются,
если геометрические размеры (длина и диаметр опрес-
сованной части) не соответств$тот требованиям
действующих инструкций по мон'йажу соединитель-
ных зажимов, на поверхности соединителя или зажима
имеются трещины, признаки значительной коррозии
и механических повреждений, кривизна опрессован-
ного соединителя превышает 3% его длины, сталь-
ной сердечник опрессованного соединителя располо-
жен несимметрично
Сварные контактные соединения проводов бракуют-
ся, если имеется пережог провода наружного пови-
ва или нарушение сварки при перегибе соединенных
проводов, усадочная раковина в месте сварки имеет
глубину более 1/3 диаметра проводов, но не более
6 мм для сталеалюминиевых проводов сечением
150-600 мм2

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
87. Проверка состояния
изоляционных прокладок в
экранах токопроводов гене-
раторного напряжения
88. Проверка отсутствия
водорода в экранах токо-
проводов турбогенераторов
с водородным охлаждением
89. Проверка состояния
изоляторов
П, К
п, к,
т, м
п, к
Швы сварных соединений жестких шин и экранов то-
копроводов должны отвечать следующим требова-
ниям: не должно быть трещин, прожогов, кратеров
и непроваров длиной более 10% длины шва при
глубине более 15% толщины свариваемого металла;
суммарное значение непроваров, подрезов, газовых
пор, окисных и вольфрамовых включений сварных
шин из алюминия в каждом рассматриваемом сечении
должно быть не более 15% толщины свариваемого
металла
Сопротивление изоляции резиновых уплотнений
между экранами и двуслойных прокладок станин не
менее 10 кОм (мегаомметр 1000 В). Визуальная
проверка резиновых компенсаторов и изоляционных
распорок экранов
Водорода в экранах токопроводов не должно быть
Опорных одноэлементных и проходных — по табл.
13.14, многоэлементных и подвесных — по табл. 13.22,
8.68
Токоограничивающие сухие реакторы
90. Измерение сопротив-
ления изоляции обмоток
относительно болтов креп-
ления
91. Испытание повышен-
ным напряжением промыш-
ленной частоты
92. Измерение сопротив-
ления изоляции элементов
конденсаторов связи, кон-
денсаторов отбора мощ-
ности и конденсаторов для
делителей напряжения
93. Измерение емкости
94. Измерение tg5 кон-
денсаторов связи, конденса-
торов отбора мощности и
конденсаторов для Делите-
лей напряжения
95. Испытание повышен-
ным напряжением промыш-
ленной частоты
П, К
п, к
п, к
п, к
п, к
п, к
Измерение производится мегаомметром 1000 —
2500 В. При вводе в эксплуатацию сопротивление
изоляции не ниже 0,5 МОм и в эксплуатации не ниже
0,1 МОм
Согласно табл. 13.14
Конденсаторы
Значения сопротивления изоляции между выводами
конденсатора не нормируются. Измерение произ-
водится мегаомметром 1000 — 2500 В
Отклонения измеренных значений емкости элемен-
тов конденсатора от паспортных, %, не должны выхо-
дить за следующие пределы:
Вид конденсатора
Косинусный на напряжение
3,15 кВ и выше
Продольной компенсации
Конденсаторы связи отбора
мощности и для делителей
напряжения
Вновь
вво-
димые
• +5
+ 5, -10
+ 5
Находящие-
ся в экс-
плуатации
±10
+ 10, -15
±5
Предельное значение tg 5 при вводе в эксплуатацию
0,3% (при 20 °Q и в эксплуатации 0,8%
По заводским инструкциям

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
96. Испытание шунтовой
батареи конденсаторов
П
Трехкратное включение толчком с контролем тока
По фазам. Токи не должны отличаться более чем на 5 %
Вводы и проходные изолиторы (вводы)
97. Измерение сопротив-
ления изоляции измеритель-
ной и потенциометрической
(ПИН) обкладок
98. Измерение tg 5 бумаж-
но-масляной, бумажно-ба-
келитовой и твердой изоля-
ции вводов, а 'также мало-
габаритных вводов с масло-
барьерной изоляцией
99. Испытание повышен-
ным напряжением промыш-
ленной частоты
100. Проверка качества
уплотнений вводов с бу-
мажно-масляной изоляцией
негерметичного исполнения
101. Испытание транс-
форматорного масла
102. Проверка манометра
герметичных вводов
Примечание. Отбра-
ковка вводов по состоя-
нию изоляции должна про-
изводиться только на осно-
вании рассмотрения всего
комплекса измерений изо-
ляции и характеристик мас-
ла
п,к,м
п,к,м
п, к, м
п, к
м
Измерение производится мегаомметром 1000—
2500 В. Для вводов с бумажно-масляной изоляцией
сопротивление изоляции" не менее 1000 МОм при вводе
в эксплуатацию и 500 МОм в эксплуатации. Схемы
измерения — см. табл. 13.25
При измерении необходимо обращать внимание на
характер изменения tg5 и емкости по времени.
Измеренные значения tg8 (см. табл. 13.26) изоляции
вводов i = 20°C не должны превышать значений,
приведенных в табл. 13.27
У вводов проходных изоляторов, имеющих вывод
от потенциометрического устройства (ПИН), изме-
ряется также tg5 измерительного конденсатора; его
значения те же, что и для основной изоляции
Значении tg8 последних слоев бумажно-масляной
изоляции вводов при приемо-сдаточных испытаниях
не должны превышать для вводов на напряжение
НО кВ 1,2%, для вводов 150, 220 и 330 кВ 1%, для
вводов 500 и 750 кВ 0,8%. В эксплуатации значения
tg5 последних слоев изоляции не нормируются. По
опытным данным предельные значения tg 5 в эксплуа-
тации для вводов на напряжение 110—150 кВ 3%,
220 кВ 2%, 330 кВ 1,5%, 500 кВ 1,2%, 750 кВ 1,0%.
Измерение tg5 последних слоев изоляции произво-
дится при напряжении 3 кВ для вводов, изготовлен-
ных по ГОСТ 10693 — 63, и 5 кВ для вводов поеледую-
щих выпусков
См. табл. 13.14
Избыточным давлением ОД МПа (1 кгс/см2) в
течение 30 мин, не должно быть течей и снижения
испытательного давления. Вводы 110 кВ, изготовлен-
ные до 1970 г. и не выдержавшие испытания на
герметичность, должны по возможности в кратчай-
ший срок выводиться из работы независимо от
результатов остальных испытаний
Согласно разд. 7
4
Фарфоровые подиесные (тарельчатые) и впорные изоляторы
103. Измерение сопротив-
ления изоляции подвесных и
многоэлементных изоля-
торов
П,К,М
Контроль подвесных и опорных многоэлементных
изоляторов производится одним из методов по
пп. 103—105, исходя из местных условий. Для опорно-
стержневых изоляторов электрические испытания не
обязательны

Продолжение табл. 13.2
Наименование испытания
Периоди-
чность ис-
пытания
Условия проведения испытаний и оценка их результатов
104. Испытание повы-
шенным напряжением про-
мышленной частоты
405. Контроль подвесных
и многоэлементных изоля-
торов по распределению
напряжения «*
п, к, м
м
См. табл. 13.14
См. табл. 13.22 и 5.6
Аппараты, вторичные цепи и электропроводка до 1 кВ
106. Измерение сопротив-
ления изоляции
107. Испытание повы-
шенным напряжением про-
мышленной частоты
108. Проверка действия
максимальных, минималь-
ных или независимых рас-
цепителей автоматов
109. Проверка работы
контакторов и автоматов
при пониженном и номи-
нальном напряжении опера-
тивного тока
ПО. Проверка фазировки
РУ и их присоединений
п, к, т
п, к
п, к
п, к
п, к
Значение сопротивления изоляции должно быть не
ниже приведенных в табл. 13.28
Испытание напряжением 1 кВ при вводе в эксплуа-
тацию и при первом профилактическом восстановле-
нии; для цепей РЗА и других вторичных цепей со
всеми присоединенными аппаратами; электрически не
связанных цепей, находящихся в пределах одной пане-
ли; между жилами контрольного кабеля тех цепей,
где имеется повышенная вероятность замыкания
между жилами
При последующей эксплуатации испытание напря-
жением 1 кВ может быть заменено измерением мега-
омметром 2500 В. Цепи и элементы, рассчитанные на
рабочее напряжение 60 В и ниже, напряжением 1 кВ
не испытываются
Пределы работы расцепителей должны соответство-
вать заводским данным
Значения напряжения срабатывания и количество
операций приведены ниже:
Операция
Включение
Включение и отключение
Отключение
Напряжение
на шинах опе-
ративного тока
0,9Е/И
^НОМ
0.8К,
Количест-
во опера-
ций
5
5
10
Должно иметь место совпадение по фазам
1 Далее для краткости - генераторы.
2 Далее для краткости — трансформаторы.
Примечания: 1. Испытания по пп. 51, 54 — 56, 59 необязательны для трансформаторов мощ-
ностью до 1000 кВА включительно, за исключением ответственных трансформаторов собственных
нужд электростанций.
2. Испытания по пп. 49, 51, 56 — 59, 60 для сухих трансформаторов всех мощностей не производятся.

13.3. УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЙ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Таблица 13.3. Оценка необходимости сушки электрических вращающихся машин
Вид показателей
и условия их определения
Электродвигатели мощностью
до 5000 кВт включительно
Генераторы, синхронные компен-
саторы и электродвигатели мощ-
ностью выше 5000 кВт
1. Абсолютное значение со-
противления ИЗОЛЯЦИИ Rffy;
измеренное при температу-
ре не ниже 10оС, должно
быть не менее допустимо-
го для данной температу-
ры
Наименьшее допус-
тимое сопротивление
изоляции Rm.., МОм,
при номинальном на-
пряжении обмотки,
кВ:
3-3,15
30
20
15
10
7
5
3
6-6,3
60
40
30
20
15
10
6
10-10,5
100
70
50
35
25
17
10
Тем-
пера-
тура,
°С
Наименьшее допустимое со-
противление изоляции, МОм,
Дбо- =
kTUB
10
20
30
40
50
60
75
1000 +0,01 SHOM
но не ниже 0,5 МОм, где
UmM — номинальное линейное
напряжение обмотки, В; SHOM —
номинальная мощность, кВ-А;
кт — температурный коэффици-
ент:
Темпе-
ратура,
75
70
60
50
1,0
1,2
1,7
2,4
Темпе-
ратура,
°С
40
30
20
10
3,4
4,7
6,7
9,4
2. Значение коэффициента
абсорбции Reo"IR\y при
температуре 10 — 30 °С не
менее
1,2
1,3
3. Значение коэффициента
нелинейности Кц, опреде-
ленного по характеристике
зависимости токов утечки
от Испытательного вьшрям-
ленного напряжения*1, не
более
3*2
3*з
те
4. Наибольшие токи утечки
при испытании не должны
превышать
ия
ном
Ток утечки, мкА
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0
250 500 1000 2000 3000 3500
5. Включение без сушки до-
пускается, если соблюдают-
ся условия
По пп.1, 2 и 3*2
По пп. 1,-^и 3*з
*' Характеристика снимается, начиная от наименьшего значения испытательного вьшрямленного
напряжения UHsam — 0,5 Г/ном, равными пятью-шестью ступенями до наибольшего (полного) его зна-
чения Г/наиб. На каждой ступени напряжение выдерживается 1 мнв с измерением токов утечки через
15 и 60 с, после чего осуществляется плавный переход на новую ступень.
Коэффипиент нелинейности определяется по 60-секундным значениям тока утечки как Кц =
*иаиб ^нанм , г гт
= , где ./наиб, %аим ~ токи утечки при напряжении соответственно i/Ha„g и Г/Наим.
-*наим ^наиб

Продолжение табл. 13.3
*2 Определение коэффициента нелинейности не является обязательным.
*3 Определение коэффициента нелинейности для генераторов с водяным охлаждением обмотки
статора производится, если позволяет конструкция машины. Турбогенераторы ТГВ-300 допускается
включать без сушки при коэффициенте нелинейности более 3, если выполнены условия пп. 1 и 2.
Примечания: 1. Электрические машины с бумажно-масляной изоляцией обмотки статора и (или)
с роторами, охлаждаемыми водой, включаются без сушки с соблюдением условий, указанных
в инструкции завода-изготовнтеля, согласованной с Главтехудравлением Минэнерго СССР.
2. Электродвигатели на напряжение ниже 1 кВ включаются без сушки, если сопротивление
изоляции обмоток, измеренное при температуре 10—30°С, составляет не менее 0,5 МОм.
3. Роторы электрических машин, охлаждаемые газом (воздухом или водородом), не подверга-
ются сушке, если сопротивление изоляции обмоток при температуре 10 — 30 °С имеет значения не
менее 0,5 МОм для генераторов и синхронных компенсаторов и 0,2 МОм для электродвигателей.
Допускается ?;вод в эксплуаталию синхронных машин мощностью не выше 300 МВт с неявно-
полюсными ротордми, охлаждаемых газом, и имеющих сопротивление изоляции не ниже 2 кОм
при температуре 75 °С или 20 кОм при температуре 20 °С. При большей мощности ввод машины
в эксплуатацию с сопротивлением изоляции обмотки ротора ниже 0,5 МОм при 10 — 30 °С допус-
кается только по согласованию с заводом-изготовителем.
Роторы электрических машин, охлаждаемые водой, включаются без сушки с соблюдением
условий, указанных в инструкции завода-изготовителя, согласованной с Главтехуправлением Минэнерго
СССР.
Таблица 13.4. Схемы измерении сопротивлення нзоляцнн элементов обмотки статора
генераторов с водяным охлаждением
Измеряемая изоляция
элемента обмотки
Изоляция одной фазы
обмотки
Шланги одной фазы
напорного коллектора
Шланги одной фазы
сливного коллектора
Опорная изоляция на-
порного коллектора
Опорная изоляция
сливного коллектора
Соединение зажимов мега омметра
в
Зажим Л
С выво-
дом изме-
ряемой
фазы
То же
» »
--
С напор-
ным кол-
Лектором
Со слив-
ным кол-
лектором
схеме измерения
Зажим 3
С корпу-
сом гене-
ратора
С напор-
ным кол-
лектором
Со слив-
ным кол-
лектором
С корпу-
сом гене-
Зажим Э
С напор-
ным и сли-
вным кол-
лекторами
С корпу-
сом гене-
ратора
То же
С фазами
обмотки
ратора
То же То же
Примечание
Измерение сопротивле-
ния изоляции производится
при отсутствии воды в сис-
теме охлаждения, при двух
других фазах и сливном
коллекторе, соединенном с
корпусом генератора
Измерение сопротивления
изоляции производится при
отсутствии воды в системе
охлаждения, при двух дру-
гих фазах и напорном кол-
лекторе, соединенном с кор-
пусом генератора
Производится при отсо-
единенных от системы ох-
лаждения водосборных
коллекторах
То же

Таблица 13.5. Схемы измерении сопротивления изоляции обмотки статора
турбогенератора ТВВ-200-2
Измеряемая фаза
обмотки
А
(Q-C6J
В
(q-c5)
с
(съ-сА)
Соединение зажимов мегаомметра
в схеме измерения
Зажим Л
С выводом
С1
С выводом
С2
С выводом
сз
Зажим 3
С корпусом
генератора
То же
» »
Зажим Э
С выводом
сз
—
С выводом
Примечание
Вывод фазы В заземлен
Выводы фаз А и С за-
землены
Вывод фазы В заземлен
Таблица 13.6. Испытательные напряжении обмоток статоров вращающихся
электрических машин
а) Испытательные напряжении промышленной частоты
Параметры машин
< 1 кВт, UH0M <
<0,1 кВ
PmM < 1000 кВт,
Г/ном>0,1 кВ
-Рном > Ю00 кВт,
Um,M < 3,3 KB
-Рном > Ю00 КВТ,
3,3 < Г/ном < 6,6 кВ
Рты > 1000 кВ,
6,6 кВ < t/HOM < 20 кВ
/"ном > Ю00 кВ,
20 кВ < Г/ном < 24 кВ
Заводское
испытательное
напряжение
Рисп, КВ
21/ном + 0,5
2#ном + 1, НО
не менее 1,5
2t/„0M+l
2 511
21/ном+З
2t/H0M+l
При вводе
машин после
Монтажа*1
0,8t/„cn
0,8 t/„cn, но не
менее 1,2
0,8Г/ИСП
0,8 Г/исп .
0,8 ииса
0,8 Е/Исп
В процессе эксплуатации и при
ремонтах
генераторов и
синхронных
компенсаторов
—
(1,5-1,7) t/H0M,
но не менее 1
(1.5-1,7) Ц«« »
(1,5-1,7).Е/ном
(l,5-l,7)t/HOM
(1,5-1,7) Е/ном
электродвигателей*2
Люм ^ 40 кВт
^ном,
В
400 и
ниже
500
600
2000
3000
6000
10000
^исп»
в
1000
1500
1700
4000
5000
10000
16000

Продолжение табл. 13.6
*' Для гидрогенераторов, собранных на месте монтажа, но не на фундаменте, изоляция после сборки
статора испытывается полным испытательным напряжением, а после установки на фундамент — 0,8 UKcn.
Изоляция обмотки статора гидрогенераторов, собираемых на своем фундаменте, испытывается только
полным испытательным напряжением.
*2 Для электродвигателей мощностью менее 40 кВт, напряжением 0,66 кВ и ниже принимается
испытательное напряжение 1 кВ.
б) Испытательные выпрямленные напряжения
Значение выпрямленного напряжения вновь вводимых генераторов принимается равным 1,28 за-
водского испытательного напряжения промышленной частоты. В эксплуатации испытание осуществ-
ляется у генераторов мощностью 5000 кВт и более. При этом значение выпрямленного напряжения
составляет 1,6 исгдатательного напряжения промышленной частоты, но не выше напряжения, которым
испытывался генератор при вводе в эксплуатацию.
Таблица 13.7. Предельные значения вибрации генераторов и их возбудителей
Испытуемый элемент
Подшипники, турбогене-
раторов и возбудителей, у
гидрогенераторов верти-
кального исполнения — кре-
стовины со встроенными в
нее направляющими под-
шипниками*1
Контактные кольца рото-
ров турбогенераторов*2
Сердечник статора гид-
рогенератора* 3
Лобовые части обмотки
статора гидрогенератора*6
Сердечник статора тур-
богенератора*7
Лобовые части обмотки
статора турбогенератора*8
Вибрация, мкм, при номинальной частоте вращения ротора, об/мин
до 100
180
-
30(50)*4
180
100*5
150
-
—
до 187,5
150
-
30(50)*"
180
100*5
150
-
—
до 375
100
-
30(50)*-»
180
100*5
150
-
—
до 750
70
-
30(50)*-»
180
100*5
150
-
—
1500
50
-
-
-
40
120-150
3000
30
200
-
-
75
120-150
*' Вибрация подшипников турбогенератов и их возбудителей измеряется на верхней крышке
подшипников в вертикальном направлении и у разъема — в осевом и поперечном направлениях.
Для гидрогенераторов приведенные значения вибрации относятся к горизонтальному и вертикальному
направлениям.
*2 Вибрация измеряется в вертикальном и горизонтальном направлениях.
*3 В эксплуатации измерение вибрации производится тем чаще, чем хуже состояние статора, но
не реже 1 раза в пять лет. Вибрация измеряется на спинке секторов сердечника по обе стороны
стыковых соединений в радиальном направлении.
*А В числителе — вибрация с частотой 100 Гц для номинального нагрузочного режима (в скобках —
для режима холостого хода с возбуждением), в знаменателе — низкочастотная полигармоническая
вибрация с частотой вращения вала и 2—3 ближайшими гармониками.
*5 В числителе — для режима установившегося трехфазного КЗ с номинальным током статора,
в знаменателе — для номинального нагрузочного режима.
*6 В эксплуатации вибрация измеряется при обнаружении массовых ослаблений элементов крепле-
ния обмотки, истирании изоляции, массовых течах воды в головках. В нагрузочном режиме
вибрация измеряется на шести нулевых стержнях, в режиме установившегося трехфазного КЗ — не
менее чем на 20 стержнях.

Продолжение табл. 13.7
Места установки вибропреобразователей и направление измерения вибрации определяются по
результатам приемочных испытаний.
*1 В эксплуатации вибрация измеряется при обнаружении в результате осмотров неудовлетвори-
тельного эксплуатационного состояния стальных конструкций статора (контактная коррозия, поврежде-
ния узлов крепления сердечника и т. п.).
Вибрация измеряется в радиальном направлении в сечении, по возможности близком к среднему
по длине сердечника.
*8 В эксплуатации вибрация измеряется в случае обнаружения истирания изоляции или ослаб-
ления креплений обмотки. Вибрации измеряются ■ в радиальном и тангенциальном направлениях
вблизи головок трех нулевых стержней обмотки статора.
Таблица 13.8. Испытательные иапряжеиия обмоток, реостатов и резисторов машии
постоянного тока
Испытуемый элемент
Обмотки
Бандажи якоря
Реостаты и пускорегулиро-
вочные резисторы
Испытательное
напряжение, кВ
Для вновь вводимых машин
8^возб.ноью но не ниже 1,2 и не
выше 2,&кВ. В эксплуатации —
1 кВ
1
1
Примечание
Для машин мощностью более
3 кВт
То же
Изоляцию можно испыты-
вать совместно с изолинией
цепей возбуждения
Таблица 13.9. Схемы измерении сопротивления изоляции обмоток трансформаторов тока
330 кВ ТФУМ-330 (ТФКН-330)
Измеряемый
участок
трансформатора
тока
Основная
изоляция {СЛ
Изоляция из-
мерительного
конденсатора
(Са)
Изоляция по-
следней обклад-
ки на корпус (Сз)
Изоляция
вторичных об-
моток (С.)
Соединение зажимов мегаомметров
2500 В
Л
С выводом
Л) — Л2 пер-
вичной об-
мотки
То же
С выводом
измеритель-
ной обкладки
То же
С вывода-
ми И,—И
вторичной
обмотки
3
Заземлен
С выводом
измеритель-
ной обкладки
С выво-
дом послед-
ней обкладки
Заземлен
»
Э
Заземлен
»
Примечание
Корпус трансформатора
тока, выводы вторичных
обмоток, измерительной и
последней обкладок зазем-
лены
Корпус трансформатора,
выводы вторичных обмо-
ток и последней обкладки
заземлены
Коргщс трансформатора
и выводы вторичных обмо-
ток заземлены
То же
Измеряется сопротивле-
ние изоляции каждой об-
мотки относительно зазем-
ленного корпуса и соеди-
ненных с ними ноочередно
остальных обмоток

Таблица 13.10. Схемы измерении сопротивлении изоляции трехкаскадных трансформаторов тока с рымоввдной обмоткой
Местоположе-
Нижний
Средний
Средний
Измеряемый участок
изоляции трансформа-
тора тока
Первичная обмот-
ка относительно
верхнего цоколя
Основная изоля-
ция
Нулевая обкладка
изоляции относи-
тельно вторичных
обмогок
Вторичные об-
мотки
Первичная об-
мотка относительно
верхнего цоколя
Основная изоля-
ция
Соединение зажимов мегаомметра 25,00 В в схеме
измерения
Л
С выводами Л\ц —
Л?ц первичной
обмотки
С выводами Л]Н —
Лгн первичной об-
мотки и верхним
цоколем каскада
С выводом О
С выводами одной
из вторичных обмо-
ток
С выводами JI\q —
Jlic первичной об-
мотки
С выводами JI\q—
Л2С первичной об-
мотки
3
С верхним цо-
колем каскада
С выводом О
С выводами вто-
ричных и техноло-
гических обмоток
Заземлен
С верхним цо-
колем каскада
С выводом О
Э
Заземлен
Соединен с
нижним цоко-
лем каскада
Примечание
Нижний цоколь каскада, выводы вто-
ричных и технологической обмоток, вывод
магнитопроводов и вывод О соединены
между собой
При получении пониженного значения
сопротивления изоляции измерение повто-
ряется с подсоединением вывода О к экрану
мегаомметра
Нижний цоколь каскада, выводы вто-
ричных и технологической обмоток, вывод
магнитопроводов заземлены
Нижний цоколь каскада заземлен
Измеряется сопротивление изоляции по-
очередно каждой обмотки относительно
заземленного цоколя и соединенных с ним
остальных свободных обмоток, вывода
магнитопроводов и вывода О
Нижний цоколь каскада, выводы техно-
логической обмотки, вывод магнитопровода
и вывод О соединены между собой
При получении пониженного значения
сопротивления изоляции измерение повто-
ряется с подсоединением вывода О к экрану
мегаомметра
Нижний цоколь каскада, выводы техно-
логической обмотки, вывод магнитопро-
вода соединены между собой

Средний
Верхний
Нулеваи обкладка
изоляции относи-
тельно вторичной
обмотки
Вторичные об-
мотки
Первичная обмох-
ка относительно
верхнего цоколи
Основная изоля-
ция
Нулевая обкладка
изоляции относи-
тельно вторичной
обмотки
Вторичные об-
мотки
С выводом О
С выводами вто-
ричной обмотки
С выводами Л —
Н к К —Л первич-
ной обмотки
С выводами Л —
Н , К^—Л первич-
ной обмотки
С выводом 0
С выводами вто-
ричной обмотки
С выводами
вторичной и тех-
нологической об-
моток
С нижним цоко-
лем каскада
С верхним цо-
колем каскада
С выводом 0
С выводами вто-
ричной и техноло-
гической обмоток
С нижним цо-
колем каскада
j
Измеряется сопротивление изоляции вто-
ричной обмотки относительно нижнего
цоколя и соединенных с ним технологи-
ческой обмотки, вывода магнитопровода и
вывода О
— Нижний цоколь каскада, выводы техно-
логической обмотки, вывод магнитопровода
и вывод О соединены между собой
При получении пониженного значения со-
противления измерение повторяется с нод-
соединением вывода О к экрану мегаом-
метра
Соединен с Нижний цоколь каскада, выводы техно-
нижним цоко- логической обмотки, вывод магаитопро-
лем каскада вода соединен^! между собой
Измеряется сопротивление изоляции вто-
ричной обмотки относительно нижнего
цоколи и соединенных с ним технологиче-
ской обмотки, вывода магнитопровода и
вывода О

Таблица 13.11. Схемы измерении сопротивлении нзоляпин обмоток каскадных трансформаторов наприжения серии НКФ
Объект
измерения
Нижний блок
Средний и верх-
ний блоки
Схема измерения
Вывод X обмотки ВН —
корпус
Обмотка а—х — корпус
Обмотка йд—Хд —корпус
Обмотка а—х — обмотка
ап~ хд
Вывод X обмотки ВН —
обмотка а—х
Выход X обмотки ВН —
обмотка йд—хд
Вывод Э обмотки ВН —
корпус
Зона измерения '
Изоляция между экраном обмотки
ВН и обмоткой а—х
Изолятор вывода X обмотки ВН
Изоляционные стойки магнитопро-
вода
Масло
Изоляция между экраном обмотки
ВН и обмоткой ад — хд
Изоляторы обмотки а—х
Изоляция между обмотками а—х и
ап~~ ха
Изоляторы обмотки йд—Хд
Изоляция между обмотками а—х и
ад — ха
Изоляция между экранами обмотки
ВН и обмоткой а—х
Изоляция между экраном обмотки
ВН и обмотками а—х и яд—хд
Изоляция между экраном обмотки
ВН и связующей обмоткой
Изолятор вывода Э обмотки ВН
Условия измерения
Обмотки а — х и йд — хд соединены
с корпусом трансформатора
Обмотки ВН и йд—хд соединены с
корпусом трансформатора
Обмотки ВН и а—х соединены с кор-
пусом трансформатора
Вывод X обмотки ВН соединен с
корпусом трансформатора
Зажим экрана мегаомметра соеди-
нен с корпусом трансформатора
Выводы обмотки ад—хд соединены с
корпусом трансформатора
Зажим экрана мегаомметра соеди-
нен с корпусом трансформатора
Зажим экрана мегаомметра соеди-
нен с корпусом трансформатора
Измерение производится относи-
тельно нижнего металлического
фланца блока
Примечание
Основная схема
измерения
Контрольная
схема измерения
Основная схема
измерения

Таблица 13.12. Схемы измерения tg5 изоляции обмоток трансформаторов тока 330 кВ ТФУМ-330 (ТФКН-330)
Измеряемый участок
изоляции трансформатора
Основная изоляция (С )
Изоляция измеритель-
ного конденсатора (С )
Изоляция последней
обкладки на корпус (С )
Изоляция последней
обкладки относительно
корпуса и вторичных об-
моток (С3 + С,)
Изоляция последней
обкладки относительно
вторичных обмоток (С )
Вид
мостовой
схемы
Нормальная
»
Переверну-
тая
»
»
»
Нормальная
■ИГ* г
Соединение
Высоковольтный
вывод
эталонного
конденсатора
С выводом
Л первичной
обмотки
С выводом
И
Заземлен
»
»
»
С выводом
3
гочек мостовой измерительной схемы
Вывод моста
С выводами И
и 3*
С выводом 3
С выводом И
С выводами 3
и И
С выводом 3
То же
С выводами
вторичных обмо-
ток и выводом
ЗТТ (при его на-
личии)
Экран моста
Заземлен
»
С выводом Л
первичной об-
мотки
~
С выводом И
То же
Заземлен
Примечание
Выводы И и 3 отсоединены от земли
и соединены между собой. Испытатель-
ное напряжение 10 кВ подводится к вы-
воду Л первичной обмотки
Выводы И и 3 отсоединены от земли.
Испытательное напряжение 3 кВ подводится
к выводу Й
Вывод 3 заземлен. Испытательное на-
пряжение 3 кВ подводится к выводу И
Выводы 3, И и вторичных обмоток
отсоединены от земли. Испытательное на-
пряжение 3 кВ подводится к выводам
И ш 3
Выводы 3, И я вторичных обмоток
отсоединены от земли. Испытательное на-
пряжение 3 кВ подводитси к выводу 3.
Выводы Л —Л заземлены
Выводы 3, и отсоединены от -земли.
Выводы вторичных обмоток заземлены. Ис-
пытательное напряжение 3 кВ подводится
к выводу 3 '
Выводы 3 я И отсоединены от земли.
Испытательное напряжение 3 кВ подво-
дится к выводу 3
У трансформаторов тока последних выпусков отсутствует измерительяый конденсатор и предусмотрен только один вывод от последней обкладки.

Таблица 13.13. Предельные значении tg5 трансформаторов тока
Тип изоляции
Бумажно-бакелитовая
Бумажно-масляная (транс-
форматоры тока серии
ТФЗМ и ТФД)
Бумажно-маслявйя конденса-
торная: й
Трансформаторы тока
ТФУМ-330
(ТФКН-330):
основная
измерительный конден-
сатор
наружные слои первич-
ной обмотки
Трансформаторы тока серии
ТФ^М (ТРН) 330 кВ и
выше
Предельные значения tgo, %, изоляции обмоток трансформатора
тока на номинальное напряжение, кВ
3-15
3
12
—
—
—
-
20-35
2,5
8_
. 2,5
4,5
—
—
—
-
60-110
2
5
2
3,5
—
—
—
-
150-220
-
1,5
2,5
-
—
—
-
330
-
0,6
0,8
i,2
2,5
0,6
0^8"
500
-
1,0*
1,5*
—
—
—
0,6
0^8"
750
-
-
—
—
—
0,6
0,8
* Норма дана для каждого элемента каскада в отдельности.
Примечание. В числителе приведены предельные значения tgo вновь вводимых трансформа-
торов тока, в знаменателе — для трансформаторов тока, находящихся в эксплуатации.
Таблица 13.14. Испытательные кратковременные напряжении промышленной частоты
электрооборудовании с нормальной и облегченной изоляцией, кВ
Класс напряжения, кВ
До 3
3
Испытательное одноминутное напряжение
внутренней изоляции
Силовые трансформаторы, шунти-
рующие и дугогасительные ре-
акторы
5*1
3
18*1
10
Электромагнитные трансформато-
ры напряжения и токоограничи-
вающие реакторы
2
24
Аппараты, трансформаторы тока
и изоляторы, испытываемые от-
дельно
2
24
Вводы для трансформаторов, реак-
торов и аппаратов, испытывае-
мые отдельно
24
Испытательное напряжение внешней изоляции
при плавном подъеме
в сухом состоянии
Силовые трансформаторы,
шунтирующие и дугогасящне
реакторы
26
Электромагнитные измери-
тельные трансформаторы, то-
коограничивающие и дугога-
сящне реакторы, аппараты и
конденсаторы связи
26
Изоляторы, испытываемые от-
дельно
27
под дождем
Электромагнитные трансфор-
маторы напряжения, трансфор-
маторы тока, аппараты, кон-
денсаторы связи и изоляторы
наружной установки
20

Продолжение табл. 13.14
Испытательное одноминутное напряжение
внутренней изоляции
Испытательное напряжение внешней изоляции
при плавном подъеме
я
fro
а а
а л
8ё
о о
■el
я а
gs,
Р
О К
я э
rv га
■в-ё
go
ав£
S g &
S а £
н к к
SB.
Е-а я
u S
о о
О
33
D.S
О U
H №
« О
S 3
о а
■е-и
И В
cd
О. -
н а
о.
В-о г
< К Ч
К О
ев й
8.S
в сухом состоянии
1*1
Hi
Я к
IS
Se
Ё§я
о.
й ^3
а &£•
«S?
о *- fc
R Я и
U g щ Й g
sLg.3 3 s
Я a S о a
S н £ § н
Е-Я "
ё л Я
t* £> °
Г) S ° 5
;Ш1
а
&
is
S ч
25*1
16
35*'
24
45*1
37
55*1
50
65
70
85
200
230
325
460
630
800
1100
32
42
55
65
75
80
95
200
275
400
460
630
950
1150
32
42
55
65
75
80
95
230*2
200
300*2
275
440*2
400
560*2
500
760*2
700
950
1150
32
42
55
65
75
80
95
265
340
490
630
800
950
1150
34
45
60
70
80
90
105
280
320
465
670
900
1000
1300
34
45
60
70
80
90
105
280
355
520
670
900
1050
1300
36
47
63
75
85
95
ПО
295
375
550
700
900
1050
1300
х
*' В числителе — для оборудования с нормальной изоляцией, в знаменателе — с облегченной.
*2 В числителе — для аппаратов и трансформаторов тока (кроме масляных) и изоляторов, испыты-
ваемых отдельно (кроме вводов для трансформаторов, реакторов и аппаратов), в знаменателе — для
масляных трансформаторов тока и выключателей, конденсаторов связи.
Примечания: 1. Таблица составлена применительно к ГОСТ 1516.1—76*, для оборудования
класса напряжения 750 кВ — ГОСТ 20690—75*, 1150 кВ — по техническим условиям.
2. Для оборудования классов напряжения 220 кВ ниже, если основная изоляция состоит из ор-
ганических твердых материалов (кроме бумажно-масляной изоляции) или кабельных масс, длительность
приложения напряжения повышается с 1 до. 5 мин. При расщепленной обмотке каждая ветвь
подвергается испытанию как отдельная обмотка. Внутренняя изоляция трансформаторов, у которых
изоляция нейтрального конца выполнена с меньшей электрической прочностью по сравнению с линейным
концом, испытывается индуцированным напряжением.
3. Электрооборудование с нормальной изоляцией предназначено для применения в электроуста-
новках, подвергающихся воздействию грозовых перенапряжений при обычных мерах грозозащиты.

Продолжение табл. 13.14
4. Электрооборудование с облегченной изоляцией предназначено для применения только в электро-
установках, в которых грозовые перенапряжения не превышают амплитудного значения одноминутного
испытательного напряжения,
5. Приводимые в таблице значения испытательных напряжений относятся к конструкциям об-
мотки трансформаторов, имеющих одинаковую изоляцию линейного и нейтрального концов. Испытанию
подвергается каждая из обмоток, электрически не связанная с другими обмотками, по отношению
к другим обмоткам, не соединенным с баком.
Таблица^ 3.15. Показатели характеристики намагничивания маслонаполненных
V трансформаторов тока
Тип трансформатора
тока
ТФЗМ 35Б-ПУ1
ТФЗМ 110Б-11У1
ТФЗМ 150А-1У1,
ТФЗМ 150Б-1У1
ТФЗМ150Б-ИУ1
ТФЗМ 220Б-ШУ1
ТФЗМ 220-IW1
Номинальный
коэффициент
трансформации
500/5
1000/5
2000/1
2000/5
3000/1
3000/5
1500/1
1500/5
2000/1
2000/5
Все исполнения
То же
» »
» »
Обозначение
вторичной
обмотки
Все обмотки
То же
» »
» »
» »
» »
Все обмотки
То же
» »
»
гщ-жг
ъщ-ъмг
4Щ-4Щ
2Щ-2Щ
ЪЩ-ЪЩ
4Щ -4И2
2Щ-2Щ
ЪЩ-Ж2
4Щ -4И2
2Щ -2И2
Щ-Ш2
4Щ-4Щ
Приложенное
напряжение
(среднее
значение), В
195
195
961
225
1100
245
838
879
180
218
749*1
169*2
169*2
1635*1
378*2
1362*1
315*2
900*1
173*2
319*1
■76*2
1419*1
235*2
750*1
168*2
Ток намаг-
ничивания,
мА, не
более
524
524
ПО
136
44
134
84
54
464
324
98*1
573*2
573*2
86*1
980*2
52*1
360*2
112*1
548*2
44*1
266*2
64*1'
284*2
34*1
184*2

Продолжение табл. 13.15
Тип трансформатора
тока
ТФУМ ЗЗОА-У1
ТФУМ 330Б-У1
ТФЗМ 500Б-1У1
(нижняя ступень)
ТФЗМ 500Б-1У1
(верхняя ступень)
ТФРМ 750А-У1
Номинальный
коэффициент
трансформации
500; 1000; 2000
1
500; 1000; 2000
5
1000; 2000
1
1500; 3000
1
Все исполнения
То же
1000; 2000
1
1500; 3000
1
2000; 4000
1
Обозначение
вторичной
обмотки
2Я,-2Я2
ЪИХ-ЪИ2
АЩ-АЩ
2Щ-2И2
ЖХ-ЪЩ
АЩ-АИ2
2Щ-2И2
ЪИХ-ЪИ2
АЩ-АИ2
5И1-5И2
2Я,-2#2
ЗЯ,-3#2
4^-4^2
5#,-5Я2
Все обмотки
То же
2Я, - 2Я2
ЗЯ!-ЗЯ2
4#!-4#2
5Я, - 5Я2
2Я,-2#2
ЗЯ, - ЗЯ2
4Я, - 4Я2
5Я, - 5Я2
2Я, - 2Я2
ЗЯ!-ЗЯ2
4Я1-4#2
5Я, - 5Я2
Приложенное
напряжение
(среднее
значедае), В
1182
887
1064
"-- 267
2000
241
912
916
916
912
972
975
975
972
1347*1
881*2
2303*'
1530*2
17,5
26,4 ч
■л
35
Ток намаг-
ничившжя,
мА, не
более
69
35
51
15
8
14
45
37
37
45
29
24
24
29
132*1
142*2
264*1
368*2
153
82
59

Продолжение табл. 13.15
Тип трансформатора
тока
ТФРМ 750А-У1
(нижняя ступень)
"1-
Номинальный
коэффициент
трансформации
1000; 2000
1
1500; 3000
1
2000; 4000
1
Обозначение
вторичной
обмотки
2Я,-2Я2
5#,-5#2
3#,-3#2
4Я,-4Я2
Приложенное
напряжение
(среднее
значение), В
592
613
Ток намаг-
ничивания,
мА, не
более
23
21
*' Для вторичной обмотки с номинальным током 1 А.
*2 То же с номинальным током 5 А.
Таблица 13.16. Показатели характеристики намагничивания встроенных трансформаторов
тока серии ТВТ
Конструктивное исполнение
10-1
35-1
35-Ш
110-1
Номинальный
коэффициент
трансформации
5000/5
6000/5
12000/5
300/1
300/5
600/1
600/5
1000/1
1000/5
3000/1
3000/5
4000/1
4000/5
200/5
300/5
600/5
300/1
300/5
600/1
600/5
1000/1
1000/5
Приложенное
напряжение (среднее
значение), В
104
!37
649
232
49
454
98
820
180
1044
262
731
209
29
38
93
586
124
973
209
1008
206
Ток
на магничивания,
мА, не более
40
36
20
140
730
70
370
50
240
11
57
6
35
980
480
320
330
2050
140
670
60
300

Продолжение табл. 13.16
Конструктивное исполнение
110-Ш
150-1
220-1
330-1
400-1
500-1
500-П
500-Ш
750-1
1150-П
Номинальный
коэффициент
трансформации
300/5
600/1
600/5
1000/1
1000/5
2000/1
2000/5
600/1
600/5
1000/1
1000/5
2000/1
2000/5
1000/1
1000/5
2000/1
2000/5
4000/1
4000/5
600/1
600/5
1000/1
1000/5
2000/1
2000/5
3000/1
3000/5
2000/1
200/1
750/1
1500/1
2000/1
3000/1
2000/1
2000/1
3000/1
4000/1
Приложенное
напряжение (среднее
значение), В
160
1062
219
1066
204
1387
270
758
167
1034
234
1628
358
1232
275
2545
559
2342
574
777
176
1534
333
2579
563
1453
246
705
609
1180
1031
2477
497
2477
705
825
665
Ток
намагничивания,
мА, не более
1400
150
740
56
240
25 •
120
84
530
43
250
21
105
50
290
28
140
12
69
73
760
93
500
40
210
39
120 -
48
1100
130
1600
ПО
10
850
■*■ 48
д 25
щ
9
Примечания: 1. Расшифровка условного обозначения: ТВТ — трансформатор тока встроенный
для силовых трансформаторов и автотрансформаторов; конструктивное исполнение: первые цифры —
номинальное напряжение ввода, кВ, вторая — номер конструктивного варианта исполнения.
2. При измерении тока намагничивания напряжение подводится ко всей вторичной обмотке при
разомкнутой первичной.

Таблица 13.17. Контроль состояния изоляции трансформаторов, автотрансформаторов и масляньк реакторов*1 перед вводом
в эксплуатацию и после капитального ремонта
R1
S
сфо
й
я группа тр
й
!3
Услов
торов
Параметры т
^ном>
кВ
рансформатора
*$ном»
кВ-А
\
Способ .
транспортировки
про-
кра-
асла
ый осмотр,
ичия пломб у
бок отбора м
я ч g
5 й P.
Визуал
верка н
нов и и
г
Виды испытаний
или
гичности
в баке
зрме
асла
ь. S
g я
ОЙ
«60"
Rm"
Rls,,
ЛИЗ
й ана
гннь
3
окра
асла
US
и проверок трансформаторов
ции
5 изоля
ЕР
ела
й
S
-ЕР
Пробивное
напряжение
масла
орма-
ансф
о.
й й
ID Pi
Я Н
сз
О.
О
Н
онта
баке
я
Влагосо-
держание
масла
орма-
ансф
о.
й S
ID £.
я н
ктора
онта
баке
m
зца
й
О.
ние об
яции
ержа
изол
Влагос
(макет
Вновь вводимые трансформаторы
До 35
включи-
тельно
То же
До 100
включи-
тельно
От 160 до
1000
включи-
тельно
От 1600 до
6300
10000 и
выше
С маслом и рас-
ширителем
То же
С маслом без
расширителя
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+ *2
+
+
+
-
-
+
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-

110-550
110-750
110-750
До 35
включи-
тельно
То же
ПО и выше
Все - мощ-
ности
То же
» ».
До 10000
включи-
тельно
Более 10000
Все мощ-
ности
С маслом и рас-
ширителем
С частичным за-
полнением мас-
лом без расши-
рителя
Без масла с авто-
матической под-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
-
-
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
-
+
+
+
+
+
питкои азотом
После капитального ремонта без смены обмоток или изоляции
_^
+
+
+
+
+
-f*4
+
+
+
+
+
+
_.
__
)-
,,
•
*' В дальнейшем для краткости — трансформаторы.
*2 Для трансформаторов мощностью до 100 кВА включительно определяется только пробивное напряжение масла.
*3 Для трансформаторов мощностью более 80 MB-А при нарушении транспортирования, хранения или для получения дополнительных
о состоянии изоляции.
*" У трансформаторов мощностью до 10000 кВА включительно Ъпределяется только пробивное напряжение масла.

Условия оценки состояния трансформато-
ров. Вопрос о допустимости включения
вновь вводимых трансформаторов без суш-
ки решается по результатам испытаний и
с учетом условий, в которых находился
трансформатор до и после монтажа. Транс-
форматоры, прошедшие капитальный ре-
монт с полной или частичной сменой об-
моток или изоляции, подлежат сушке.неза-
висимо от результатов испытаний. Транс-
форматоры, прошедшие капитальный ремонт
без смены обмоток или изоляции, могут
быть включены в работу без подсушки или
сушки при соблюдении условий пребывания
активной части на воздухе и при соответ-
ствии показателей изоляции и масла требо-
ваниям Норм испытания электрооборудова-
ния.
Достаточные условия для включения
вновь вводимых трансформаторов без суш-
ки (табл. 13.17):
Группа 1. а) Уровни масла — в пределах
отметок маслоуказателя; б) характеристики
масла соответствуют нормам; в) значение
R60../R1S.. при температуре 10-=-30°С — не
менее^З; г) если условие «а» не соблюдено,
но обмотка и переключатель покрыты мас-
лом, или не выполнены условия «б», но
в масле отсутствуют следы воды и пробив-
ное напряжение снизилось по сравнению
с требуемыми нормами не более чем на
5 кВ, дополнительно измеряется tg 5 обмо-
ток, который должен быть не более 1,5%
при температуре 20 °С.
Включение трансформатора без сушки
допускается при соблюдении одной из сле-
дующих комбинаций условий: для трансфор-
матора мощностью до 100 кВ ■ А: «а», «б»;
«а», «г» или «б», «г»; для трансформатора
до 100 до 1000 кВ-А включительно: «а»,
«б», «в»; «б», «в», «г»; «а», «в», «г» или
«а», «б», «г».
Группа 2. Соблюдение условий «а», «б»,
«в», «г», приводимых для группы 1, при
этом наименьшее допустимое значение со-
противления изоляции R60.. при температу-
ре 20 °С — не менее 300 МОм, а значение
R60,/R15; при той же температуре не ме-
нее 1,3.
Включение трансформатора без сушки
допускается при соблюдении одной из ком-
бинаций из трех условий, приводимых для
группы 1.
Группа 3. Соблюдение условий «а», «б»,
«в», приводимых для группы 1, а также
измерение tg 5 обмоток после окончания
монтажа и заливки масла и контроль гер-
метичности. Значение R60- ПРИ температуре
20 °С - не менее 600 МОм, tg 5 = 1 % или
значения Я6о" w tg 5, приведенные, к темпе-
ратуре измерения этих характеристик на
заводе, не отличаются от значений завод-
ского протокола более чем на 30% в сто-
рону ухудшения.
Группа 4. а) Уровни отметок масла —
в пределах отметок маслоуказателя; б) харак-
теристики масла в баке трансформатора —
в пределах норм (пробивное напряжение
не ниже 55 кВ, tg 5 — не более 2,0 % при
70 °С при ТКп по ТУ 38.101S90-71; 3,0%
при 90 °С для масла по ГОСТ 10121-76*
без государственного Знака качества; 1,0%
при 90°С для масла по ТУ 38.101281-80;
0,7% при 90 °С для масел Т-750, Т-1500 по
ГОСТ 982-80* и по ГОСТ 10121-76*
с государственным Знаком качества); в) ха-
рактеристики масла во встроенном баке кон-
тактора — в пределах норм (пробивное на-
пряжение — не ниже 50 кВ; влагосодержа-
ние — не более 0,0025 %); г) характеристики
изоляции: R60- — не менее 70 %, tg 5 — не бо-
лее 130% значений, указанных в паспорте.
Значение R60^/R15„ не нормируется, но
должно учитываться при комплексной оцен-
ке результатов. Значения tg 5, приведенные
к заводской температуре, равные или мень-
ше 1 %, следует считать удовлетворитель-
ными и не сравнивают с паспортными;
д) влагосодержание образца (макета) изоля-
ции, заложенного в трансформатор мощ-
ностью более 80 MB-А,—не более 0,5%
(измерение влагосодержания производится
при нарушении условий транспортирования,
хранения или получения неудовлетворитель-
ных результатов оценки состояния изоляции
трансформатора).
Группа 5. а) Трансформатор должен
быть герметичным; б) характеристики масла
в баке трансформатора — в пределах норм
(пробивное напряжение не ниже 55 кВ, tg 5 —
не более значений, приведенных для группы
4, влагосодержание масла — не более 0,002 %
для трансформаторов 500—750 кВ и не бо-
лее 0,0025% для трансформаторов ПО —
330 кВ; в) характеристики масла во встроен-
ном баке контактора — в пределах норм,
указанных для группы 4; г) соблюдение
условий «г» и «д» для трансформаторов
группы 4.
Группа 6. а) Наличие избыточного дав-
ления в баке трансформатора; б) характе-
ристики остатков масла со дна бака транс-
форматора —■ в пределах норм (пробивное
напряжение — не ниже 50 кВ, tg 5 — не более
значений, приведенных для группы 4, влаго-
содержание — не более значений, приведен-
ных для группы 5); в) характеристики масла
во встроенном баке контактора — в пределах

норм, указанных для группы 4; г) соблюде-
ние условий «г» и <<д» для трансформато-
ров группы 4.
Дополнительные мероприятия при реше-
нии вопроса о допустимости включения
вновь вводимых трансформаторов без суш-
ки:
трансформаторы напряжением до 35 кВ
групп I —III должны быть подвергнуты конт-
рольному прогреву и последующим повтор-
ным измерениям характеристик изоляции в
одном из следующих случаев: а) при нали-
чии признаков увлажнения масла, с которым
прибыл трансформатор; б) продолжитель-
ность хранения трансформатора без доливки
масла превьппала время, указанное в инст-
рукциях, но не более 7 мес; в) время пре-
бывания активной части на воздухе превы-
шало допустимое, но не более чем в 2 раза
(см. табл. 13.18); г) характеристики изоля-
ции не соответствуют нормам. Если после
контрольного прогрева характеристики изо-
ляции не соответствуют требованиям норма-
тивов или если время хранения трансфор-
маторов без доливки масла превысило
7 мес, но не более 1 года, производится
контрольная подсушка;
трансформаторы на напряжение 110 —
750 кВ подвергаются контрольной подсушке
в следующих случаях; а) при незначительном
увлажнении изоляции; б) если время хране-
ния трансформатора без масла или доливки
превышает допустимое (3 мес) по инструк-
ции; в) при признаках увлажнения масла или
нарушения герметичности; г) если продол-
жительность'пребывания активной части на
воздухе в разгерметизированном состоянии
превьппала допустимую; д) если характери-
стики изоляции, измеренные по окончании
монтажа, не соответствуют нормам, при
этом у трансформатора мощностью более
80 MB • А влагосодержание образца изоля-
ции толщиной 3 мм не должно превышать
1%;
трансформаторы на напряжение НО—
750 кВ подвергаются сушке в следующих
случаях: а) для трансформаторов мощностью
более 80 MB ■ А при нарушении требований
завода-изготовителя к предохранению изоля-
ции от увлажнения при хранении или полу-
чении неудовлетворительных результатов со-
стояния изоляции и влагосодержания образ-
ца изоляции толщиной 3 мм более 1 %;
б) при обнаружении на активной части или
в баке следов воды; в) при пребывании ак-
Разность температур, °С . . 1 2
Коэффициент пересчета зна-
чений tg8 масла, К ... 1,04 1,08
тивной части на воздухе более чем вдвое
по сравнению с допустимым; г) при хране-
нии трансформатора без доливки масла бо-
лее 1 года; д) при несоответствии нормам
характеристик изоляции после контрольной
подсушки.
По окончании ремонта на всех трансфор-
маторах после капитального ремонта без
смены обмоток или изоляции производится
подсушка.
Сушка изоляции обмоток таких транс-
форматоров производится в следующих слу-
чаях: продолжительность пребывания актив-
ной части на воздухе превышает допусти-
мое; характеристики изоляции после ремонта
не соответствуют значениям, приведенным
в пц. 50, 51 табл. 13.2; влагосодержание
образцов изоляции превышает значения, ука-
занные для трансформаторов с номиналь-
ными параметрами:
Номинальное
напряжение,
хВ . . . . 110-220 110-220 330-750
Мощность
трансформа-
тора, MB-А Менее 400 и Все
400 более мощ-
ности
Влагосодер-
жание, % 3 1,5 1,5
Измерение характеристик изоляции
трансформаторов должно проводиться по
схемам, приведенным в табл. 13.19.
При оценке результатов измерения учи-
тываются температурные зависимости пока-
зателей изоляции (табл. 13.20).
Необходимо учитывать влияние tg 5 мас-
ла, заливаемого в трансформаторы, на tg5
изоляции. Фактическое значение
tg 5ф = tg 5ИЗ - К (tg 5^ ~ tg 5Ml),
где tg 5из — измеренные значения tg 5 изоля-
ции; tg 5Mi — значение tg 5 масла, залитого
на заводе, приведенное к температуре изме-
рения характеристик изоляции; tg ivz — зна-
чение tg 5 масла, залитого на монтаже, при-
веденное к температуре йшерения характе-
ристик изоляции; К — коэффициент, завися-
щий от конструктивных особенностей транс-
форматора н имеющий следующие значения:
0,45 для трансформаторов 220 кВ, 0,5 для
трансформаторов 330—500 кВ и 0,7 для
трансформаторов 750 кВ.
Температурные коэффициенты пересчета
tg5 масла приведены ниже:
~~3 4 ii 6 7 lo"
1,13 1,17 1,22 1,28 1,34 1,5

Таблица 13.18. Условия пребывания активной части трансформатора на воздухе и пределы
допустимого времени нахождения трансформатора в разгерметизированном состоянии
Параметры
трансфор-
матора
35 кВ и
ниже
110-750 кВ
110-330 кВ,
мощностью
менее
400 MB-А
Вновь вводимые
трансформаторы
Продолжитель-
ность разгерме-
тизации, ч
24 — при от-
носительной
влажности
Д«>,75%
16 —при от-
носительной
влажности
до 85%
100 ч
12 — разгер-
метизация со
сливом масла
20 — разгер-
метизация без
слива масла
Условия предохранения
изоляции от
увлажнения
-
Относительная
влажность окружаю-
щего воздуха не бо-
лее 90%
Подача в бак транс-
форматора глубоко-
осушенного воздуха
(степень осушки воз-
духа до точки ро-
сы — не выше минус
50 °С, производи-
тельность по сухому
воздуху — 0,05 м3/с)
■ Относительная
влажность окружаю-
щего воздуха — не
более 85%
Температура актив-
ной части не менее
10 °С и превышает
точку росы окру-
жающего воздуха не
менее чем на 10 °С
при слитом масле
и не менее чем на
5 °С без слива масла
Трансформаторы после капитального
ремонта без смены обмоток
и изоляции
Продолжитель-
ность разгермети-
зации, ч
48 — при отно-
сительной влаж-
ности до 75%
32 — при относи-
тельной влажное-
ти до 85%
16 — при относи-
тельной влажнос-
ти до 75%
10 — при относи-
тельной влажнос-
ти до 85%
Условия предохра-
нения изоляции от
увлажнения
Относительная влаж-
ность окружающего
воздуха не более
85%
Температура актив-
ной части не менее
10°С и превышает
точку росы окружаю-
щего воздуха не ме-
нее чем на 10 °С при
слитом масле и не
менее чем на 5°С без
слива масла
То же
Примечания: 1. При осмотре активной части трансформатора с использованием установок
«Суховей» или «Иней» допустимое время ее нахождения на воздухе определяется заводской инст-
рукцией.
2. Началом осмотра считается слив масла, а для трансформаторов, транспортируемых без масла, —
вскрытие крышки или любой заглушки.
3. Осмотр активной части или капитальный ремонт считаются законченными с момента гер-
метизации бака или начала вакуумирования перед заливкой.
4. Температура активной части в процессе осмотра должна превышать температуру точки росы
окружающего воздуха не менее чем на 5°С и во всех случаях должна быть не ниже 10 СС.
5. При относительной влажности окружающего воздуха более 85% трансформатор допускается
осматривать в закрытом помещении или во временном сооружении.

Таблица 13.19. Схемы измерения характеристик изоляции трансформаторов
Двухобмоточные транс-
форматоры и трехобмо-
точные автотрансфор-
маторы
Обмотки,
на кото-
рых про-
изводят
измере-
ния
нн
вн
вн, нн
-
-
Заземленные
части
трансфор-
матора
Бак*', ВН
Бак, НН
Бак
-
-
Трехобмоточные
трансформаторы
Обмотки, на
которых про-
изводят из-
мерения
НН
сн
вн
ВН, СН*з
ВН, ОН,
нн
Заземленные
части
трансфор-
матора
Бак, СН,
ВН
Бак, ВН,
НН
Бак, НН,
СН
Бак, НН
Бак
Трансформаторы с рас-
щепленной обмоткой НН
Обмотки, на
которых про-
изводят из-
мерения
HHj
нн2
вн
вн,
HHf
вн, нн,
нн2
Заземленные
части
трансфор-
матора
Бак, НН,,
ВН
Бак, ННЬ
ВН
Бак, HHi,
нн2
Бак,
HH2(i)
Бак
Шунтирующие
и заземляющие
реакторы
Обмотки,
на кото-
рых про-
изводят
измере-
ния
ВН
-
-
-
-
Зазем-
ленные
части
реактора
Бак,
НН*2
-
-
-
-
*1 У сухих трансформаторов — защитный кожух и магнитопровод.
*2 Заземление обмотки НН осуществляется у заземляющих реакторов.
*з Измерения проводятся лля получения дополнительных данных.
Таблица 13.20. Температурные коэффициенты пересчета характеристик изоляции
Разность
°С
1
2
3
4
Коэффициенты пересчета
К\ (для Лйо")
1,04
1,08
1,13
1,17
К2(ддя tg6)
1,03
1,06
1,09
1,12
Разность
температур,
"С
5
10
15
20
Коэффициен
Щ (дляЛ60")
1,22
1,5
1,84
2,85
гы пересчета
.Кг (для tg8)
1,15
1,31
1,51
1,75
Таблица 13.21. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции коммутационных
аппаратов ,
Номинальное
напряжение, кВ
3-10
До 15
15-150
20-35
220 и выше
ПО и выше
Сопротивление изоляции
аппаратов, МОм
вновь
вводимых
1000
.3000
5000
находящихся
в эксплуатации
300
. 1000
3000
Вид коммутационного
аппарата
Для MB, P3, ОД, КЗ
Для ВВ
Для MB, P3, ОД, КЗ
Для ВВ
Для MB, P3, ОД, КЗ
Для ВВ

Таблица 13.22. Распределение напряжения иа опертых миогоэлементных изоляторах при контроле их измерительной штаигой
Рабочее
напряжение,
кВ
Ли
ней-
ное
220
НО
35
Фаз-
ное
127
65
20
Тип
изолятора
ОНШ-35-2000
(ИШД-35)
ОНШ-35-2000
(ИШД-35)
ОНШ-35-1000
(ШТ-35)
ОНШ-35-1000
(ШТ-35 или
ШТ-30)
ОС-1
ОС-1
ОС-1
ОС-1
ОНШ-35-1000
(ШТ-35)
ОНШ-35-2000
(ИШД-35)
Коли-
чест-
во
изо-
лято-
ров
5
3
3
3
5
4
3
2
1
1
Сос-
тояние
изоля-
тора
Нор-
маль-
ное
(Н)
Дефек-
тное (Д)
Н
д
Н
д
н
д
н
д
н
д
н
д
н
д
н
д
н
д
Напряжение, кВ, на элементе номер (считая от конструкции)
1
6
3
6
3
4
2
7
3
4
2
5
2
2
2
4
2
10
5
6
3
2
7
3
4
2
5
2
8
4
5
2
6
3
3
2
5
2
10
5
7
3
3
7
3
5
3
5
2
9
5
4
2
4
2
2
2
4
2
7
4
4
5
2
6
3
6
3
11
6
5
3
8
3
4
2
7
3
5
6
3
6
3
8-
4
12
8
6
3
5
2
3
2
6
8
4
7
3
10
5
18
11
7
4
12
8
6
4
7
6
3
7
4
12
7
6
3
8
6
8
7
3
8
6
15
9
9
6
17
10
9
9
4
16
10
7
5
10
7
3
12
6
И
8
3
-
12
10
5
-
13
11
6
-
14
12
8
-
15
18
12
-
Примечание. При измерении
состоят из трех склеенных элементов, а
напряжения на опорных изоляторах штангой следует иметь
остальные — из двух.
в виду, что изоляторы ОНШ-35-2000 (ИШД-35)

Таблица 13.23. Допустимые значения вытягивающих усилий подвижных контактон
нз неподвижных
Тип аппарата
РВК-10
РВК-20
РВ(3>20
РВ(3)-35
РЛНД-110
ток, А
Разъединители
3000
4000
5000
5000
6000
7000
400
600
1000
600
1000
Допустимое зна-
чение вытягиваю-
щего усилия, Н
500-550
500-550
500-550 .
500-550
500-550
850-870
120-160
140-180
180-230
160-180
180-200
Тип аппарата
ОД-110М
ОД-150М
ОД-220М
ток, А
Допустимое зна-
чение вытягиваю-
щего усилия, Н
Отделители
600
1000
160-180
180-200
Короткозамыкателн
КЗ-220М
-
200-300
Таблица 13.24. Количестве операций при наладке воздушных выклмчателей
Наименование операции
или цикла
Включение
Отключение
ВО
Включение
Отключение
ВО
Включение
Отключение
ОВ, БАПВ
Включение
Включение
Отключение
Отключение
ВО
ОВО, БАПВ неуспешное
ОВО, БАПВ неуспешное
Давление при
опробовании
Наименьшее сраба-
тывание
То же
» »
Наибольшее рабочее
То же
» »
Номинальное
»
»
Наибольшее рабочее
То же.
» »
» »
» »
То же
Наименьшее для
АПВ
Напряжение на зажимах
электромагнитов
Номинальное
»
»
_»
»
»
»
»
»
0,8 номинального
0,65 номинального
0,8 номинального
0,65 номинального
Номинальное
»
»
Число операций и
циклов в процессе
наладки после
монтажа,
капитальных
и внеплано-
вых ремонтов
3
3
2
3
3
2
3
3
ч-2
а. т
y*z
2
2
2
2
2
2
текущего
ремонта
Т-2
1-2
—
—
—
—
2-3
2-3
—
—
—
_
—
1-2
—
1-2

Таблица 13.25. Схемы измерения сопротивления изоляции маслонаполненных вводов 110 кВ и выше
Конструктивные
особенности ввода
Ввод имеет потенциометри-
ческое устройство и два изо-
лированных вывода (ввод ста-
рой конструкции)
Ввод имеет потенциометри-
ческое устройство и один изо-
лированный вывод (ввод новой
конструкции)
Ввод без устройства ПИН
и имеет один изолированный
вывод от последней обкладки
Измеряемый участок
изоляции ввода
Основная изоляция
(С,)
Q
Изоляция измери-
тельного конденса-
тора (С2)
С2
Изоляция наружных
слоев остова отно-
сительно соедини-
тельной втулки (Сз)
С2
с2
Q
Соединение зажимов мегаомметра 2500 В
Л
С токоведущим
стержнем ввода
С выводом ПИН
(предпоследним
выводом)
С последним выво-
дом
С выводом ПИН
(предпоследним вы-
водом)
С последним выво-
дом
То же
С токоведущим
стержнем
С выводом ПИН
(предпоследним
выводом)
С токоведущим
стержнем
С выводом послед-
ней обкладки
С токоведущим
стержнем
3
С выводом ПИН
(предпоследним вы-
водом)
Заземлен
С выводом ПИН
(предпоследним вы-
водом)
С последним выво-
дом
Заземлен
»
С выводом ПИН
(предпоследним
выводом)
Заземлен
С выводом послед-
ней обкладки
Заземлен
»
Э
Заземлен
С последним выво-
дом
Заземлен
С токоведущим
стержнем
С токоведущим
стержнем и выводом
ПИН
С выводом ПИН
(предпоследним
выводом)
Заземлен
С токоведущим
стержнем
Заземлен
С токоведущим
стержнем
Примечание
Последний вывод
заземлен
Токоведущий
стержень заземлен
То же
Токоведущий
стержень зазем-
лен
-
-

Таблица 13.26. Схема измерения tg 5 изоляции маслонаполненных вводов 110 кВ и выше
—. ^
Конструктивные
особенности ввода
Ввод имеет по-
тенциометрическое
устройство и два
изолированных вы-
вода (ввод старой
конструкции)
Ввод имеет по-
тенциометрическое
устройство и один
изолированный из-
мерительный вы-
вод (ввод новой
конструкций)
Измеряемый
участок
изоляции ввода
Основная изо-
ляция (С\)
Изоляция из-
мерительного
конденсатора
(С2)
Изоляция на-
ружных слоев
остова отно-
сительно сое-
динительной
втулки (С3)
с,
с,
кВ
10
10
5
10
10
Вид
мостовой
измери-
тельной
схемы
Нор-
маль-
ная
То же
Пере-
вернутая
Пере-
верну-
тая
Нор-
маль-
ная
Соединение точек измерительной схемы
Высоковольтный вывод
эталонного конденсатора
С токоведущим стерж-
нем ввода и высоко-
вольтным выводом об-
мотки ВН испытатель-
ного трансформатора
С выводом ПИН (пред-
последним выводом) и
высоковольтным вы-
водом обмотки ВН ис-
пытательного транс-
форматора
Заземлен
Заземлен
С токоведущим стерж-
нем ввода и высоко-
вольтным выводом об-
мотки ВН испытатель-
ного трансформатора
>
Вывод Сх
моста
С выводом
ПИН (пред-
последним
выводом)
С последним
выводом (для
измерения tg5)
То же
С токоведу-
щим стержнем
ввода
С измеритель-
ным выводом
Экран мостовой
схемы
Заземлен
То же
С токоведущим стерж-
нем и высоковольтным
выводом обмотки ВН
испытательного транс-
форматора
С высоковольтным вы-
водом обмотки ВН ис-
пытательного транс-
форматора -j
Заземлен
Примечание
Последний вывод
(для измерения tg5)
разземлен
То же
» »
Измерительный вы-
вод заземлен. Схема
может быть приме-
нена для измерения
вводов, установлен-
ных на масляных вы-
ключателях
Измерительный вы-
вод разземлен. Схема
может быть приме-
нена для измерения,
вводов, установлен-
ных на силовых тран-
сформаторах с уче-
том погрешности,
вносимой емкостью
измерительного кон-
денсатора ввода

Продолжение табл. 13,26
Конструктивные
особенности ввода
Ввод без потен-
циометрического
устройства и име-
ет один изолиро-
ванный вывод
Измеряемый
участок
изоляции ввода
С2
1
Сз
кВ
10
10
5
Вид
мостовой
измери-
тельной
схемы
Пере-
вернутая
Нор-
маль-
ная
Пере-
вернутая
t
Соединение точек измерительной схемы
Высоковольтный вывод
эталонного конденсатора
Заземлен
С токоведущим стерж-
нем ввода и высоко-
вольтным выводом об-
мотки ВН испытатель-
ного трансформатора
Заземлен
Вывод Сх
моста
С измеритель-
ным выводом
То же
» »
Экран мостовой
схемы
С токоведущим стерж-
нем и высоков,ольным
выводом обмотки ВН
испытательного транс-
форматора
Заземлен
С токоведущим стерж-
нем и высоковольтным
выводом обмотки ВН
испытательного тран-
сформатора
Примечание
Измерительный вы-
вод разземлен
То же
>
Примечание. При измерении tg6 вводов, установленных на трансформаторе, все его обмотки, присоединенные к измеряемому вводу, должны быть
соединены вместе и закорочены.

Таблица 13.27. Предельные значения tg*5 вводов высокого напряжения
Вид основной изоляции
Бумажно-бакелитовая
{в том числе и масти-
конаполненные вводы)
Твердая изоляция (вводы
ПО кВ)
Мае лобарьерная *2 ■
Бумажно-масляная *3
Значение tg8, %, вводов иа номинальное напряжение.
3-15
3/12*1
-
20-35
3/7
-
60- ПО
2/5
0,9/1,5
2/5
0,8/1,5
150-220
_
2/4
0,6/1,2
330
_
0,6/1,0
500
—
1/2
0,6/1,0
кВ
750
—
0,6/0,8
*' Здесь и далее: в числителе — значение tg5 изоляции при вводе в эксплуатацию, в знаме-
нателе — в эксплуатации.
*2 Измерение tg5 вводов с маслобарьерной изоляцией не обязательно, за исключением мало-
габаритных вводов.
*з у трехзажимных вводов измеряется также tg5 изоляция отводов, значение которого у вновь
вводимых вводов не должно превышать 2,5% и в эксплуатации — 2,8 %.
Таблица 13.28. Наименьшие допустимые значении сопротивления нзвляцни аппаратов,
вторичных цепей н электропроводок
Испытуемый элемент
Наименьшее допустимое
значение сопротивления
изоляции, МОм
Вторичные цепи управления, защиты, измерения и т.п.:
шинки постоянного тока и напряжения на щите управления
(при отсоединенных цепях)
каждое присоединение вторичных цепей и цепей питания при-
водов выключателей и разъединителей*4
цепи управления, защиты и возбуждения машин постоянного
тока на напряжение до 1100 В, присоединенных к цепям глав-
ного тока
Вторичные цепи и элементы при питании от отдельного ис-
точника или через разделительный трансформатор и рассчитанные
на рабочее напряжение 60 В и ниже
Силовые электропроводки*5
Распределительные устройства*6, щиты и токопроводы
X
10*1
1*1
1*1
0,5*2
0,5«
0,5*1
*• Напряжение мегаомметра 1000—2500 В.
*2 То же 500 В.
*з То же 1000 В.
** Измерение производится со всеми присоединенными аппаратами (катушки приводов, контак-
торы, реле, приборы, вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения и т. д.).
*5 Сопротивление изоляции при снятых плавких вставках измеряется на участке между смеж-
ными предохранителями или за последними предохранителями между любым проводом и землей,
а также между двумя проводами. При измерении сопротивления изоляции должны быть от-
ключены электроприемники, а также аппараты, приборы и т. п.
*б Измеряется сопротивление изоляции каждой секции распределительного устройства.

13.4. ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ,
ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТАХ
ОБМОТОК СТАТОРОВ И РОТОРОВ
ГЕНЕРАТОРОВ
И ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
В зависимости от состояния изоляции
(степени износа) обмотки статора генерато-
ров и длительности эксплуатации при час-
тичном ремонте могут применяться различ-
ные значения испытательных напряжений.
При пробое одного или нескольких нижних
стержней испытание при ремонте произво-
дится, как правило, по нормам табл. 13.29
и 13.30 в объеме, предусмотренном для ге-
нераторов, проработавших до 10 лет.
При длительной эксплуатации (свыше
10 лет) и большом износе изоляции испы-
тание при частичной замене обмотки стато-
ра производится по нормам, предусмотрен-
ным для генераторов, проработавших свыше
10 лет.
При ремонте генератора (компенсатора),
остановленного аварийно, испытательное
напряжение для оставшейся части обмотки,
а также напряжение для сдаточных испыта-
ний устанавливаются в зависимости от со-
стояния изоляции обмотки и условий рабо-
ты энергосистемы и согласовываются с
Главтехуправлением Минэнерго СССР.
В этом случае оставшуюся часть об-
мотки допускается испытывать напряжением
промышленной частоты, равным 1,2£/ном,
а после ремонта — напряжением, равным
1,(ШНПМ.
Таблица 13.29. Испытательные напряжения, применяемые прн пооперационных испыта-
ниях изоляции статоров турбогенераторов серий ТВВ и ТГВ
Испытуемый элемент
Испытатель-
ное напря-
жение, к В
Примечание
Испытания, проводимые прн полной замене обмотки статора
ч.
1. Стержни обмотки до укладки в пазы:
испытание изоляции пазовой части напря-
жением промышленной частоты турбогене-
раторов
ТВВ
ТГВ, ТГВ-200М
испытание на коронирование в течение
3 мин при снижении напряжения после
испытания
испытание изоляции лобовой части на-
пряжением промышленной частоты
испытание изоляции между полустержнями
(стержней, состоящих из двух половинок)
напряжением промышленной частоты (для
турбогенераторов ТВВ)
испытание изоляции:
между всеми трубками
между каждым элементарным проводни-
ком и всеми трубками
2. Кронштейны, шинодержатели и бандаж-
ные кольца до установки напряжением про-
мышленной частоты (для турбогенераторов
ТГВ и ТГВ-200М)
3. Шины турбогенераторов:
ТГВ
ТВВ с номинальным напряжением до
20 кВ
ТВВ с номинальным напряжением 24 кВ
2,7£/Ном
ъи
J *~* НОМ'
1, Э С/ном
1,5С/Н,
Не более 1
замыкания
Замыкания
недопусти-
мы
AU„
2,4£/ном
2£/ном+3
2UHOM + 1
Допускается равномерное
свечение голубого цвета по
периметру стержня.
Свечение белого и желтого
цвета не допускается
Испытание не проводится,
если полупроводящее покрытие
пазовой части вынесено на
лобовую часть
Проверка производится от
источника промышленной час-
тоты для турбогенераторов:
ТГВ- 200 до № 01585 - 36 В
ТГВ-300 до № 02342 - 36 В
ТГВ-200 с № 01586-220 В
ТГВ-300 с № 02343-220 В

Продолжение табл. 13.29
Испытуемый элемент
Испытатель-
ное напря-
жение. кВ
Примечание
4. Концевые выводы в собранном виде
5. Нижние стержни обмотки после укладки
в пааы:
турбогенераторов ТГВ и ТВВ номиналь-
ным напряжением до 20 кВ
ТВВ номинальным напряжением 24 кВ
испытание на коронирование в течение
3 мин при снижении напряжения после
испытания
изоляция полустержней турбогенераторов
ТВВ
6. Верхние стержни обмотки после укладки
в пазы турбогенераторов:
ТГВ, ТВВ номинальным напряжением до
20 кВ
ТВВ номинальным напряжением 24 кВ
испытание на коронирование в течение
3 мин при снижении напряжения после
испытания
изоляция полустержней турбогенераторов
ТВВ
7. Изоляция от корпуса верхних и ниж-
них стержней совместно после укладки в пазы
и заклиновки пазов напряжением промышлен-
ной частоты, кВ:
ТГВ, ТВВ с номинальным напряжением
до 20 кВ
ТВВ с номинальным напряжением 24 кВ
8. Изоляция между полуветвями обмоток,
состоящих из двух полуветвей, после за-
клиновки пазов до подсоединения соединитель-
ных, выводных шин и концевых выводов
у турбогенераторов ТВВ
9. Обмотки статора после ремонта (испы-
тание повышенным выпрямленным напряжени-
ем) для турбогенераторов:
ТГВ-200
ТГВ-300
10. Обмотка статора после ремонта (ис-
пытание повышенным напряжением промыш-
ленной частоты) для турбогенераторов:
ТГВ, ТВВ номинальным напряжением до
20 кВ
ТВВ номинальным напряжением 24 кВ
испытание на коронирование в течение
5 мин при снижении напряжения после
испытания
11. Обмотка статора после заводки ' ротора
в статор и установки щитов до заполнения
статора водородом
2,4UHI
52
50
1,15С/„ом
2,2С/Н0
49
0,5
40
50
2VmM + 3
.49
1,15 U„
и„.
Допускается равномерное
свечение голубого цвета по пе-
риметру стержня. Свечение бе-
лого и желтого цвета не
допускается
Допускается равномерное
свечение голубого цвета по пе-
риметру стержня. Свечение бе-
лого и желтого цвета не до-
пускается
При испытании турбогенера-
торов ТВВ ш ТГВ-200М по
обмотке доласен циркулировать
дистиллят скудельным сопро-
тивлением не менее 75000
Ом. см и расход его должен
быть не менее номинального
Допускается равномерное
свечение голубого цвета по
периметру стержня. Свечение
белого и желтого цвета не
допускается
См. примечание к п. 10

Продолжение табл. 13.29
Испытуемый элемент
Испытатель-
ное напря-
жение, к В
Примечание
Испытания, проводимые прн частичной замене обмотки статора турбогенераторов,
проработавших до 10 лет
12. Оставшаяся часть обмотки после уда-
ления поврежденных стержней
13. Новые и демонтированные стержни
обмотки турбогенераторов ТВВ до укладки их
в пазы
14. Новые стержни турбогенераторов ТГВ
до укладки их в пазы
15. Демонтированные и отремонтирован-
ные стержни турбогенераторов ТГВ до ук-
ладки их в пазы
Испытание на коронирование в течение
3 мин при снижении напряжения после ис-
пытания изоляции
16. Лобовая часть стержней
17. Новые н отремонтированные соедини-
тельные и выводные шины до установки
18. Новые и отремонтированные концевые
выводы до установки
19. Кронштейны и шинодержатели до
установки
20. Нижние стержни обмотки после укладки
их в пазы для турбогенераторов:
ТВВ
ТГВ
21. Верхние стержни обмотки после укладки
их в пазы до выполнения заклиновки пазов
для турбогенераторов:
ТВВ
ТГВ
22. Полностью собранная обмотка статора
(испытание повышенным выпрямленным на-
пряжением) для турбогенераторов:
ТГВ-200
ТГВ-300
23. Полностью собранная обмотка статора:
испытание повышенным напряжением про-
мышленной частоты
испытание на коронирование в течение
5 мин при снижении напряжения после
испытания
2CL,
2JUHOM
377
2 77/
1,ЗС/ноМ
2,4С/ном
2,40»*
М£/ном
2 577
2 477
2,4TJH(
2,27JH,
40
50
Ш„,
В случае пробоя только верх-
них стержней испытание про-
изводится напряжением 1,777ном
При испытании изоляции
турбогенераторов ТВВ и ТГВ-
200М по обмотке должен цир-
кулировать дистиллят с удель-
ным сопротивлением 75 000
Ом-см и расход его должен
быть не менее номинального
или шланги должны быть
сняты
См. примечание к п. 1
Испытание не проводится,
если полупроводящие покры-
тия пазовой части вынесены
на лобовую часть
В случае пробоя только верх-
них стержней испытание про-
изводится напряжением 1,577ном

Продолжение табл. 13.29
Испытуемый элемент
24. Обмотка статора после заводки ротора
в статор и установки щитов до заполнения
статора водородом
Испытатель-
ное напря-
жение, кВ
* ^НОМ
Примечание
При испытании турбогенера-
торов ТВВ и ТГВ-200М по
обмоткам должен циркулиро-
вать дистиллят
Испытаввя, проводимые при ремонтах без замепьт стержней обмотки
25. После частичной или полной перекли-
новки пазов статора или перепайки лобовых
частей:
обмотка статора
обмотка статора после заводки ротора в
статор и установки щитов
26. Обмотка статора турбогенераторов:
ТВВ
тгв
ШНП1
1,ЗС/„ом
Ремонт без замены стержней
Ремонт, не связанный с
подъемом стержней или пере-
клиновкой
Испытании, проводимые при частичной замене обметки статора турбогенераторов,
проработавших свыше 10 лет
27. Оставшаяся часть обмотки после удале-
ния поврежденных стержней
28. Новые и ремонтируемые выводные
шины до установки
29. Новые и ремонтируемые концевые вы-
воды до установки
30. Кронштейны, шинодержатели и бан-
дажные кольца до установки
31. Стержни обмотки до укладки в пазы
Испытание на коронирование при снижении
напряжения после испытания
Лобовая часть стержней
Изоляция полустержней турбогенераторов
ТВВ
Испытание изоляции между трубками и
трубками — элементарными проводниками
32. Нижние стержни обмотки после укладки
в пазы
Верхние стержни обмотки после укладки
в пазы
33. Новые верхние и нижние стержни
совместно после укладки в пазы и заклиновки
34. Полностью собранная обмотка (испы-
тание изоляции выпрямленным напряжением)
для турбогенераторов, кВ:
ТГВ-200
ТГВ-300
1.7Ц,
А'+^НОМ
2,4£А„ом
1,4САН0М
А ' ^ном
1
По п. 1
По П. 5
По п. 6
2^ном
40
50
При испытании турбогенера-
торов ТВВ и ТГВ-200М по
обмотке должен циркулиро-
вать дистиллят с удельным
сопротивлением не менее
75000 Ом-см или шланги
должны быть сняты
3.

Продолжение табл. 7.12
Испытуемый элемент
Испытатель-
ное напря-
жение, кВ
Примечание
35. Полностью собранная обмотка статора:
испытание повышенным напряжением про-
мышленной частоты
испытание на коронирование в течение
5 мин при Снижении напряжения после ис-
пытания ''
Обмотка статора после заводки ротора и
установки щитов
1,5С4,
Ш„,
W«
При испытании турбогенера-
торов ТВВ и ТГВ-200М по
обмотке должен циркулировать
дистиллят с удельным сопроти-
влением не менее 100 кОм-см
Видимая корона не должна
наблюдаться
При испытании турбогене-
раторов ТВВ и ТГВ-200М
по обмоткам должен циркули-
ровать дистиллят с удельным
сопротивлением не менее
100 кОм-см
Таблица 13.30. Испытательные напряжения, применяемые прн пооперационных испытаниях
изоляции статоров генераторов н синхронных компенсаторов (кроме генераторов серий
ТВВ н ТГВ)
Испытуемый элемент
Испытательное напряжение, кВ, для генераторов
номинальным напряжением, кВ
до 6,6 вклю-
чительно
10,5 и выше
Обмотки корзиночного
типа
до 6,6 вклю-
чительно
10,5 и выше
Обмотки европейского
типа
Испытания, проводимые прн полной смене обмотки статора
Стержни (секции) до
укладки в пазы
Лобовые части стержней
(секций) до укладки
обмотки:
нормальная изоля-
ция
облегченная изоля-
ция
Отремонтированные ло-
бовые дуги обмотки до
установки на место:
одноименных фаз
разноименных фаз
Изоляция кронштейнов
Изоляция бандажных
колец лобовых частей
обмотки
Соединительные шины
до установки на место
Выводные шины до ус-
тановки на место
ЗС/„,
1,6£/„,
UK.
1 211
1,8С/ном
2,5 [/„,
2,5.УН(
3<У„,
1,5С/Н,
1,Ш„,
1,2 Um
1,5С/Н(
2<УН,
2,5<УН,
3£/„,
1,ЗС/Н,
1,6С/„,
2,5£/ном
2,5 <У„,
3<У„
1,2£/н(
2(7„,
2,5£/Н1

Продолжение табл. 13.30
Испытуемый элемент
Стержни (секции) после
укладки в пазы:
нижние
верхние (отдельно
от нижних)
Обмотка статора после
ремонта (испытание
повышенным вып-
рямленным напряже-
нием)
Обмотка статора после
ремонта (испытание
повышенным напряже-
нием промышленной
частоты) для генерато-
ра мощностью, кВт:
до 1000
до 1000 и выше на
номинальное напря-
жение, В:
до 3300 включитель-
но
от 3300 до 6600
включительно
свыше 6600
Испытательное напряжение, кВ, для генераторов
номинальным напряжением, кВ
до 6,6 вклю-
чительно
Обмотки
2,8£/Шм
2,6С/ном
1,28-2,5 С/ном
2С/„ом + 1
2С/ном + 1
Z, J l/hom
-
10,5 и выше
корзиночного
типа
2JUHOM
Z, j £/HoM
l,28(2C/HOM + 3)*i
1,28(2С/ном+1)
-
-
—
2£/ном + 3
до 6,6 вклю-
чительно
10,5 и выше
Обмотки европейского
типа
2,8 UmM
1,28-2,5 С/ном
2С„™ + 1
2£/Шм+1
2,5Г/ном
-
2 7Г/
1,28(2С/ном+3)*>
1,28(2Г/ном+1)
-
-
"*
2С/Шм + 3
Испытания, проводимые при частичной смене обмотки статора генераторов,
проработавших до 10 лет
Обмотка после удаления
поврежденных стерж-
ней (секций)
Запасные и отремонти-
рованные стержни (сек-
ции) до укладки в па-
зы — пазовая изоляция
Лобовые части стерж-
ней до укладки обмот-
ки:
нормальная изоля-'
ция облегченная изо-
ляция
Старые лобовые дуги до
установки на место:
одноименных фаз
разноименных фаз
2С/„,
2,7Е/Н1
1, j С/Ном
2£/„,
2,7 £/„,
1,ЗГ/Н1
2U„
гли„
«1>
Щи»
1,2 U„,
ги„
2.7К.
I 111

Продолжение табл. 13.30
Испытуемый элемент
Отремонтированные ло-
бовые дуги ща уста-
новки на место:
одноименных фаз
разноименных фаз
Запасные и отремонти-
рованные стержни
(секции) после укладки
в пазы до соединения
со старой обмоткой
(нижние стержни)
Запасные и отремонти-
рованные стержни
(секции) после укладки
в пазы до соединения
Со старой обмоткой
Собранная обмотка (ис-
пытание повышенным
выпрямленным напря-
жением)
Собранная обмотка ста-
тора после ремонта
(испытание повышен-
ным напряжением про-
мышленной частоты)
Испытательное напряжение, кВ, для генераторов
номинальным напряжением, кВ
до 6,6 вклю-
чительно
10,5 и выше
Обмотки корзиночного
типа
-
—
2,4С/ном
-
1,28-2,5С/нОМ
1 >' ^ном
-
—
2,4£/ном
-
1,28(2С/ном+3)*>
1,28(2С/ном+1)
1,7^ном
до 6,6 включи-
чительно
Обмотки
l,zL/HOM
1,5С/ШМ
2,4С/ном
А 4 С/ном
1,28-2,5 С/ном
1,7С/„ом
10,5 и выше
европейского
типа
1 2Г/
1 г^- ^ ном
1,5С/ном
2 4Г/
2 4Г/
l,28(2f/HOM + 3)*i
l,28(2C/HOM + l)
1,7#„оМ
Испытания, проводимые прн частичной смене обмоткн статора гевераторов,
проработавших более 10 лет
Обмотка после удаления
поврежденных стерж-
ней (секпий)
Запасные и отремонти-
рованные стержни (сек-
ции) до укладки в па-
зы — пазовая изоляпия
Лобовые части стержней
(секций) до укладки
обмотки:
нормальная изоля-
ция
облегченная изоля-
ция
Старые лобовые дуги до
установки на место:
одноименных фаз
разноименных фаз
А >' ^ном
2 SU
1,ЗС/Яом
1 ^ном
—
—
I.7UHOM
Z,JL/HOM
1,ЗС/Шм
* ^ном
—
-
1,7С/Н,
2,5 С/„,
1^„о
1,2С/Н,
1,7 К,,
2,5С/Н(
* ^ном

Продолжение табл. 13,30
Испытуемый элемент
Отремонтированные ло-
бовые дуги до уста-
новки на место:
одноименных фаз
разноименных фаз
.Запасные и отремонти-
рованные стержни (сек-
ции) после укладки в
пазы до соединения со
старой обмоткой (ниж-
ние стержни и секции)
Запасные и отремонти-
рованные стержни (сек-
ции) после укладки в
пазы до соединения со
старой обмоткой
Обмотка статора (ис-
пытание повышенным
выпрямленным напря-
. жением)
Собранная обмотка ста-
тора после ремонта
(испытание повышен-
ным напряжением про-
мышленной частоты)
Концевые выводы в соб-
ранном виде до ус-
тановки
Испытательное напряжение, кВ, для генераторов
номинальным напряжением, кВ
до 6,6 вклю-
чительно
10,5 и выше
Обмотки корзиночного
типа
-
—
2,2 £Люм
—
1,28-2,5*/ном
1,5£/ном
2,4С/ном
—
—
2,2£/НОм
—
l,28(2C/HOM + 3)*i
l,28(2rjHOM+l)
1,Э^ном
2,4С/ном
до 6,6 включи-
тельно
Обмотки
-~
1 277
l,3L<HOM
—
2 2Г/
1,28-2,5£/ном
1 %Т1
lJJL/HDM
2,4C/HOM
10,5 и выше
европейского
типа
1 2Г/
1 2U
-
2 2Г/
1,28(2С/ном + 3)*1
1,28(2£/ном+1)
1,jl/hOM
■V
2 АЛ
Испытания, проводимые при ремонте без замены обмотки статора
Обмотка статора генера-
тора, проработавшего
до 10 лет, после пол-
ной или частичной пе-
реклиновки пазов или
перепайки лобовых ча-
стей
Обмотка статора генера-
тора, проработавшего
свыше 10 лет, после
полной или частичной
переклиновки пазов
или перепайки лобо-
вых частей*2
I.7IA»
1,51/»
1.7Ц.
1,5 иш
иит
1,5 U„
*■ 1,5 С/„,
l,5t/„

Продолжение табл. 13.30
Испытуемый элемент
Обмотка статога генера-
тора, проработавшего
до 10 лет, после ре-
монта, не связанного
с подъемом стержней
или переклиновкой па-
зов (крепление банда-
жей, подправка железа,
подкраска и т. д.)
То же для генераторов,
проработавших свыше
10 лет
Испытательное напряжение, кВ, для генераторов
номинальным напряжением, кВ
до 6,6 вклю-
чительно
10,5 и выше
Обмотки корзиночного
типа
1,2С/ном
1,ЗС/ном
1,2С/ном
до 6,6 вклю-
чительно
10,5 и выше
Обмотки европейского
типа
1,ЗС/ном
1,Zl/hom
1,ЗС/ном
1,2С/ном
Испытания, проводимые при всех видах ремонта обмотки статора
Стяжные болты сердеч-
ника обмотки:
неремонтированные
после изолировки до
установки
после переизолиров-
ки и после установ-
ки
Крепежные болты лобо-
вых частей обмотки
2£/„,
2С/Н,
*! Значения испытательного напряжения для генераторов номинальным напряжением: в числи-
теле — от 6.6 до 20 кВ включительно, в знаменателе — от 20 до 24 кВ включительно.
*г Если обмотка проработала свыше 10 лет, но эксплуатационные испытания ее проводятся
напряжением l,7f/HOM, то принимается испытательное напряжение 1,7£Уном.
При частичной замене обмотки корзи-
ночного типа по табл. 13.30 изоляция
верхних стержней по технологическим усло-
виям испытывается не после укладки их
в пазы, а по окончании ремонта вместе со
всей обмоткой.
При пробое одного или нескольких
стержней во время профилактических испы-
таний оставшуюся часть обмотки всех трех
фаз необходимо испытывать напряжением
промышленной частоты, равным 1,7С/ном.
Допускается не испытывать неповрежденные
фазы (ветви) обмотки, если была исключена
возможность повреждения их изоляции при
выемке стержней во время ремонта.
После замены или при ремонте повреж-
денного стержня (секции катушки) необхо-
димо вновь испытывать все фазы напряже-
нием промышленной частоты, равным на-
пряжению, применяемому при эксплуатаци-
онных испытаниях. По окончании ремонта
после ввода ротора вся обмотка испыты-
вается номинальным напряжением по отно-
шению к корпусу.
Стержни (секпии), вынимавшиеся из па-
зов во время ремонта, испытываются так же,
как^и отремонтированные, в зависимости от
срока службы по нормам, предусмотренным
для генераторов, проработавших до 10 лет
и более.
В случае применения обмотки с термо-
реактивной изоляцией, изготовленной по

иному технологическому процессу и запекае-
мой после укладки в статоре, испытания
проводятся по нормам технологической инст-
рукции на этот процесс, согласованной с
Главтехуправлением Минэнерго СССР. '
При проведении испытаний обмоток ро-
торов турбогенераторов по нормам табл. 13.31
и 13.32 необходимо выполнять следующие
указания." изоляция обмотки ротора с алю-
миниевыми седлами испытывается прило-
жением напряжения к обмотке, при этом
седла должны быть замкнуты на бочку ро-
тора; при испытании изоляции обмотки ро-
тора от седел последние должны быть от-
соединены от корпуса, а обмотка ротора
замкнута на корпус. Напряжение «одаегся
на седла,' изоляция обмотки ротора от седел
испытывается во всех случаях снятия банда-
жей независимо от причин снятия; при
частичном ремонте изоляции обмотки рото-
ра европейского типа, когда катушки соеди-
няются между собой перемычкой, изоляция
уложенной переизолированной катушки не ис-
пытывается; при частичном ремонте обмотки
ротора с наборными зубьями, не имеющей
пазовых гильз, оставшаяся часть обмот-
ки повышенным напряжением не испыты-
вается.
Состояние изоляции проверяется мега-
омметром на напряжение 1 кВ в течение
1 мин.
Во всех случаях снятия бандажей рото-
ра изоляция его обмотки от корпуса" испы-
тывается напряжением 1 кВ промышленной
частоты в течение 1 мин. Испытание про-
водится при снятых бандажах после очистки
ротора.
Нормы пооперационных испытаний изо-
ляции при ремонтах гидрогенераторов, син-
хронных компенсаторов и синхронных элект-
родвигателей с полной или частичной сме-
ной обмоток ротора приведены в табл. 13.33.
Таблица 13.31. Испытательные напряжения, применяемые при пооперационных испытаниях
изоляции обмотки роторов турбогенераторов серий ТВВ, ТВФ и ТГВ
Испытуемый элемент
Испытательное напряжение, кВ
Испытания, проводимые прн полиой смене обмоткн, токоподводов н контактных
колец ротора
1. Изоляция перед укладкой новых шин токоподводов
турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ
ТГВ
2. Изоляция перед укладкой в изоляционный цилиндр
новых стержней токоподводов турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ
. ТГВ
3. Изоляция новых токоведущих винтов перед уста-
новкой на ротор турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ
ТГВ
4. Изоляция новых шин токоподводов после укладки
и заклиновки турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ
ТГВ
5. Изоляция новых стержней токоподводов после ук-
ладки в ротор совместно с токоведущими винтами, но
без токоподводов и контактных колец турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ
ТГВ
6. Изоляция новой втулки контактных колец после ме-
ханической обработки до посадки колец турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ
ТГВ
7. Изоляция контактных колец после посадки их на
втулку турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ
ТГВ
8,6 > 15С/ШМ + 3,35 > 5,6
10
8,6 >15С/ном+ 3,35 > 5,6
8,6
8,6 > 15С/ном + 3,35> 5,6
8,6
7,6 > UUmM + 2,7 > 4,!
9,1 as
7,6 > 14f/HOM + 2,7 > 4,8
6,7
8,6>15£/HOM + 4,7>5,6
8,6
8,6 > 15C/HOM + 3,35 > 5,6
7,6

Продолжение табл. 13.31
Испытуемый элемент
8. Изоляция контактных колец после посадки их на
ротор турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ
тгв
9. Изоляция новых гильз перед укладкой в пазы:
миканитовых у турбогенераторов ТГВ
стеклотекстолитовых у турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ «,
ТГВ V
10. Изоляция новых гильз после укладки в пазы:
миканитовых у турбогенараторов ТГВ
стеклотекстолитовых у турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ
ТГВ
11. Изоляция катушек от корпуса после укладки в па-
зы и закрепления временными клиньями каждой отдельной
катушки, не имеющей нижнего соединения, и каждой пары
смежных катушек, имеюших нижнее соединение:
катушек в миканитовых гильзах турбогенераторов ТГВ
катушек в стеклотекстолитовых гильзах турбогенера-
торов :
ТВВ, ТВФ
ТГВ
12. Витковая изоляция катушек после первой опрессовки
пазовьк и лобовых частей (испытания импульсным напря-
жением высокой, частоты с затухающей амплитудой)
13. Корпусная изоляция обмотки после первой опрес-
совки пазовых и лобовых частей:
с миканитовыми гильзами для турбогенераторов ТГВ
со стеклотекстолитовыми гильзами для турбогенера-
торов :
ТВВ, ТВФ
ТГВ
14. Витковая изоляция катушек после заклиновки пазов
постоянными клиньями и установки постоянных клиньев
и распорок в лобовых частях обмотки (испытания им-
пульсным напряжением высокой частоты с затухающей
амплитудой)
15. Корпусная изоляция обмотки после заклиновки па-
зов постоянными клиньями и установки постоянных
клиньев и распорок в лобовых частях сбмотки:
с миканитовыми гильзами для турбогенераторов ТГВ
со стеклотекстолитовыми гильзами для турбогенера-
торов:
ТВВ, ТВФ
ТГВ
16. Корпусная изоляция обмотки перед посадкой бан-
дажей:
с миканитовыми гильзами для турбогенераторов ТГВ
со стеклотекстолитовыми гильзами для турбогенера-
торов:
ТВВ, ТВФ
ТГВ
17. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с то-
коподводами и контактными кольцами после посадки
бандажей для турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ
ТГВ
Испытательное напряжение, кВ
6 > 9С/ном + 3,35 > 3,6
6,4
10
6,8 > \2UHOM
7
8,5
6,5>1Шном
6,5
6,5
5,7 > 10С/НОМ
5,7
150 В на
0,1 мин
5,8
+ 2,8 > 4,25
+ 2,5 > 4,2
+ 2,2 > 3,7
виток в течение
5 > 10£/ном + 1,6 > 3
5
150 В на
0,1 мин
5
4,5 > 10Е/ШМ
4,5
4,4
4,25 > 9UmM
4,25
виток в течение
+ 1,2 > 2,6
+ 1 > 2,3
4>9С/НОМ + 0,7>2,1
4

Продолжение табл. 13.31
Испытуемый элемент
Испытательное напряжение, кВ
Испытании, проводимые при полной смене обмотки ротора. Токоподводы и контактные
кольца не ремонтируются
18. Изоляция контактных колец совместна с тс-копод-
воддми, отсоединенными от обмотки для турбогенера-
торов:
ТВВ, ТВФ
' ТГВ
19. Элементы, указанные в пп. 9—17
5Л> 1Um
5,5
,+.3>4
Испытания, проводимые при частичном ремонте обмотки ротора
20. Изоляция оставшейся части обмотки после выемки
поврежденных катушек совместной с изоляцией токопод-
водов и контактных колец для турбогенераторов:
от корпуса:
ТВФ, ТВВ
ТГВ
витковая:
импульсным напряжением высокой частоты с зату-
хающей амплитудой
измерением падения напряжения в катушках, обмотке
полюсов и во всей обмотке
21. Изоляция гильз: i
до укладки в пазы
после укладки в пазы
22. Изоляция от корпуса отремонтированных катушек
после укладки в пазы и закрепления временными клиньями:
катушек, изоляцию которых можно испытать, не сое-
диняя с оставшейся частью обмотки
катушек, изоляцию которых можно испытать только
после соединения катушек с оставшейся частью об-
мотки турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ
ТГВ
23. Изоляция обмотки после первой опрессовки пазовых
и лобовых частей турбогенераторов:
от корпуса:
ТВВ, ТВФ
ТГВ
витковая:
измерением падения напряжения в катушках, ббмотке
полюсов и во всей обмотке
импульсным напряжением высокой частоты с зату-
хающей амплитудой
24, Изоляция обмотки после заклиновки пазов постоян-
ными клиньями и установки постоянных клиньев и рас-
порок в лобовых частях обмотки турбогенераторов:
от корпуса:
ТВВ, ТВФ
ТГВ
витковая:
импульсным напряжением высокой частоты с зату-
хающей амплитудой
измерением падения напряжения в катушках, обмот-
ке полюсов и во всей обмотке
Ъ>1икоы + 0,Ъ> 1,5
3
100 В на виток в течение
0,1 мин
5 В на виток
По п. 9
По п. 10
По п. 11
2,5 > bVm + 0,6 > 1,4
2,5
2,25 > 4,5f/HOM + 0,6 > 1,3
2,25
5- В на витой в течение 5 мин
85 В на виток в течение
0,1 мин
2>4£/ном + 0,6>1,2
2
70 В на виток в течение
0,1 мин
5 В на виток в течение 5 мин

Продолжение табл. 13.31
Испытуемый элемент
Испытательное напряжение, кВ
25. Корпусная изоляция обмотки роторов перед посад- 1,75 > ЗС/ном 4- 0,6 > 1,1
кой бандажей турбогенераторов ТВВ, ТВФ
26. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с то-
коподводами и контактными кольцами после посадки
бандажей турбогенераторов:
ТВВ, ТВФ
тгв
1*:
Испытания, проводимые при ремонте ротора в пределах лобовых частей обмотки
'" и при переклиновке пазов
1,5 > 2,5С/ном + 0,625 > 1
1,5
27. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с изо-
ляцией токоподводов и колец после окончания ремонта
до посадки бандажей турбогенераторов:
ТВВ. ТВФ
тгв
28. Корпусная изоляция обмотки ротора совместно с изо-
ляцией токоподводов и контактных колец после посадки
бандажей
29. Обмотка ротора — измерение сопротивления изоляции
до испытания изоляции повышенным напряжением и после
испытания — мегаомметром на напряжение 1 кВ
1,5 >- 1,5С/ном + 0,975 > 1,2
1,5
1 ,
Примечания: 1. При испытании витковой изоляции обмоток роторов импульсным напряжением
значение его на выходах обмотки ротора не должно превышать испытательное напряжение изоляции
обмотки ротора.
2. За номинальное напряжение обмотки ротора принимается напряжение на кольцах при номи-
нальной нагрузке турбогенератора в установившемся тепловом состоянии. Если номинальное напряжение
обмотки ротора неизвестно и его невозможно определить, то в таких случаях за номинальное напряжение
обмотки ротора можно принять следующие значения напряжения, В: для турбогенераторов ТВФ-60-2 —
210; ТВФ-100-2-270, ТВФ-200-400, ТВВ-165-2 - 370, ТВВ-200-2 - 320, ТВВ-320-2 - 450, ТВВ-500-2-
430.
Таблица 13.32. Испытательные напряжения, применяемые при пооперационных испыта-
ниях изоляции роторов генераторов и синхронных компенсаторов (кроме турбогенераторов
ТВВ, ТВФ и ТГВ)
Испытуемый элемент
Испытательное
напряжение,
кВ
Примечание
Испытания, проводимые прн полной смене обмотки ротора
1. Незамененная изоляция токоподводов,
отсоединенных от катушек и контактных
колец
2. Незамененная изоляция токоподводов,
отсоединенных от катушек, но не отсое-
диненных от контактных колец (если от-
соединение токоподводов связано с повреж-
дением их изоляции или требует снятия
контактных колец)
3. Незамененная изоляция контактных
колец при отсоединенных токоподводах
4. Новая изоляция шин токоподводов до
их укладки
5(7)
4
6,5(7,5)
В скобках — испытательное
напряжение для жесткого при-
соединения токоподводов к
нижнему витку малой катушки
При полной замене изоля-
ции обмотки ротора изоляция
токоподводов заменяется толь-
ко в том случае, если она
не выдержала испытаний по
пп. 1 и 2

Продолжение табл. 13.32
Испытуемый элемент
Испытательное
напряжение,
кВ
Примечание
5. Новая изоляция стержней токоподвода
перед укладкой их в изоляционный ци-
линдр
6. Новая изоляция шин токоподвода по-
сле укладки и клиновки, но до соединения
с катушками и контактными кольцами
7. Новая изоляция стержней токоподвода
после укладки в ротор совместно с то-
коведущими болтами
8. Новая изоляция контактных колец до
насадки на вал ротора
9. Новая изоляция контактных колец пос-
ле насадки их на вал до соединения с токо-
подводами
10. Новая изоляция токоподводов пос-
ле присоединения к переизолированным
контактным кольцам, но до соединения
с катушками
11. Новая изоляция межкатушечных сое-
динений (съемных деталей) отдельно от
обмотки
12. Изоляция гильз до укладки их в пазы:
миканитовых
стеклотекстолитовых
13. Изоляция гильз после укладки их в
пазы:
миканитовых
стеклотекстолитовых
14. Изоляция отдельных катушек после
укладки в пазы и закрепления временны-
ми клиньями, но до соединения с другими
катушками
15. Изоляция катушки после укладки в
пазы, закрепления временными клиньями
и соединения с ранее уложенной катушкой
16. Изоляция уложенной обмотки после
первой опрессовки
17. Витковая изоляция обмотки после
первой опрессовки
18. Изоляция обмотки после заклиновки
постоянными клиньями
19. Изоляция обмотки перед насадкой
роторных бандажей
20. Изоляция обмотки после насадки
роторных бандажей
6,5(7,5)
5(7)
5(7)
6,0
4,5
4
10
7
6,8
6,5
5,5
2,5
на
4,5
-3,5 В
виток
3,5
3
2,5
Если выступающая часть
изоляции под контактными
кольцами менее 15 мм, то при
испытании новой изоляции
контактных колец до насадки
на вал турбогенераторов ис-
пытательное напряжение сни-
жается до 5 кВ
Испытание проводится также
при частичной замене обмотки
ротора
При испытании
изоляции обмоток
4
витковои
роторов
импульсным напряжением зна-
чение его щ выводах не долж-
но превышать испытательное
напряжение корпусной изо-
ляции более чем на 10%

Продолжение табл. 13.32
Испытуемый элемент
Испытательное
напряжение,
кВ
Примечание
Испытания, проводимые прн частичной смеве обмотки ротора
21. Изоляция оставшейся (незамененной)
части обмотки ротора после выемки пов-
режденной катушки
22. Изоляция катушек после их уклад-
ки и заклиновки временными клиньями
(для турбогенераторов, испытание которых
возможно без соединения обмоток новых
катушек со старой обмоткой)
23. Изоляция обмотки совместно со ста-
рой обмоткой после первой опрессовки
24. Изоляция обмотки после заклиновки
постоянными клиньями
25. Изоляция обмотки:
перед посадкой роторных бандажей
после посадки роторных бандажей
26. Изоляция лобовой части обмотки от
седел
По пп. 14-16
1,75
1,5
1,25
1
2,5
Испытания, проводимые при ремонтах в пределах лобовой части обмоткн
27. Изоляция обмотки от седел при за-
землевной обмотке ротора — испытание до
ремонта
• 28. Изоляция обмотки от седел после ре-
монта при заземленной обмотке
29. Изоляция обмотки ротора от корпуса
после окончания ремонта при снятых
бандажах
30. Изоляция обмотки ротора до и после
ремонта
31. Изоляция обмотки после насадки ро-
торных бандажей
32. Изоляция обмотки ротора после
снятия бандажей, удаления расклиновки,
фрезеровки шлицев и удаления седел:
от корпуса
витковая
2,5
2
1
Проверка ме-
гаомметром
2,5 кВ
То же
1,25
2,5-3,5 В
на виток
При реконструкции вентиля-
ции лобовых частей обмотки
Таблица 13.33. Испытательные напряжения, прнмениемые при пооперационных
испытаниях изоляции обмоткн ротора нвиогюлюсных машни
Испытуемый элемент
Испытательное напряжение
промышленной частоты, кВ,
для машин с номинальным
напряжением возбуждения, В
от 100 до 250
включительно
выше 250
Испытания, проводимые при полной смене обмоткн ротора
1. Изоляция отдельных катушек обмотки ротора после
изготовления и установки на полюсы:
от корпуса
витковая
3 В на виток
4,5

Продолжение табл. 13.33
Испытуемый элемент
Испытательное напряжение
промышленной частоты, кВ,
для машин с номинальным
напряжением возбуждения, В
от 100 до 250
включительно
выше 250
2. Изоляция отдельной катушки после установки на ро-
торе и крепления полюсов, но до соединения катушек
между собой и с контактными кольцами:
от корпуса
витковая
3. Изоляция контактных колец, токоподводов и щеточ-
ных траверс до соединения с обмоткой
4. Изоляция катушек от корпуса после соединения между
собой и с контактными кольцами
5. Изоляция обмотки ротора от корпуса в собранной
машине после ремонта
3,5
2,5 В на виток
3,5
3
2,5
4
3,5
3
Испытания, приводимые при частичная смене обмотки ротора
6. Изоляция остающейся части обмотки ротора:
от корпуса
витковая
7. Испытание по п. 2
8. Изоляция обмотки от корпуса после соединения
всех катушек между собой и с контактными кольцами
9. Обмотка ротора в собранной машине после частич-
ной замены изоляции
2,5 | 3
2 В на виток
2,25
2,75
2,5
Приведенные нормы испытания изоля-
ции повышенным напряжением распростра-
няются на роторные обмотки гидрогенера-
торов и синхронных компенсаторов с на-
пряжением возбуждения свыше 100 В.
Если при частичной замене изоляции
при испытаниях наблюдается пробой не-
скольких катушек (не менее 5) и устанавли-
вается общее неудовлетворительное состоя-
ние обмотки, а по условиям работы энерго-
системы и наличию запасных частей нельзя
выполнить полную замену изоляции обмотки
ротора, испытательное напряжение остав-
шейся части обмотки, а также испытатель-
ное напряжение при сдаточных испытаниях
Глав-
устанавливаются по согласованию с
техуправлением, но не ниже 1,5 кВ.
При полной замене изоляции обмотки
ротора старые контактные кольца, токопро-
воды и щеточные траверсы могут быть
использованы без переизолировки только
в том случае, если они выдержали испыта-
ние повышенным напряжением. В противном
случае изоляция должна быть заменена.
Изоляция контактных колец испытыва-
ется по отношению к корпусу и между
собой.
Испытательные напряжения, применяе-
мые при пооперационных испытаниях элект-
родвигателей, приведены в табл. 13.34—13.38.
Таблица 13.34. Испытательное напряжение промышлевнон частоты . sspH иолнон смене
обмоток электродвигателей с жесткими катушками или со стфжиями
Испытуемый элемент
1. Отдельная катушка и стержень
перед укладкой*1
2. Обмотки после укладки в пазы
до пайки межкатушечных соединений
Испытательное напряжение, кВ, для электродвигателей
на номинальное напряжение, кВ, мощностью
до 0,5
включи-
тельно
4,5
3,5
до 1000 кВт
2
П*2
9
3
13,5
11,5
6
21,5
18,5
10
31,5
29
выше 1000 кВт
3
13,5
11,5
6
23,5
20,5
10
34
30

Продолжение табл. 13.34
Испытуемый элемент
3. Обмотки после пайки и изоли-
ровки соединений
4. Главная изоляция обмотки пол-
ностью собраш1%й*3
5. Витковая изоляция
Испытательное напряжение, кВ, для электродвигателей
на номинальное напряжение, кВ, мощностью
до 0,5
включи-
тельно
3
до 1000 кВт
2
6.5
5
3
9
7
Пс
6
15,8
13
табл.
Ю
25
21
13.36
выше 1000 кВт
3
9
7
6
18,5
15
10
27
23
Ф1 Если стержни нли катушки изолированы микалентой без' компаундирования изоляции, то
испытательное напряжение, указанное в пп, 1 и 2, может быть снижено на 5 %.
*2 Если катушки или стержни после изготовления были испытаны данным напряжением, то при
повторных испытаниях перед укладкой допускается снизить испытательное напряжение на 1 кВ.
*3 Испытательное напряжение в соответствии с ГОСТ 183 — 74** устанавливается равным 2(7ном +
+ 1 кВ, но не ниже 1,5 кВ.
Таблица 13.35. Испытательное напряженяе промышлеянои частоты прн частичной смеяе
обмоток статора электродвигателей с жесткими катушками или со стержнями
Испытуемый элемент
Оставшаяся часть обмотки
Запасные катушки (секции, стержни) перед закладкой
в электродвигатель
То же после закладки в пазы перед соединением со
старой частью обмотки
Главная изоляция обмотки полностью собранного элект-
родвигателя
Витковая изоляция
Испытательное напряжение. кВ
2(7
2,25(Уном + 2
2UmM + 1
1 7(7
По табл. 13.36
Габлица 13.36. Импульсные испытательные напряжения новых обмоток или катушек
статора после укладки в пазы
Напряжение обмотки, кВ
До 0,5
0,5-3
3-3,3
6-6,6
10-11
Напряжение на выводах
катушки (амплитудное
значение-), кВ
2,0
3,5
5,0
9,0
12,0
Наибольшее допустимое значение
междувиткового напряжения
(амплитудное значение), В
500
600
800
1400
1900
Примечания: 1. Междувитковое испытательное напряжение определяется, как частное от де-
ления значения напряжения на выводах катушки на число витков в катушке.
2. Если междувитковые напряжения превышают нормированные значения, то испытательное на-
пряжение на выводах катушки снижается до значения, равного произведению допустимого меж-
дувиткового напряжения на число витков в катушке.
3. Испытательные напряжения витковой изоляции катушек до укладки их в пазы должны быть
выбраны по стандарту илн нормали предприятия, в соответствии с чертежами которого изготовлены
катушки.

Продолжение табл. 13.36
4. Испытания витковой изоляции оставшейся части обмотки при замене нескольких катушек
производятся, как правило, лишь для катушек, отгибавшихся при подъеме шага и снова уложенных
в пазы, выводы которых были распаяны. Испытательные напряжения для этого случая выбираются
в соответствии с документацией ремонтной организации. При наличии испытательной аппаратуры,
позволяющей производить испытания всей оставшейся части обмотки без дополнительной ее распайки,
применяются такие же испытательные напряжения, как и для отгибавшихся катушек.
5. Продолжительность испытания 3 — 10 с. Испытания проводятся при наличии аппаратуры,
предназначенной для таких испытаний.
Таблица 13.37. Испытательные напряжения промышленной частоты прн полной смеве
всыпных обмоток статора электродвигателей
Испытуемый элемент
Обмотки после укладки в пазы до пайки
межкатушечных соединений
Обмотки после пайки и изолировки межка-
тушечных соединении, если намотка произво-
дится по группам или по катушкам
Обмотки после пропитки и запрессовки об-
мотанного сердечника
Главная изоляция обмотки собранного
электродвигателя
Испытательное напряжение, кВ, для
электродвигателей мощностью, кВт
от 0,2 до 10
включительно
2,5
2,3
2,2
2£/Ном + !. н0 не
ниже 1,5
от 10 до 1000
включительно
3
2,7
2,5
2£/Ном+ 1, но не
ниже 1,5
Таблица 13.38. Испытательные напряжения промышленной частоты при полной смеие
обмотки ротора асинхронных электродвигателей
Испытуемый элемент обмотки ротора
Испытательное напряжение, кВ
Стержни обмотки после изготовления, но до закладки
в пазы
Стержни обмотки после закладки в пазы, но до
соединения
Обмотка после соединения, пайки и бандажировки
Контактные кольца до соединения с обмоткой
Оставшаяся часть обмотки после выемки заменяемых
катушек (секций, стержней)
Вся обмотка после присоединения новых катушек
(секций, стержней)
2£/рот* + 3
2<7рот + 2
%
2£/рот+1
2С/рот + 2,2
2£/рот, но не ниже 1,2
1,7С/рот, но не ниже 1
* ^рот— напряжение на кольцах при разомкнутом и' неподвижном роторе и номинальном
напряжении на статоре.
Примечания: 1. При частичной смене обмотки после соединения, пайки и бандажировки
значение испытательного напряжения принимается равным 1,5£7рОТ, но не ниже 1 кВ.
2. Для роторов синхронных электродвигателей испытания проводятся по нормам для роторов
синхронных явнополюсных генераторов и синхронных компенсаторов.

13.5. УСТАНОВКИ И ПРИБОРЫ ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Таблица 13.39. Передвижные электротехнические устаиовки
Показатель
Назначение.
■■»■
!■
Тип автомашины
Автономный ис-
точник питания
Измеритель со-
противления
изоляции (мега-
омметр)
Испытания повы-
шенным пере-
менным напря-
жением
Испытание повы-
шенным вы-
прямленным на-
пряжением
Измерения тан-
генса утла ди-
электрических
потерь
Прожигание мест
повреждения
в кабелях
Определение ме-
ста повреждения
в кабелях
Технические данные передвижных электротехнических установок
ЭТЛ-10-02
Испытание
и обслужива-
ние ТП и ВЛ
0,4-10 кВ
ГАЗ-66,
ГАЗ-52
Генератор
ЕСС5-62-4,
15 кВт
1,0 и 2,5 кВ
АИИ-70,
50 кВ, 2,5 кВ-А
АИИ-70,
70 кВ
Нет
»
»
ЭТЛ-35-02М
Испытание ка-
белей 6 — 10 кВ
и электрообору-
дования подстан-
ций
ГАЗ-66, ГАЗ-53,
ГАЗ-52
Нет
0,5; 1,0 и 2,5 кВ
ИОМ-100/20,
100 кВ,
20 кВА
ВП-60, 60 кВ
НОМ-10, мост
Р5026
Нет
»
ПКЛС-10-02
Испытание ка-
белей 6—10 кВ
и электрообору-
дования подстан-
ций
ГАЗ-66
Нет
2,5 кВ (Ф4100)
ИОМ-100/20,
100 кВ, 20 кВА
ВП-60, 60 кВ
НОМ-10, мост
Р5026, фазорегу-
лятор ФР-4р
Трансформатор
ОМП-10/10, вы-
прямитель ВП-10,
10 кВ, 5 А
Генератор
48ГИС-2(1200Гц,
3 кВт), мост ка-
бельный, кабеле-
искатель, измери-
тель Р5-10/1, из-
меритель Щ4120,
импульсный кон-
денсатор
ФМ-100-22
ПКЛС-10-02У
Испытание
электрооборудо-
вания электро-
станций и под-
станций, а также
кабелей и опреде-
ление в них мест
повреждения
ГАЗ-66
Нет
2,5 кВ (М4100)
ИОМ-100/20,
100 кВ, 20 кВА
ВП-10, 10 кВ
НОМ-10, мост
Р5026, фазорегу-
лятор ФР-4р
Трансформатор
ОМП-10/10, вы-
прямитель ВП-10,
10 кВ, 5 А
Генератор
ГК-80, кабелеис-
катель КАИ-80,
мост Р41270, кон-
денсаторы
ИК-50-3 (50 кВ,
3 мкФ), ИС-5-200
(5 кВ, 3 мкФ),
измеритель
РМ-10/1, измери-
тель Щ4120

Продолжение табл. 13.39
Показатель
Назначение
Tim автомашины
Автономный ис-
точник питания
Измеритель со-
противления
изоляции (мега-
омметр)
Испытание повы-
шенным пере-
менным напря-
жением
Испытание повы-
шенным вы-
прямленным на-
пряжением
Измерения танген-
са утла диэлект-
рических потерь
Прожигание мест
повреждения в
кабелях
Определение ме-
ста повреждения
в кабелях
*
Технические данные передвижных электротехнических установок
ПКЛС-10-02К
Испытание
кабелей 6 —
10 кВ и опре-
деление в них
мест повреж-
дения
ГАЗ-66
Генератор
ЕСС5-62-4,
15 кВт
2,5кВ(М4100)
ТВО-140-50,
100 кВ, 5кВ-А
ВП-60, 60 кВ
Нет
Трансфор-
матор
ОМП-Ю/10,
выпрямитель
ВП-10, 10 кВ,
5 А
Генератор
ГВС-3,2-1200
(1200 Гц,
3,2 кВт), изме-
рительР5-10/1,
импульсный
конденсатор
ИКМ50-3
(50 кВ, 3 мкФ),
кабелеиска-
тель, конден-
сатор импуль-
сный ИС5-100
(5кВ,200мкФ)
ПВЛ-10
Испытание ка-
белей и элект-
рооборудования
городских ТП
УАЗ-452Д
Выносной бен-
зоэлектрический
агрегат АБ-1
1,0 и 2,5 кВ
АИИ-70, 50 кВ,
2,5 кВ-А
АИИ-70М, 70 кВ
НОМ-10, мост
Р5026, фазорегу-
лятор ФР-4р
Нет
Измеритель
Р5-10/1, мост по-
стоянного тока
СПЭИИ
Испытание элект-
рооборудования го-
родских ТП, кабелей
и определение в них
мест повреждения
ГАЗ-53, ГАЗ-52
Генератор
ЕСС5-62-4, 15 кВт
1,0 кВ
АИИ-70, 50 кВ,
2,5 кВ-А
АИИ-70М, 70 кВ
Нет
Выпрямительная
установка 15 кВ-А,
со ступенями 1,5;
5; 10; 25 кВ. Наи-
больший ток — 12 А,
дроссельное устрой-
ство со ступенями
30, 80 и 120 А
Генератор ПВС-8-
80 (800 Гц, 8 кВ-А),
генератор Г34-53
(1000 и 10000 Гц,
150 Вт) с кабеле-
искателем, изме-
рители Р5-10/1,
Щ4120, конденсатор
импульсный ИС5-200
(5 кВ, 200 мкФ) ■
УВЛ-03
Испытание
кабелей и
электрообору-
дования под-
станций
ГАЗ-53
Нет
2,5 кВ
ИОМ-100/25,
100 кВ,
25 кВ-А
175 кВ (схема
удвоения)
НОМ-10, мост
Р5026
Выпрями-
тельная уста-
новка со ступе-
нями 1, 3, 6,
10 и 55 кВ
Генератор
48 ГИС-2
(1200 Гц, 3 кВт),
измерители
Р5-10/1,Щ4120,
импульсные
конденсаторы
Примечания: 1. Передвижные электротехнические установки комплектуются переносными
электроизмерительными приборами, комплектом монтерского инструмента и электрозащитными сред-
ствами.
2. Передвижные электротехнические установки ЭТЛ-10-02, ЭТЛ-35-02М, ПКЛС-10-02. ПКЛС-10-02У,
ПКЛС-Ш-02К, ПВЛ-10 изготовляет Ярославский электромеханический завод Минэнерго СССР, уста-
новку СПЭИИ — Пензенские городские электросети МЖКХ РСФСР, установку УВЛ-03 — Пушкин-
ский электромеханический завод Минмонтажслепстроя СССР.

Таблица 13.40. Комплектные испытательные установки
Наименование
и тип
Аппарат АИД-70
Аппарат АИИ-70М
Аппарат АИМ-80
Аппарат АИМ-90
Устройство
В-140-2-3 для полу-
чения выпрямлен-
ного напряжения
Установка выпря-
мительная
УВ-50-50*!
Установка выпря-
мительная
УВ-160-2,5
Назначение
Испытание повышен-
ными переменным и
выпрямленным напря-
жениями
Испытание трансфор-
маторного масла
Измерение тока утеч-
ки на выпрямленном
напряжении
То же
Определение пробив-
ного напряжения жид-
ких диэлектриков
То же
Электростатическая
окраска изделий
Получение стабили-
зированного выпрям-
ленного напряжения
Электростатическая
окраска изделий
Напряже-
ние пи-
тающей
сети, В
127, 220
127, 220
220
220
220
220
220
Выходное
напряжение, кВ
перемен-
ного то-
ка
50
50
80
90
выпрям-
ленного
тока
70
70
—
-
ПО
50
160
t
Мощность
или ток
2 кВ-А
2 кВА
0,5 кВА
0,5 кВ-А
2 кВ-А
5 кВА
0,8 кВ-А
Выпрями-
тель
Кремние-
вый
»
—
-
Селеновый
»
»
Габариты,
мм
Пульт управления
320x210x280,
аппарат
330x280x650
1000x620x1167
350 х 378 х 324
350 х 378 х 324
Трансформатор
с селеновым вы-
прямителем
0330x1455,
пульт управления
450x217x620
Выпрямитель
750x515x978,
пульт управления
480x605x958
Выпрямитель
776 х 336 х 590,
пульт управления
400x336x213
Мас-
са,
кг
65
175
35
35
ПО
440
180
Завод-
изгото-
витель
НПО
«М ос-
рентген»
То же
» »
» »
» »
» »
» »

Установка выпря-
мительная
ВС-20-10*2
Установка выпря-
мительная
В-13/6,5-30*з
Выпрямительный
блок ВП-10*4
То же ВП-60*4
Выпрямительный
блок ВП-175*4
Испытатель изоля-
ции вторичных це-
пей ИВК
Переносное уст-
ройство WPT 0,3/
2,5*5
Устройство WPT
4,4/10 - GPT
6/12,5*6
То же
» »
Элемент лаборатор-
ных установок
То же
» »
Испытания изоляции
вторичных цепей повы-
шенным напряжением
промышленной часто-
ты
Испытание повышен-
ным переменным на-
пряжением реле, прибо-
ров, вторичных обмо-
ток трансформаторов
тока и напряжения, ма-
ломощных, электродви-
гателей и т. п.
Испытание машин,
кабелей и конденсато-
ров повышенным пере-
менным напряжением
ПО, 220
220
—
220
220
220
—
-
—
2
0,5; 1,0;
1,5; 2,0;
2,5
10 или
5
20
6,5 и 13
10
60
175
12,5 при
номиналь-
ной нагруз-
ке, 14 при
XX
0,8 кВ-А
0,6 кВ-А
3 А
85 мА'
17 мА
0,5 кВ-А
Номинальная
0,3 кВ-А, крат-
ковременная
1,2 кВ-А
440 мА при
10 кВ, 880 мА
при 5 кВ
Селеновый
»
Диоды
Д-233 Б
в масле
Диоды
Д-1007
в масле
Диоды
Д-1008
в масле
Селеновый
800 х 700 х 600
266x216x458
420x135
500x135
1200x135
285x335x230
360x90x174
?
Трансформатор
500 х 376 х 390,
пульт управления
614x360x466
120
120
2,9
3,4
8,2
21
8
90
42
» »
» »
СКТБ
ВКТ
Мос-
энерго
То же
» »
ОЗАП
Мос-
энерго
TUR
(ГДР)
TUR
(ГДР)

Продолжение табл. 13.40
Наименование
н тип
Устройство WPT
4,4/35 - GPT 6/45*6
Устройство GPT
3/80*6
Устройство WPT
3/50*7
Устройство WPT
4,4/100
Назначение
Испытание машин,
кабелей и конденсато-
ров повышенным пере-
менным напряжением
То же
Испытание повышен-
ным переменным на-
пряжением
То же
Напряже-
ние пи-
тающей
сети, В
220
220
220
220
Выходное
напряжение, кВ
перемен-
ного то-
ка
35 или
17,5
65 или
32,5
50
100
выпрям-
ленного
тока
45 при но-
минальной
нагрузке,
50 при XX
90 при XX,
80 при 3 мА,
70 при 6 мА
■
Мощность
нли ток
6 мА при дли-
тельном режи-
ме, 15 мА в
течение 15 мин
0,8 кВ-А
3,2 кВ-А
4,6 кВА
Выпрями-
тель
»
»
Га-бариты,
мм
Трансформатор -
500 х 376 х 390,
пульт управления
614x360x466
Трансформатор
470 х 380 х 745,
пульт управления
390 х 305 х 270,
выпрямительный
блок 0875
Трансформатор
575 х 440 х 685,
пульт управления
615x360x465
Трансформатор
605 х 535 х 1670,
пульт управления
615x360x465
Мас-
са,
кг
90
42
65
17
2
77
42
250
42
Завод-
внтель
TUR
(ГДР)
То же
TUR
(ГДР)
То же
*' Установка УВ-50-50 работает по схеме двухполупериодного выпрямления со сглаживанием пульсации напряжения до 7 % выносным конденсатором.
*2 Установка ВС-20-10 имеет пульсацию напряжения 2%.
*3 Установка В-13/6,5-30 выполнена по схеме удвоения напряжения н имеет пульсацию выпрямленного напряжения 25%.
*4 Блоки ВП-10 собраны по схеме моста, блоки ВП-60 — по схеме однополупериодного выпрямления.
*5 Устройство снабжено переключателем напряжения и двумя гибкими проводами высокого напряжения с изолирующими рукоятками, а также
оптической и акустической сигнализациями, срабатывающими при повреждении изоляции объекта испытания.
*6 Устройство состоит из пульта управления, трансформатора высокого напряжения, залитого эпоксидной смолой, выпрямителя н заземляющей штанги.
Выходное напряжение изменяется со скоростью 2% в секунду, начиная с 20% номинального напряжения, с помощью регулировочного устройства
с электроприводом.
*7 Устройство состоит нз пульта управления н трансформатора высокого напряжения, залитого эпоксидного смолой. Скорость изменения напряжения
2% в секунду от 20% номинального напряжения. Трансформатор имеет демпфирующий резистор 4,7 кОм, смонтированный в его проходном изоляторе
для защиты от перенапряжения прн пробое.

Таблипа 13.41. Трансформаторы для испытания оборудования высокого напряжения
Тип
обмоток, кВ
вн
нн
кГ£
Габариты, мм
Длина
Ши-
рина
Высота
(до наи-
более вы-
сокой
точки)
Масса, кг
пол-
ная
выем-
ной
части
Завод-изготовитель
Однофазные трансформаторы
6±5%
0,4/0,23
Ю+5%
6 + 5%
Ю + 5%
25-27,5
15 + 10%
35
35+2x2,5%
22/11*"
0,4/0,23
0,4/0,23
0,4/0,23
0,23
0,38 с отпай-
кой; 0,22
0,4-
0,38 или 0,22
0,38; 0,5
4
4
10
10
10
5
20
50
50
4
4
4
4
10
7,5
5
4,5
4
480
480
480
480
910
640
850
990
790
270
270
270
270
510
640
560
760
950
740
740
740
740
1210
815
1860
1900
1190
150
150
165
165
310
235
815
1190
655
54
54
50
50
110
80
315
530
—
62
62
81
81
115
125
370
500
—
Ленинградский электромехани-
ческий завод
То же
» »
» »
Минский электротехнический
завод
Московское ПО «Электроза-
вод имени В. В. Куйбышева»
То же
» »
» »
35
35
35
35
0,23 или 0,4
0,23 или 0,4
0,23 или 0,4
0,23 или 0,4
Трех(
100
180
320
560
разные
6,5
6,5
6,5
6,5
трансформаторы
1580
2340
2390
2380
1090
1060
1390
1270
1820
2065
2140
2450
1510
2040
2750
3980
600
780
970
1310
640
920
1300
1900
Заводы Минэлектротехпрома
СССР
То же
» »
» »
2x7
15
35-70
Специальные испытательные трансформаторы
0,22
0,2
°.2 4ir
12
5*2
10
15*2
30
-
3
а
7
524
435
910
374
325
630
700
774
980
127,5
92
420
-
23
140
—
42
135
Московское ПО «Электроза-
вод имени В. В. Куйбышева»
ЦПРП Ленэнерго
То же

Продолжение табл. 13.41
Тип
ИОМ-35-70/100
ИОМ-35-70/300
ТВО-140-50
ИОМ-100/20
ИОМ-100/25
ИОМ-100/100
FEOY 100/200A
FEOY 100/200AI
FPEO 2400/600A/K
FWP 1500/750
FPEO 3600/1200A/K
(7ном обмоток, кВ
ВН
35-70
, 35-70
100
100
100
100
200
400
600
750
1200
НН
0.2
0,38
0,19
0,2
0,2 нли 0,38
0.2 или 0,38
-
-
-
-
—
кВА
50*2
100
150*2
300
5*3
20
25
100
100
200
2000
1750
3600
7
10
9
10
10
7
26
7
7,7
9,5
Габариты, мм
Длина
980
1030
530
642
900
977
1230
3130
6500
10620
11000
Ши-
рина
670
820
480
686
760
810
1230
1450
3100
4623
4200
Высота
(до наи-
более вы-
сокой
точки)
1610
1700
1070
1140
1420
1870
1825
3320
3500
6025
13 500
Масса,' кг
пол-
ная
710
1000
150
280
525
990
2500
3000
25000
41000
€5000
масла
290
440
90
170
325
-
-
-
-
—
выем-
ной
части
250
440
129
265
540
-
-
-
-
-
Завод-нзготовитель
» »
НПО «Мосрентген»
ЦПРП Ленэнерго
То же
» »
TUR (ГДР)
То же
» »
» »
» »
*г В числителе — при последовательном соединении оомоток, в знаменателе — при параллельном.
*2 В числителе указана длительная мощность, а в знаменателе — мощность в режиме трехкратной одноминутной нагрузки с трехминутными
перерывами.
*з Значение мощности дано для времени включения 50% полного цикла.
Примечания: 1. Трансформаторы сернн ИОМ предназначены для работы с глухим заземлением одного конца обмоткн ВН.
2. Обмотка ВН трансформатора ИОМН-100/20 имеет измерительную отпайку на 100 В.
3. Силовые однофазные и трехфазные трансформаторы в режиме пофазных испьпаний допускают перегрузку по току в 2,5 — 3 раза, а транс-
форматоры напряжения — в 3 — 5 раз при трехразовом испытании объекта с двухминутным перерывом между приложениями напряжения. Для транс-
форматоров напряжения, используемых в качестве испытательных, допустимы следующие перегрузки: НОМ-6 (выпуск 1949 г. н позднее) — 1,5 кВ-А;
НОМ-10 (выпуск 1949 г. и позднее) - 3,5 кВ-А; НОМ-15 - 4 кВА; ЗНОМ-35 - 5 кВА; НОМ-35 - 6 кВ-А; НКФ-П0-П кВА.
4. При использовании трехфазных силовых трансформаторов ТМ-100/35, ТМ-180/35, ТМ-320/35 и ТМ-560/35^в качестве испытательных от них может
быть получено фазное или линейное напряжение. В первом случае нейтраль обмоткн ВН трансформатора заземляется, а напряжение от регулиро-
вочного устройства подается на нуль и соответствующую фазу обмотки НН. Мощность трансформатора при такой схеме испытания равна 1/3 номинальной
мощности. Если нейтраль силового трансформатора имеет изоляцию, рассчитанную на фазное напряжение, то от него может быть получено
линейное напряжение. Для этого один или два соединенных между собой линейных вывода обмотки ВН заземляются, а от свободного вывода
испытательное напряжение подводится к испытываемому объекту. Мощность трансформатора прн этом принимается равной 2/3 номинальной мощности.

Расчетная мощность трансформатора,
кВ- А: Р = (oCU1 ■ Ю-9, где со — угловая ча-
стота; С — емкость объекта, пФ; U — испы-
тательное напряжение, к В.
При испытании фарфоровых изоляторов
потоком искр мощность трансформатора
выбирается не менее чем в 3 раза выше
расчетной.
Трансформатор должен иметь по воз-
можности небольшое напряжение КЗ и при
испытании внутренней изоляции оборудова-
ния питаться от линейного напряжения сети.
Когда испытательное напряжение ниже но-
минального напряжения трансформатора, его
нагрузка ограничивается номинальным то-
ком и мощность трансформатора
тч "НИМ
где 1исп — ток нагрузки, А; Рисп — нагрузка,
кВ ■ А; С/Исп — испытательное напряжение
объекта, кВ; UHOM — номинальное напряже-
ние обмотки ВН трансформатора, кВ.
Установившийся ток КЗ на стороне ВН
трансформатора при напряжении испытания
должен быть не менее 1 А, при испытании
изоляции, кроме газовой, суммарная емкость
на стороне ВН трансформатора должна быть
не менее 500 пФ.
При испытании внутренней изоляции и
в сухом состоянии внешней изоляции до-
пускается ток КЗ не менее 0,3 А. Ток КЗ
0,1 А допускается при испытании напряже-
нием до 100 кВ изоляционных промежутков
или частей изоляционных конструкций, за-
полненных жидким, газовым, твердым ди-
электриком или их комбинациями, а также
в тех случаях, когда будет доказано, что
при уменьшенном токе результаты испыта-
ния отличаются от результатов испытания
при токе 0,3 А не более чем на ±3%.
Та
Тип
MKTW5R
MKFW25R
MKF 50
МКА 50
МКА 75
МКА 100
МКА 150
МКА 200
МКА 200
блица 13.42. Технические данные шаровых разрядников
Диаметр
шара, мм
50
250
500
500
750
1000
1500
2000
2000
Диапазон
измеряемого
напряжения
частотой 50 Гц,
КВ
8-65,5
31-275
41-515
41-515
80-750
50-1010
100-1440
100-1840
100-1840
Габариты основания, мм
Длина
557
1980
1800
840
840
840
1500
1500
3000
Ширина
140
480
1560
840
840
840
1500
1500
3000
Высота
630
1290
4600
5615
8555
11260
15 500
21100
Ь.1 550
Ч»
Масса,
кг
, 7
120
340
170
ТЬТ
215
300
340
1бо~
820
630
870
900
1400
1100
Примечания: 1. Разрядники изготовляются фирмрй TUR (ГДР).
2. Один из шаров разрядника укреплен неподвижно, а второй перемещается с помощью мик-
рометрического винта с изолирующей рукояткой. Входящий в комплект поставки демпфирующий
резистор крепится к держателям шаров. Облучение пробивного промежутка осуществляется радиоак-
тивным препаратом.
3. Разрядники с шарами диаметром 500 мм и более выполнены в вертикальном исполнении.
Нижний заземленный шар разрядника установлен на основной раме и передвигается электропри-
водом с дистанционным управлением. Верхний шар, к которому подводится высокое напряжение,
укреплен на каркасе или на потолке зала с помощью изоляторов. Разрядники с шарами диамет-
ром до 2000 мм выполнены для внутренней установки, а с диаметром 2000 — для наружной установки.
Разрядник MKF 50 выполнен передвижным. В комплект поставки разрядников входят также пульт
управления, демпфирующий резистор и механический указатель расстояния между шарами.
4. Масса разрядников: в числителе — нижней, а в знаменателе — верхней части.

Таблица 13.43. Основные технические данные мостов для измерения тангенса угла диэлектрических потерь
Тип
Р5026
МД-16
Р595
Р525
Назначение
Для лабора-
торных и тех-
нических изме-
рений*1
Технический
мост перемен-
ного тока пере-
носный для из-
мерений по
нормальной и
перевернутой
схемам*2
То же
Лаборатор-
ный *з
Наиболь-
шее нап-
ряжение
на объек-
те, кВ
од
10
10
10
10
Пределы
изме-
рения
tgS, %
0,5-100
0,5-60
0,5-100
0,01-100
Пределы
измерений
емкости, пФ
650-5-108
100 - 1 ■ 106
30-4-105;
0,3- 103— 100-106
3-105
40-20-103
Наибольшая погрешность измерений по
tg5
±(0,05tg5 + 3-10"3)
±10%
±(0,3 +0,05)
+ 1,5%+ 6-КГ5
емкости
±2,5
±(2,5+-^)
1^х
±0,3-0,005 tg 5 (при
измерении tg 5 < 3 %),
для остальных слу-
чаев + 5 % измерен-
ной величины
±(2,5 + 5-10"5)
±0,5%+ 5 пФ
Габариты
(длина, ширина,
высота), мм
Мост
500x390x280
Мост
500x290x280;
конденсатор
530x240x400
540x390x290
655x395x215
Масса, кг
Мост 9;
конденса-
тор 18
Мост 15;
конденса-
тор 12
Мост 22;
конденса-
тор 18
25
** Емкость эталонного конденсатора 50 пф. Для уменьшения погрешности при измерениях используется дополнительное устройство защитного
потенциала.
*2 Предел измерения на низком напряжении. Емкость высоковольтного образцового конденсатора 50 пф, низковольтного — 0,01 или 0,001 мкФ.
*3 Емкость эталонного конденсатора 100 пф, индикатор нуля — вибрационный гальванометр М-501 с усилителем Ф-50-1.
Примечание. Для моста Р5026 пределы измерения и погрешности прн наличии устройства защитного потенциала иные по сравнению с при-
веденными в настоящей таблице. Измерение при напряжении 0,1 кВ возможно только по нормальной схеме. Мост Р5026 снабжается комплектным
электродом для испытания твердых диэлектриков (0250 мм, высота 165 мм, масса 5 кг).

Таблипа 13.44. Технические данные электростатических киловольтметров
Тип
С96
С! 00
С110
С101
Пределы
измерения, кВ
7,5; 15; 30
25; 50; 75
25; 50; 75; 100
100; 200;'300
Длина
шкалы, мм
140
130
130
750 .
Входная
емкость, пФ,
не более
12
18
20-28
65
Масса,
кг
11
27
28
90
Габариты,
мм
645x280x239
600x280x762
700x230x650
1900x1160x1650
Примечания: 1. Класс точности киловольтметров С110 равен 1, у остальных киловольт-
метров — 1,5. «^
2. Киловольтметры предназначены для работы при относительной влажности воздуха 11 г/м3
и температуре от —15 до +35 "С (киловольтметры С96 и С100) и температуре от 10 до 35 СС
(киловольтметры С110 и С101).
3. Измерение высокого напряжения может производиться вольтметром или киловольтметром
при измерении высокого напряжения до 300* кВ, вольтметром с трансформатором напряжения
электромагнитного или емкостного типа. Общая погрешность трансформатора напряжения с прибо-
ром не должна превышать ±3%. Вольтметр, используемый с трансформатором напряжения для
измерения действующего значения напряжения, должен быть класса точности не ниже 0,5. При
измерении напряжений менее 50 кВ допускается применение вольтметра класса точности не ниже
1, киловольтметра, погрешность измерения которого должна быть не более ±1,5%, и вольтметра,
подсоединенного к специальной отпайке 100 В испытательного трансформатора. Для исключения
погрешности вольтметр должен потреблять ток не более 5 % номинального тока трансформатора.
Таблица 13.45. Технические данные фазорегуляторов
Тип
МАФ-22*
ФР4Р
ФР51
РФ52
ФР52Р
Номинальная
кВ-А
0,23
0,5
1
2
2
Ток
сети
2,9/1,7
5,2/3,0
10,5/6,1
10,5/6,1
, А
нагрузки
1,3/0,8
2,6/1,5
5,2/3,0
5,2
Габариты, мм
409x270x220
345 х 273 х 400
410x330x700
410x330x700
410x330x700
Масса,
27
35
65
80
80
Угол поворота
вторичного'
относительно
первичного, град
360
120
120
120
120
* Снят с производства.
Примечания: 1. Фазорегуляторы серии ФР предназначены для изменения фазы вторич-
ного напряжения относительно первичного на 120°.
2. Обозначение фазорегулятора: ФР — фазорегулятор; 4, 5 —габариты; 1, 2 —условная высота
пакета; Р — привод механизма поворота ротора — только ручной.
3. Изготовитель фазорегуляторов серии ФР — фрунзенский завод «Тяжэлектромаш».
4. Номинальное напряжение фазорегуляторов, В: первичное и вторичное — 220/380.
Таблица 13.46. Технические данные стационарных эталонных конденсаторов
Тип
МСТ-100/75
МС-120/150р
MCF-60/300
MCF-40/600
Номинальное
напряжение
конденсатора, кВ
75
150
300
600
Номинальная
емкость
конденсатора, пФ
100
120
60
40
Габариты,
Основание
0750
600x600
920 х 920
1050 х1000
мм
Высота
1400
1100
1930
2340
Масса,
кг
80
180
500
700
Примечание. Конденсаторы изготовляются фирмой TUR (ГДР).

Таблица 13.47. Технические данные мегаомметров
Тип
М4100/1
М4100/2
М4100/3.
М4100/4
М4100/5
Ф4100
Ф4101
ч.
Ф4108/1,
Ф4108/2
.
Ml 102/1
Ф419/1
М4124
Ф4102/1
Ф4102/2
1
Напряжение на
разомкнутых
зажимах,
В
100 + 10%
250+10%
,,500+10%
"V
НООО+10%
2500+10%
2500+10%
100+10%
500 + 10%
1000+10%
1000+5%
2500 + 5%
500 + 10%
—
—
100, 500, 1000
1000, 2500
Предел
измерения
0-200 кОм
0-20 МОм
0-500 кОм
0-50 МОм
0-1000 кОм
0-100 МОм
0-1000 кОм
0-200 МОм
0-2000 кОм
0-1000 МОм
0-50 МОм
3-50 МОм
30-500 МОм
300-5000 МОм
3000-5000 МОм
0-2 МОм
0,1-2 МОм
1-20 МОм
10-200 МОм
100-2000 МОм
0-10 МОм
0,5-10 МОм
5-100 МОм
50-1000 МОм
500-10000 МОм'
0-20 МОм
1-20 МОм
10-200 МОм
100-2000 МОм
1000-20000 МОм
0-20 МОм
2-20 МОм
20-200 МОм
200-2000 МОм
2000-20000 МОм
0-50 МОм
5-50 МОм
50-500 МОм
500-5000 МОм
5000-50000 МОм
0-1000 кОм
0-200 МОм
0-3 МОм
0-1000 кОм
0-30 МОм
0-150 МОм
0-300 МОм
0-2000 МОм
0-10000 МОм
0-20000 МОм
0-2000 МОм
0-5000 МОм
0-20000 МОм
0-50000 МОм
Длина
шкалы,
мм
80
80
80
80
80
70
80
85
85
85
75
80
85
85
85
75
80
85
85
85
75
80
85
85
85
88
88
80
60
64
80
80
Основная
ТТ^УТЛРТИ—
11U1 JJC111
НОСТЬ, %
к длине
шкалы
+ 1,0
±1,0
+ 1,0
+ 1,0
+ 1,0
±2,5
±2,5
±2,5
±2,5
±10
±10
±1
+ 4
+ 2,5
±1,5
±1,5
Габариты,
мм
200x155x140
370x285x185
335x296x140
335x296x140
335x296x140
305x125x165
305x125x165
177x237x215
175x143x98
245x145x185
305x125x165
305x125x165
Масса,
кг
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
9
6
6
6
4,5
4,5
5,5
2,25
5,5
3,0
3,0

Продолжение табл. 13.47
Примечания: 1. Питание мегаомметров серии М4100 производится от сети переменного тока
220 В и от внешнего источника постоянного тока 12 В.
2. Мегаомметр Ф4100 предназначен для измерения сопротивления изоляции и коэффициента
абсорбции. Питание прибора от сети переменного тока 220 В и от встроенного источника по-
стоянного тока 12 В.
3. Питание мегаомметра Ф4101 производится от встроенного генератора со скоростью вращения
120 об/мин.
4. Питание мегаомметра МП02/1_ производится от встроенного генератора со скоростью враще-
ния 120 об/мин.
5. Мегаомметр Ф419/1 предназначен для непрерывного контроля изоляции в электрических
установках с изолированной нейтралью с номинальным напряжением до 400 В. Уставки
срабатывания прибора: 12, 20 и 60 кОм.
6. Мегаомметр М4124 предназначен для контроля изоляции в еети постоянного тока.
7. Мегаомметры Ф4108/1 и Ф4108/2 выпускаются вместо мегаомметра Ф4100 и имеют сле-
дующие технические данные: питание от сети переменного тока 220 В и встроенных элементов
.(9 элементов А373) — у мегаомметра Ф4108/1 и от сети переменного тока —у мегаомметра Ф4108/2.
Мегаомметры имеют световую индикацию:, включение высокого напряжения (ВСК) и интервалов
15 и 60 с. Мегаомметры сохраняют работоспособность при температуре окружающего воздуха
от —30 до +40 °С и относительной влажности 90%.
8. Мегаомметры, технические данные которых приведены в таблице, изготовляются заводом
«Мегомметр» (г. Умань).
Таблица 13.48. Технические характеристики кремниевых выпрямительных столбов
т
ип
КЦ 105 В
КЦ 105 Г
КЦ 105 Д
КЦ 201 А
КЦ 201 Б
КЦ 201 В
КЦ 201 Г
КЦ 201 Д
КЦ 201 Е
СДЛ 0,4-750
СДЛ 0,4-1250
СДЛ 0,4-1500
СДЛ,2-100
2СДЛ 2-100
5СДЛ 2-100
7 СДЛ 2-100
10СДЛ 2-100
12СДЛ 2-100
15СДЛ 2-100
Максимально
допустимый
средний прямой
ток, А
100
75
50
1000
1000
1000
1000
1000
1000
400
400
400
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2000
Максимально
допустимое
обратное на-
пряжение, В
6000
8000
10000
2000
4000
6000
8000
10000
15000
75000
125000
150000
10000
20000
50000
70000
100000
120000
150000
Максимально
допустимый
обратный
ток, мА
_
—
—
ЗОЮ3
30-103
ЗОЮ3
30-103
30 103
30-103
0,4
0,4
0,4
Прямое
падение
напряже-
ния, В
—
—
—
3
3
6
6
6
10
75
120
135
12
24
60
84
120
144
180
Напряжение
пробоя, В
—
—
—
~
—
—
—
—
100000
167000
200000
13 000
26000
65000
91000
130000
156000
195000
■S.
Габариты,
мм
—
—
—
58x18x19
58x18x19
100x18x19
100 * 18x19
100x18x19
100x18x25
145 х 019
200 х 019
225x019
22 х 0107
126x0107
228x0107
296x0107
398x0107
466x0107
568x0107
Примечания: 1. Столбы серии КЦ — кремниевые высоковольтные, .ск^п-лектованы диффу-
зионными лавинными элементами. Столбы серии СДЛ — диодные, лавинные, ' предназначены для
работы в цепях постоянного и переменного тока высоковольтных установок при частоте до 560 Гц.
Рабочая среда столбов серий КЦ и СДЛ — трансформаторное масло в диапазоне температур от
-40 до +45 "С.
2. Допускается параллельное соединение столбов одного типа, при этом должны соблюдаться
условия, обеспечивающие отсутствие перегрузки любого параллельно подключенного! столба по мак-
симально допустимому среднему прямому току.
3. Допускается последовательное соединение столбов одного типа до 100 кВ, при этом каждый
столб необходимо шунтировать емкостью
C = 2,8CCT«2,
где Сст — емкость столбов относительно земли; к — число последовательно соединенных столбов.
Допускается последовательное соединение двух столбов КЦ 201 Е и трех столбов одного типа
КЦ 201 А, КЦ 201 Б, КЦ 201 В, КЦ 201 Г и КЦ 201 Д - без применения внешних шунти-
рующих' емкостей.

Таблица 13.49. Технические харатернстики приборов для определения места повреждения силовых кабелей
Тип прибора
Измеритель
ИКЛ-6*
Измеритель
Р5-5*
Измеритель
Р5-10
Электросекундо-
мер
ЭМКС-58*
Измеритель
Щ-4120
Мост кабельный
высоковольт-
ный Р-41270
Назначение
Определение ме-
ста повреждения
импульсным мето-
дом
То же
» »
Определение ме-
ста заплывающих
пробоев
То же
Определение рас-
стояния до места
повреждения с пони-
женной электриче-
ской прочностью
изоляции
Предел
измерения,
км
10
20
0,3; 1,3;
10; 30;
100; 300
1; 2; 5 и
10
0,04-30
0,1-25
Погрешность
±1,5% измеряемой
длины линии
5—10 м при дли-
не линии 0,1-1 км,
0,2% при 5-20 км
+ 1%
+ 5 % максималь-
ного значения шка-
лы прибора
±30 м
, , 0,5 + 10 м w
±( 2R )/о
длины кабеля, R —
сопротивление пов-
режденного кабеля,
Ом
г
Габариты, мм
420x283x552
160x200x400
140x225x360
•
Прибор 350 х 220 х
х260, делитель на-
пряжения 085 х 730
375x180x340, при-
соединенное устрой-
ство 140x110x700
410x380x250
Масса, кг
30
8
10
Прибор 10,5;
^
де-
литель напряже-
ния — 1,75
Измеритель -
8,5; присоедини-
тельное устройст-
во — 3
12
Примечание
Потребляемая мощность
150 Вт. Питание -ет
сети 220 В
Вместо прибора Р5-1А
(ИКЛ-6)
Отличается от Р5-5
наличием автономного
источника питания, не-
посредственным отсче-
том расстояния, воз-
можностью зондирова-
ния линии единичным
импульсом и перепадом
напряжения, повышен-
ными функциональными
возможностями
Питание от сети 220 В,
потребляемая мощность
80 Вт, рабочее напряже-
ние делителя 50 кВ
—
Прибор снят с производства.

Таблица 13.50. Технические данные конденсаторов
Тип
ИК 6-150 ТС4
ИК 10-50 УХЛ4
ИК 25-12 УХЛ4
ИК 40-5 УХЛ4
ИК 50-3 УХЛ4
ИК 100-0,25 УХЛ4
ИК 100-0,4 УХЛ4
ИК 200-0,1
ИКМ 25-12 УХЛ4
ИКМ 50-3 УХЛ4
ИКГ 50-1 У4
ИМ 2-5-140 УХЛ4
ИМ 40-0,3 УЗ
ИМ 40-0,9 УЗ
ИМ 60-0,2 УЗ
ИМ 70-0,1 УЗ
ИМН 1-5-140 У2
ИМН 6-36 ХЛМ4
ИМН 100-0,1
ИМК 40-0,3 УЗ
ИС 2,8-300 УЗ
ИС 5-200 У2
ИС 6-200 УХЛ2
Номи-
нальное
напря-
жение, кВ
6
10
, 25
40
50
ЛО
100
200
25
'50
50
5
40
40
W
70
5
б
100
40
2,8
5
6
Емкость,
мкФ
150
50
12
5
3
0,25
0,4
0,1
12
3
1
140
0,3
0,9
0,2
0,1
140
36
0,1
0,3
300
200
200
Габариты, мм
Основание
310x150
310x150
316x314
314x314
314x314
455x150
455x150"
455x150
314x314
314x315
314x314
330x150
158x158
455x150
455x150
455x150
310х 150
310x150
455x150
455x150
310x153
310x450
310x150
Высота
590
590
670
670
670
326
326
326
670
670
670
590
300
326
326
326
590"
585
326
326
687
590
687
Высота
С изоля-
тором
680
708
730
730
730
345
345
345
730
730 .
730
673
358
345
345
345
687
720
345
345
779
673
779
Масса,
кг
50
50
120
120
120
32
32
32
120
120
120
60
11
32
32
32
50
48
32
32
55
55
55
Примечания: 1. Конденсаторы изготовляет завод «Конденсатор» (г. Серпухов).
2. Конденсаторы серии ИК залиты касторовым марлом, остальные — конденсаторным.
Таблица 13.51. Технические характеристики силовых н высокевольтных вентилей
Тип
ВК2-10
ВК2-25
ВК2-50
ВК2-100
ВК2-200
ВК2В-200
ВК2В-350
ВЛ-200
ВЛ 5-200
ВВЛ-0,4 •; .. ^
ВВЛ-0,6 " "
ВВЛ-0,8
ВВЛ-1
Среднее значение
прямого тока, А
10
25
50
100
200
200
350
200
200
0,4 .
0,6
1
1
Допустимая
амплитуда
обратного
напряжения, В
100-1000
700-1200
3000-6000
Прямое
падение
напряжения, В
0,45-0,75
1,7
1,8
1,9
2
Среднее значение
обратного
тока, мА
2
5
10
20
20-
35
35
5
1,4.
Примечания: 1. Вентили ВЛ-200 и ВЛ5-200 (в керамическом корпусе) обладают контро-
лируемым лавинообразованием на обратной ветви вольт-амперной характеристики, вследствие чего
выдерживают значительные обратные перенапряжения. Напряжение лавинообразования вентилей 875—
1500 В.
2. Высоковольтные лавинные вентили серии ВВЛ предназначены для выпрямительных схем по-
лупроводниковых преобразовательных устройств в диапазоне частот 50—400 Гц и рассчитаны для
длительной работы при погружении в трансформаторное масло с температурой от —50 до +85 °С.

Таблица 13.52. Технические характернствкн кремниевых днодов
Тип
Д 210
Д 211
Д 217
Д 218
Д 226
Д 230Б
Д 233
Д 233Б
Д 23 7Б
Д 247
Д 247Б
Д 1004
Д 1005А
Д 1005Б
Д 1006
Д 1007
Д 1008
Д 1009
Д 1009А*
Д 1010
Д 1010А
Д ЮНА*
Среднее
значение
прямого
тока, А
од
од
од
од
*• 0,3
;0,3
10
5
од
5
2
од
0,05
од
ОД
0,075
0,05
од
0,1x2
0,3
0,3
0,3x2
Допустимая
амплитуда
обратного
напряжения.
В
500
600
800
1000
400
400
500
500
600
500
500
2000
4000
4000
6000
8000
10000
2000
1000x2
2000
1000
500x2
Прямое
падение
напряжения,
В
1
1
0,7
0,7
1
1
1
1,5
1
1,2
1,5
4
4
6
6
6
6
7
3,5x2
11
5,5
2,5x2
Среднее
значение
обратного
тока, А
од
од
0,05
0,05
0,03
0,05
3
3
од
3,0
3,0
од
ОД
од
од
од
од
од
од
од
од
од
Примечание
Без теплоотвода
С теплоотводом
С дополнительным тепло-
отводом
Диоды выполнены без теп-
лоотводов
Габариты столба Д 1005А
58x18x8 мм, масса 30,7 г.
Габариты остальных стол-
бов 100 х 18 х 8 мм, масса
54,6 г
При допустимой рабочей
температуре менее 85 °С
* Два отдельных столба, имеющих отдельные выводы.
Примечания: 1. Кремниевые диоды работают при допустимой рабочей температуре от
— 60 до + 125°С, допускают пятикратную перегрузку по току в течение 50 мс и выполнены
в металлическом герметизированном корпусе со стеклянным изолятором, с жестким или гибким
выводом.
2. Выпрямительные столбы заключены в металлический корпус, залитый эпоксидной смолой.
3. При параллельном соединении диодов необходимо подбирать диоды с одинаковым падением
напряжения или осуществлять равномерное распределение тока путем включения резистора последо-
вательно с каждым диодом или путем применения индуктивных делителей тока, которые представляют
собой реактивную катушку с выводом от средней точки обмотки. Значение сопротивления резистора
должно быть не менее 5 Ом для кремниевых диодов с допустимым выпрямленным током
до 0,1 А (Д 208 — Д 211, Д 217 и Д 218) и не менее 8 Ом для кремниевых диодов с допустимым
выпрямленным током до 0,3 — 0,4 А (Д 230).
4. При последовательном соединении диодов для равномерного распределения напряжения между
вентилями каждый диод необходимо шунтировать резистором. В тех случаях, когда ожидаются
большие переходные напряжения, следует параллельно шунтирующим резистором подключать кон-
денсаторы емкостью 50—250 пФ. Значение шунтирующего резистора выбирается из расчета 70 кОм
на каждые 100 В обратного напряжения (Д 208 — Д 211, Д 226), для диодов Д 302—Д 305 — из
расчета 10—15 кОм на каждые Ю0 В обратного напряжения.
5. Выпрямительные столбы Д 1001 — Д 1003 и Д 1009 — Д 1011 при амплитуде обратного
напряжения до 6 кВ и типа Д 1004 — Д 1008 до 30 кВ можно включать последовательно без
шунтов.

Таблица 13.53. Технические данные тепловизоров
Тип или
условное
название
ТВ-03
(БТВ-1)
АТП-13
«Рубин'2»
«Факел»
«Радута-2»
«Вулкан»
«Тайга-2»
«Статор-1»
АГА-782
(Швеция)
Диапазон
контроли-
руемых
темпера-
тур, "С
20-200
20-50
20-200
20-1200
0-200
10-60
-20-900
Темпера-.
туряое
разреше-.
ние, °С
0,2
0,2
0,1
0,1
0,2
0,25
2,5
1
ОД
Количе-
ство
строк в
кадре
100
250
150
240
264
280
Период
сканиро-
вания, °С
1/16
5
60
40
1/25
25
Поле
обзора,
град
4,5x4,5
11x15
20x15
20x20
20x17,5
80
120
10x10
3,5x3,5
Примечание
1
Для выявления локального
перегрева промышленных и
биологических объектов
Для медицинских исследо^
ваний
Для регистрации тепловых
полей медицинских и промыш-
ленных объектов .
То же
» »
Самолетный тепловизор для
геофизических исследований
Авиационный тепловизор
для самолетов и вертолетов
для обнаружения очагов заго-
рания
Для контроля теплового
поля вращающихся машин
Универсальный прибор
Таблица 13.54. Технические данные инфракрасных пирометров
Тип
ИКАР-4
ИКТ-5М-П
УКМП-10
«Термопоинт-80»
HPN
НРА
НРК
НРН
НРМ
«Смотрич-4П-01»
«Смотрич-4П-02»
«Смотрич-5П-03»
«Смотрйч-4П-04»
«Смотрич-4П-0 5»
«Смотрич-5П-01»
«Смотрич-5П-02»
Диапазон
контролируе-
мых темпера-
тур, "С
2-100
2,5-150
5-160
-30-1370
20-200
0-900
0-300
600-1400 '.
15-45
0-100 ,|
15-45
30-200
200-900
200-900
800-1500
1000-1500
Рабочий
спектраль-
ный диа-
пазон, мк
-
8-14
2-35
8-9
8-9
0,7-1,1
2-35
2-9
2-9
2-9
4,5-5,5
2-9
0,8-1,8
0,7-1,1
Показа-
тель визи-
рования
-
1:200
1:100
1:30
1:100
1:100
1:180
1 :100 ..
1:20 '
1:15
1:15
1:15
1:25
1:25
1 :250
1:250
Время
уста-
новле-
ния по-
каза-
ния, с
0,5
0,5
2
0,5
2
2
2-
..'2'
2
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
1,0
1,0
Рас-
стояние
до
объекта
измере-
ния, м
3
12
10
—
2
4
4
-4
6,07
1
Мас-
са, кг
1
1,7
5
0,9
1,25
1,25
1,25
1,25
1,25
1
1
1
1
1
1
1
*
Изготовитель
.
' ' '■
ЦНИЭЛ Донбасс-
энерго
Ростовский инсти-
тут железнодо-
рожного тран-
спорта
СКТБ ВКТ Мос-
энерго
•Швеция
гГДР
О) .
' '
.-.1.1.
■,..,!L '■ ..Л-- ■
Каменец-Подоль-
ский приборостро-
ительный завод
-

Таблица 13.55. Компенсирующие трансформаторы
Тип
ОМИК-246/41
ОМИК-385/35
ОРИС-45/20
ОРС-2,68/13
ИТРМ-110/35
ИОРС
ТРР-25
ТРР-35
Трансформатор
для прожигания
кабелей
Трансформатор
для испытания
турбогенерато-
ров ТГВ-300
РА-2 (для прожи-
гания кабелей)
РУИГ-40/013
Изготовитель
или разработчик
трансформатора
Сибтехэнерго
»
»
ЦРПП Ленэнерго
Мосэнерго
Свердловэнерго
Горэнерго
»
Челябэнерго
Челябэнерго
Московский
опытный завод
ВНИИпроект-
электромонтаж
Башкирэнерго
Мощ-
ность,
квар
246
385
45
20
НО
350
380
50
100
—
56
Компенси-
рующая
емкость,
мкФ
0,1-0,55
ОД-1,2
0,2-0,25
0,32-0,36
0,1-0,4
0,188-0,337
(5 отводов)
0,15-0,35
0,5-1,3
2
0,21
До 1,2
0,13-0,3
(10 отводов)
Номинальное
напряжение
обмоток
ВН, кВ
41
35
20
30
24
35
70
2,5
35
9
40
30
40
НН, В
380
380
220
220
220-
380
350
220,
380
220,
380
220
220
220
220
Допусти-
мый ток
обмотки
НН, А
100
100
—
50
50
50
125
—
—
50
Габариты,
мм
1380х710х
х1540
1380 х 710 х
х1540
800x400x1020
Диаметр 310,
высота 600
780x950x1115
620 х 760 х 600
Диаметр 700,
высота 735
930x910x720
400x230x400
—
—
450x510x920
Масса,
кг
1700
1700
120
52
430
240
230
800
90
—
—
140
Примечание
,. Исполнение масляное. На-
" стройка в резонанс — плавная,
дистанционная
То же
Исполнение сухое. Настрой-
ка в резонанс — плавная, руч-
ная. Предназначен для испы-
тания электродвигателей
Исполнение сухое
Исполнение масляное. На-
стройка в резонанс — плав-
ная, ручная
Нерегулируемый, предназна-
чен для испытания генерато-
ров. Имеет измерительную
обмотку — 60 В
Исполнение сухое. Настрой-
ка в резонанс — перемещением
обмотки НН
То же
Исполнение сухое. Транс-
форматор нерегулируемый с
разомкнутым магнитопрово-
дом
То же
» »
Исполнение масляное. Сер-
дечник — стержневой

Продолжение табл. 13.55
Примечания: 1. Мощность аппаратуры установки может быть уменьшена, если воспользоваться явлением резонанса тока в испытательной
схеме. Это может быть достигнуто двумя способами. — присоединением параллельно одной из обмоток испытательного трансформатора специально
подобранной индуктивности, изменением индуктивного сопротивления испытательвой установки и, в частности, регулированием индуктивности испыта-
тельного трансформатора. В первом случае индуктивность может присоединяться как на стороне ВН параллельно испытуемому объекту, в ре-
зультате чего уменьшается мощность испытательного трансформатора jf регулировочного устройства, так и на стороне низкого напряжения параллельно
обмотке НН испытательного трансформатора. При этом снижается мощность регулировочного устройства.
2. При компенсации емкостного тока на стороне ВН потребляемая мощность испытательной установки без учета активной составляющей тока
равна:
Л.СП = («С • 10-12 - J-J Ц2СВ - 105,
где РИСП - потребляемая мощность испытательной установки, кВ-А; {7ИСП — испытательное напряжение, кВ; С —емкость изоляции объекта, пф; L —
индуктивность компенсирующей катушки, Гн; со — угловая частота.
3. Пря компенсации емкостного тока, осуществляемого на стороне НН, потребляемая мощность регулировочного устройства ориентировочно
может быть определена по формуле
^(соС-.О^-^Ц-ШЗ,
где Ррег — мощность, потребляемая регулировочным устройством, кВ-А; К — коэффициент трансформации испытательного трансформатора; С —емкость
изоляции объекта, пФ; L — индуктивность компенсирующей катушки, Гн.
4. В качестве индуктивных катушек, устанавливаемых на стороне ВН испытательной установки, могут применяться как специальво разработанные
компенсирующие катушки, так и заземляющие катушки, служащие для компенсации емкостных токов замыкания на землю. Две модификации специальных
компенсирующих катушек серии РОМИК были разработаны и изготовлены в небольшом количестве ТЭРЗ Ленэнерго. Катушки позволяют компенси-
ровать емкости вращающихся машин (первая — в пределах 0,25—0,4 мкФ, вторая— 0,6—1,2 мкФ) и являются элементом испытательной установки,
состоящей яз испытательного трансформатора ИОМ-35-70/30 и регулировочного устройства мощностью 30 кВ ■ А. Номинальное напряжение обмотки
компенсирующих катушек 35, испытательное 38,5 кВ. Обмотка каждой из катушек вместе с магнитопроводом помещена в бак с маслом я имеет
несколько отпаек для ступенчатого регулирования индуктивности.
5. Совмещение компенсирующей катушки с испытательным трансформатором позволяет получить более компактную испытательную установку.
Конструктивное выполнение полученным таким путем компенсирующих трансформаторов весьма разнообразно. Известны конструкции трансформаторов,
обеспечивающих плавное или ступенчатое изменение индуктивности. Последнее достигается регулированием воздушного зазора в магнитопроводе за
счет подмагничивания постоянным током крайних стержней трехстержневого магнитопровода, выполнением отпаек от обмотки ВН, изменением токосцепления
между обмотками ВН и НН за счет механического перемещения последней н т. п. '
Многие конструкции компенсирующих трансформаторов выполнены с регулируемым воздушным зазором в магнитопроводах. Последние могут иметь
один сердечник (подвижный или неподвижный), сердечники П-образные с двумя регулируемыми зазорами, Т-образные с одним регулируемым зазором.
В завясимости от значения испытательного напряжения компенсирующие трансформаторы выполняются в сухом исполнении или с активной частью,
располагаемой в баке с маслом, В большинстве случаев резонансные трансформаторы выполняются на напряжение 18 — 35 кВ. Лишь немногие конст-
рукции трансформаторов изготовлены на более высокие напряжения — 40—70 кВ. Определенное распространение получили компенсирующие трансфор-
маторы со стержневым магнитопроводом, имеющие существенные поля рассеяния. У таких трансформаторов обмотки ВН могут иметь отпайки для
более точной настройки на резонанс. Конструкции компенсирующих трансформаторов с одностержневым магнитопроводом разработаны в Челябэнерго,
Свердловэнерго, Башкирэнерго и ряде других энергосистем.

Раздел четырнадцатый
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
14.1. ШТАНГИ ИЗОЛИРУЮЩИЕ
Таблица 14.1. Минимальные размеры изолирующих штанг (ГОСТ 20494 — 75*)
Напряжение
..
До 1,0
От 2 до 15
От 15 до 35
Свыше 35 до ПО
150
220
330
Свыше 330 до 500
электроустановки, кВ
Длина, м
изолирующей части
рукоятки
Не нормируется, определяется удобствами
пользования
0,7
1,1
1,4
2,0
2,5
3,0
4,0
0,3
0,4
0,6
0,8
0,8
0,8
1,0
Примечание. 1. Нормативы таблицы распространяются на все виды изолирующих штанг
(в том числе с пристроенным инструментом или приспособлениями: электротермометром, захватами
для предохранителей, рабочей частью указателя напряжения и т. п.) и на штанги для наложения
заземления в РУ 2—500 кВ и на провода ВЛ до 35 кВ, а в части длины рукоятки —также
и на штанги для наложения заземления на провода ВЛ 110 — 500 кВ.
2. Длина изолирующей части штанг для наложения заземления на провода ВЛ должка быть
при напряжении ВЛ 110 — 220 кВ не менее 1,4 м, при напряжении ВЛ 330 — 500 кВ (составные
штанги с металлическими звеньями) не менее 1,0 м.
3. Штанги для наложения заземления на изолированные от опор грозозащитные тросы ВЛ
110—500 кВ должны иметь длину изолирующей части не менее 0,7 и рукоятки —0,3 м.
4. Размеры рабочей части штанг не нормируются, но они должны быть такими, чтобы
исключалась возможность междуфазных замыканий или замыканий на землю.
Таблица 14.2. Оперативные штанги промышленного изготовлении
Тип
ШО-10У1
ШО-35У1
ШР-110У1
ШОУ-15
ШОУ-35
ШОУ-ПО
ШОУ-220
ШИО-15
ШИО-35
ШИО-110
ШИО-220
Длина, мм
общая
1036
1536
2240
1715
2420
2920
4224
1600
1860
2710
3890
изолирующей
части
700
1100
1400
995
1665
1948
3250
945
1160
1640
2912
рукоятки
300
400
600
495
695
810
810
500
500
800
800
Масса,
кг
0,7
1.0
2,0
1,77
2,51
2,78
3,50
1,54
1,65
2,49
2,69
Изготовитель, ТУ
Троицкий электромеханический
завод, ТУ 16-538.231-74
Троипкий электромеханический
завод, ТУ 16-538.229-74
Московский механический завод,
ТУ 34-1633-75
Завод РЭТО Мосэнерго,
ТУ 34-3817 .

Таблица 14.3. Штанги для наложении переносных заземлений
Тип
ШЗП-1
ШЗЛ-1
ШЗЛ-10
ШЗП-35У1
ШЗП-110У1
ШЗП-220У1
ШЗЛ-35У1
ШЗЛ-110У1
ШЗЛ-220У1
ЗПЛ-1
ЗПЛ-10
ШЗП-15
ШЗП-35
ШЗЛ-35-1
ШЗЛ-35-3
ШЗП-110
ШЗЛ-110-1
ШЗЛ-110-3
ШЗП-220
ШЗЛ-220-1
ШЗЛ-220-3
ШЗЛ-330-500
штанги
с зажимом,
мм
300
455
1270
1355
1955
2255
1355
1955
2255
120
1215
1140
2025
3140
3140
3060
3140
3140
4050
3936
3936
5500
Длина
заземляющего
общая
5,0
16,0
17,0
6,5
16,0
19,0
16,0
21,0
24,0
12,2
13,2
5,0
12,0
12,0
21,0
17,0
12,0
24,0
24,0
15,0
33,0
1,5
спуска
2,0
10,0
12,0
2,5
7,0
7,0
12,0
12,0
12,0
9,0
10,0
2,5
7,0
—
12,0
10,0
—
12,0
10,0
—
15,0
-
Масса, кг
1,8
5,3
3,0
6,2
9,6
11,3
8,2
10,8
11,8
4,7
7,5
' 3,6-5,0
5,2-8,0
3,9-8,6
7,4-10,2
6,4-13,1
3,9-8,6
11,7-17,0
8,1-17,5
4,6-10,5
15,6-23,2
7,0
Изготовитель, ТУ
Белгородский электромехани-
ческий завод, ТУ. 34-3816—/4,
34-3820-77
Троицкий электромеханиче-
ский завод, ТУ 16-538.232-74
Завод РЭТО Мосэнерго,
ТУ 34-31-10047-80,
34-31-10244-81
Московский механический за-
вод, ТУ 34-13-17001-77
Таблица 14.4. Измерительные универсальные штанги
Ш1-Ъ5|\\-\\
ШИ-220У1
ШИУ-220
ШИУ-500
Длина, мм
общая
asao
3850
5300
5500
5300
5500
изоли- ру-
рующей 1 коят-
части | ки
V55Q 1
2675
3200
3200
600
800
800
800
Расстояние между
захватами, мм, при
контроле
изоля-
торов
225
225
210
210(245)
соедини-
телей
500
500
350 и 500
350 и
500
Мас-
са,
кг
2,2
3,5
4,5
5/5,5
(3,1)
Изготовитель, ТУ
Троицкий электромеханиче-
ский завод,
ТУ 16-538.233-74
СКТБ ВКТ Мосэнерго,
ТУ 34-28-3834-76
СКТБ ВКТ Мосэнерго,
ТУ 34-28-3833-76

Продолжение табл. 14.4
Примечания к табл. 14.2—14.4: I. Расшифровка условного обозначения типа: буквенная
часть: Ш — штанга, О — оперативная, Р — для установки и снятия трубчатых разрядников, ОУ —
оперативная универсальная, ИО — оперативная с универсальной головкой, 3 — для наложения зазем-
лений (ЗП — подстанционная, ЗЛ — линейная), И — универсально-измерительная, ИУ — измерительная
универсальная; цифровая часть: номинальное напряжение, кВ; заключительная цифровая или бук-
венно-цифровая группа: типоисполнение или климатическое исполнение.
2. Для штанг ШИУ-220 и ШИУ-500 в числителе приведены величины, относящиеся к штанге
для контроля соединителей, в знаменателе — для контроля изоляторов, в скобках — к штанге с голов-
кой ползункового типа (для контроля изоляции натяжных гирлянд).
3. Расстояние между захватами 50—65 мм для штанг ШИО-15 и ШИО-35, 60—65 мм для
ШОУ-15 и ШОУ-35, 60-96 мм для ШР-1ЮУ1.
4. Минимальный угол наклона головки 45° для штанг ШИ-35/П0У1 и ШИ-200У1, 50° лля
ШИУ-500, 60° для ШИУ-220 и 90° для ШР-П0У1.
5. Верхний предел измеряемого напряжения при контроле изоляторов/соединителей — 25 кВ/100 мВ
для штанг ШИ-35/П0У1 и ШИ-220У1, 25 кВ/125 мВ для ШИУ-220, 30 кВ/125 мВ для ШИУ-500.
6. Сечение заземляющего провода переносных заземлений следует принимать для электро-
установок до 1,0 кВ от 16 до 50 мм2, а выше 1,0 кВ — 25, 50, 70 или 95 мм2 в зависимости
от значения установившегося тока КЗ электроустановки /уст и времени срабатывания основных защит t$:
s> 7уст|/<В
272
14.2. УКАЗАТЕЛИ НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица 14.5. Минимальные размеры указателей напряжения (ГОСТ 20493 — 75*)
Напряжение
электроустановки, кВ
Длина, мм
изолирующей
части
рукоятки
До 1.0 кВ
Не нормиру-
ется
От 2 до 10
230
ПО
Свыше
10 до 20
320
ПО
35
510
120
ПО
1400
600
Свыше
110 до
220
2500
800
Примечания: I. Указатель напряжения состоит из трех основных частей: рабочей, изо-
лирующей и рукоятки, причем изолирующая часть расположена между рабочей частью и рукояткой.
2. В рабочую часть входят контакты-наконечники, неоновая лампа и конденсаторы; размеры
рабочей части не нормируются, однако они должны быть такими, чтобы при работе с ними
в электроустановках исключалась возможность междуфазного замыкания или замыкания на землю.
3. Ограничительное кольцо, отделяющее изолирующую часть от рукоятки, входит в длину
изолирующей части. '
4. В электроустановках выше 10 кВ допускается применение указателей напряжения на 2—10 кВ,
закрепляемых на изолирующих штангах, длина которых должна соответствовать данным табл. 14.1.
Таблица 14.6. Электроизмерительные клещи
Тип
Д 90
Ц 91
Ц 4501
Ц 90
Ц 4502
Номи-
нальное
напря-
жение ус-
тановки,
кВ
До 0,4
До 0,6
До 0,6
До 10
До 10
Пределы измерения
тока,
А
500
500
600
600
МОЩ-'
НОСТИ,
кВт
150
на-
пря-
же-
ния,
В
600
600
Габариты,
мм
239x94x41
238 х 94 х 36
230 х 85 х 37
722x315x165
772x315x105
Мас-
са,
кг
0,6
0,6
0,6
2,7
2,5
Размер окна
(разъем) маг-
нитопровода,
мм
(40)
50x20(37)
75x76(70)
ТУ
25-04-852-76
25-04-856-76
25-04-3349-77
25-04-857-76
25-04-3979-80
Примечания: 1. Изготовитель — Ереванское ПО «Электроприбор».
2. Клещи Ц 4501 пригодны также для измерения сопротивления цепи {верхний предел — 2 кОм).

Таблица 14.7. Указатели
Рабочее
напряже-
ние, В
127-380
110-380
110-300
110-500
127-500
ТУ
25-04-1353-78
107-75Щв2.746.000
1-01-0316-81
34-09-1030-80
ЩФ2.746.007
Размеры,
мм
0 18x129
0 18x129
0 18x130
0 26 х 1160
23x980
до 1 кВ промышленного изготовления
Схема
Параметры схемы
Мас-
са,
Изготовитель
Однополюсные
/ — резистор 1 МОм;
0,5 Вт; 2 - лампа ИН-3
25
25
30
Ереванское
ПО «Электро-
прибор»
Воронежский
завод «Элект-
роприбор»
Двухполюсные
Г
п
L-
_LJ
-№
L.
S I
/ — резистор МЛТ-0,5;
1 МОм; 2 — резистор
МЛТ-2; 0,24 МОм;- 3 -
лампа МТХ-90
1
I — резистор МЛТ-2;
25 кОм; 2 — конденса-
тор МБМ 0,5 мкФ;
160 В; 3 - лампа ИН-9
или ИН-9М; 4 — диод
70
200
Курганский
электромеха-
нический завод

Продолжение табл. 14.6
Рабочее
напряже-
ние, В
ТУ
Размеры,
мм
Схема
Параметры схемы
Мас-
Изготовитель
110-500
25-04-846-78
10-700
10-250
25-04-2435-74
65-750
75-750
25-04-2100-77
0 25х!
172x64x33
(0 14x120)
25x1115
I ! I J
| £1 I
\6\ О
I U I
i
i j i
/ — резистор ВС,
3 МОм; 0,5 Вт; £- ре-
зистор ВС, Io^Om;
0,5 Вт; 3 -лампа ИН-3
1 — вольтметр; 2 —
диоды Д2Е; 3 — рези-
сторы МЛТ-1; 4 — пе-
реключатель
1 — резистор ВС,
1 МОм; 2 — лампа
ВМП-2
200
Ереванское
ПО «Электро-
прибор»
300
То же
300

УННУ-1
УННЛ-I
УНН
110-700
127-700
400
34-28-17004-78
34-28-17006-78
34-49000090-77
0 20x1300
0 20 х1600
0 20x2900
i
i
/I
rzf-
1 — диоды Д226Б; 2 —
резистор МЛТ-0,5;
1 МОм; 3 -~ резистор
МЛТ-2; 160 кОм; 4-
лампы ИН-3
1 — резистор МЛТ-0,5;
1 МОм; 2 — резистор
МЛТ-2; 160 кОм; 3-
лампа ИН-3
1 — добавочный рези-
стор; 2 — то же; 3 —
шунтирующий рези-
стор; 4 — лампа
80
200
700
СКТБ ВКТ
Мосэнерго
СКТБ ВКТ
Мосэнерго
Шауляйский
эксперимен-
тальный завод
Примечания: 1. Для указателей ИН-92 и ПИН-90 в числителе указано рабочее напряжение иа переменном токе, в знаменателе — на постоянном;
в скобках (для ИН-92) указаны размеры щупа с контактом. t
2. Длина соединительного провода для указателя УН-1 0,6 м, МИН-1 0,64 м, ПИН-90 0,8 м, УНН-10, ИН-92, УННУ-1 и УНН 1 м и УННЛ-1 1,1 м.
3. Напряжение зажигания указателя ПИН-90 не более 50 В, остальных типов — не более 90 В. '
4. Размеры двухполюсных указателей приведены для развернутого состояния указателя.

Таблица 14.8. Указатели н сигнализаторы напряжения свыше 1 кВ промышленного изготовлении
Рабочее
напряже-
ние, кВ
ТУ
Размеры,
мм
Схема
Параметры схемы
Мас-
са,
кг
Изготовитель
2-10
2-10
34-3031-75
25-04-845-.74
35-110
25-04-891-76
До 10
25-04-3348-77
До 10
34-13-3839-76
0 42 х
0 45 х
0 67х
745
397
725_
385
7№_
~1830~
0 50 х
0 45 х
J70_
360
745
396
-т—J
1 — конденсаторы
ПОВ 390 пФ; 2
лампа ТНУВ" *S
0,35
0,50
/ — искровой про-
межуток; 2 — лампа
НС-ПО; 3 — емкость
деталей крепления
относительно земли
1,2
Курганский и
Дмитровский
электромеханиче-
ские заводы
Ереванское ПО
«Электроприбор»
Ереванское ПО
«Электроприбор»
0,6
То же
1 -лампа ТНУВ;
2 — конденсаторы
390 пФ, 16 кВ;
3 — резисторы
МЛТ-2; 1 МОм
0,68
Дмитровский
электромехани-
ческий завод

УВНФ 35/110
УВНБ
СНИ
СНС-1
СОН
35; ПО
6-35
6-Ю
6-Ю
Свьшге
1,0
34-28-17002-77
3 35 х 2400 +
--2800
34-31-10408-82
34-28-3835-76
34-31-10191-80
34-09-10245-81
67 х 67 х 1070
410x116x45
100x70x40
198x80x171
300x200x150
/ - лампа ТНУВ;
2 — конденсатор
ПСО-500-1000-Ш;
3 — конденсаторы
К-74-7-16 390 пф
(8 шт.); 4 — конден-
сатор ПСО-500-
2000-1; 5 — конденса-
торы К-74-7-16
390 пФ (16 шт.);
6 — то же 8 шт.
8,0
1,0
0,2
3,0
4,0
СКТБ ВКТ Мос-
энерго
Киевский опытно-
эксперименталь-
ный завод средств
автоматического
управления
То же
Дмитровский
электромеханиче-
ский завод, завод
РЭТО Мосэнерго
Мытищинский
электромеханиче-
ский завод
Примечания: 1. Васщифровка буквенной части обозначения: УВН — указатель высокого напряжения (Ф — для фазировки, Б — бесконтактный,
У — универсальный), СН — сштлиЭатор напряжения (И — индивидуальный, С — стационарный), СОН — сигнализатор опасного напряжения.
2. В числителе — габариты в рабочем состоянии, в знаменателе — в транспортном положении (в чехле).
3. Указатель УВН-80М заменяется указателем УВНУ.
4. Указатель УВНУ комплектуется трубкой фазировки ТФ-10, в рукоятку указателя встроено устройство проверки указателя ПН-0,1.
5. Напряжение зажигания указателя УВН-90 9 кВ, УВНУ 1,5 — 7,6 кВ (при 6 кВ) и 2,7 — 12,7 кВ (при 10 кВ) соответственно для встречного
и согласного включения, УВНФ 20—40 кВ (при 35 кВ) и 50 — 100 кВ (при ПО кВ) соответственно для встречного н согласного включения; для
остальных указателей 6—10 кВ напряжение зажигания 0,55 кВ. Для указателя УВНБ и сигнализаторов напряжения минимальное расстояние между
рабочей и токоведушей частями, находящимися под напряжением 6 кВ, не менее 50 мм для УВНБ, 1,4 м для СНИ и 0,4 м для СНС-1.
6. Для проверки указателей напряжения может использоваться приспособление ППУ, изготовленное СКТБ ВКТ Мосэнерго по ТУ 34-28-10032—80;
габариты 114x70x40 мм, масса 230 г, напряжение на выходе 600—800 В. ■ ■ ■

14.3. СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ ПЕРСОНАЛА
Таблица 14.9. Средства защиты из полимерных материалов
Наименование
Перчатки диэлектрические
со швом
То же бесшовные
Боты диэлектрические
Галоши диэлектрические
Сапоги диэлектрические
Ковры диэлектрические
Экранирующие комплек-
ты спецодежды для
персонала ремонтного
(летний и зимний) и
дежурного (летний)
ГОСТ или ТУ
ТУ 38-106359-79
ТУ 38-105977-76
ГОСТ 13385-78*
То же
» »
ГОСТ 4997-75
ТУ 34-28-17003-
78
Назначение
Основное средство за-
щиты в установках до
1,0 кВ и дополнитель-
ное в установках выше
1,0 кВ
То же
Дополнительное сред-
ство защиты в установ-
ках выше 40 кВ (за-
щита от напряжения
шага)
То же
» »
Дополнительное сред-
ство защиты в уста-
новках до и выше
40 кВ
Для индивидуальной
защиты от электриче-
ского тюля установок
330-750 кВ
Размер
мм
Длина 350, ширина
120 — 135, толщина
1,2
Длина 350, ширина
140 — 155, толщина
1,3
Высота 160 и более
-
255-307
Длина 500-8000,
ширина 500-1200,
толщина 5 — 7
-
номер
* s
10-16
Мужские 7— 14, жен-
ские 2 — 6
39-47
Одежда 48, 52 и 56;
обувь 26,5; 27; 29,5;
галоши 27 — 31; пер-
чатки 10—14
Изготовитель
Ярославский завод «Ре-
зинотехника»
Волжский завод рези-
новых изделий
По «Красный богатырь»
(г. Москва)
То же
ПО «Красный треуголь-
ник» (г. Ленинград),
Томский завод резино-
технических изделий
Ленинградский, Курский
и Казанский заводы ре-
зинотехнических изде-
лий
СКТБ ВКТ Мосэнерго

Таблица 14.10. Слесарио-монтажные ияструмеиты с изолирующий» рукоятками
н изелируншие клещи
Наименование
ГОСТ или ТУ
Характеристика
Габариты, мм
Мас-
са,
Изготовитель
Комплект
КСМИ-2
ТУ 34-28-10072-80
Комбиниро-
ванные плос-
когубцы
Боковые ку-
сачки
Диэлектриче-
ская отвертка
Круглогубцы
Электро до-
держатель
ЭД 2001 У1
Изолирующие
клещи К-1000
(до 1 кВ)
Изолирующие
клещи 6 —
10 кВ
Изолирующие
клещи 35 кВ
ГОСТ 5547-75*
и 11516-79*
ТУ 34-09-2113-76
иГОСТ11516-79*
ГОСТ 17199-
71**ЕиП516-79*
ГОСТ 7283-73* и
11516-79*
ГОСТ 14651-
78*Е
ТУ 34-13-3807-75
ТУ 34-13-1632-75
То же
В составе комплек-
та: разводной гаеч-
ный ключ, ключ тре-
щоточный, пассати-
жи, плоскогубцы, ос-
трогубцы боковые,
кусачки торцевые,
отвертки
Наибольший диа-
метр перекусываемой
проволоки 2 мм, за-
жимаемого изде-
лия — 7 мм
Наибольший диа-
метр перекусывае-
мой проволоки 2 мм
Ширина лезвия
4(6) мм
Наибольший диа-
метр перекусывае-
мой проволоки
2,5 мм
Диаметр электро-
дов 1,4—4,0 мм
Диаметр захватывае-
мых предохраните-
лей 13 — 29 мм
Диаметр предохра-
нителей 50 — 65 мм
380x220 (сум-
ка с инстру-
ментом в
свернутом
состоянии)
5,0
Ленэнерго-
ремонт
205 х 55 х 16
0,3
155x54x15
Длина 160
(200)
165x54x15
0,17
0,03
(0,04)
0,18
0,35
Курганский
электроме-
ханический
завод
То же
То
Общая длина
210
Общая длина
950
Общая длина
1250
0,10
2,5
3,0
Днепропет-
ровский за-
вод «Ме-
талло-
штамп»
Московский
механиче-
ский завод
То же

Таблица 14.11. Переносные заземлении, устройства для иаброса на ВЛ н дли прокола кабелей
Наименование
Переносное зазем-
ление для РУ
Переносное зазем-
ление для ВЛ
Переносное зазем-
ление для ВЛ
и РУ*1
Переносное зазем-
ление для РУ
Переносное зазем-
ление для ВЛ*2
Переносное зазем-
ление для РУ
Переносное зазем-
ление для ВЛ
Устройство для иа-
броса на про-
вода ВЛ
Устройство проко-
ла кабеля УПК-1
Штанга для про-
кола кабеля
ШПК-10
Приспособление
ПИЛ-1 для под-
ключения им-
пульсного изме-
рителя линии
Число
фаз
3
3
3
3
3
3
1
3
3/1
3/1
3/1
3
3
3
1
1
—
—
— •
1
Номи-
нальное
напряже-
ние уста-
новки, кВ
До 1,0
До 1,0
До 10
, 10
' 35
110
220
До 15
35
ПО
220
35
ПО
220
750
330-500
До 10
До 10
До 10
35-500
термиче-
ской стой-
кости, кА
2,5
2,5
4,0
4
7
10
10
4-10
4-10
4-10
10-25
4-10
4-10
10-25
10
10
5,0
—
-<.
—
Длина провода, м
между
зажима-
ми
1,5
0,8
1,6
1,25/2,5
2,5/4,5
3,5/6,0
—
1,25
4,5
6,0
9,0
2,5
3,5
7,0
—
—
—
—
—
—
зазем-
ляющего
спуска
2,0
9,0
10,0
2,5/12
7,0/12
10/12
10/12
2,5
12,0
12,0
12,0
7,0
10
10
8,0-30,0
2,5
15
10
—
15
общая
5,0
12,2
13,2
5/17
12/21
17/24
—
5,0
21/12
24/12
33/15
12
17
24
—
—
—
—
—
—
е
Сечение
провода,
мм2
16
16
25
25
25
25
25
25-70
25-70
25-70
25-70
25-70
25-70
25-70
25
70
(спуск —
10)
—
25
—
Масса
комплек-
та, кг
1,82
5,3
8,0
4,2/6,4
6,7/8,0
8,4/8,8
6/5,5
5,0
10,2/8,6
17/8,6
23,2/10,5
8
13,1
17,5
3,0-7,0
5,5
12,0
10,0
6,0
2,0
ТУ
ТУ
ТУ
ТУ
То
»
ТУ
ТУ
ТУ
ТУ
ТУ, ГОСТ
34-3820-77 '
34-31-10047-80
16-538.232-74
34-31-10244-81
же
»
34-31-10496-82
34-13-17001-77
34-28-17005-78
34-31-10521-83
ТУ 34-13-837-76
ТУ 34-28-13301-77
Изготовитель
Белгородский электро-
механический завод
Белгородский электро-
механический завод и
завод РЭТО Мосэнерго
Троишшй электроме-
ханический завод
Завод РЭТО Мосэнерго
Завод РЭТО Мосэнерго
н Белгородский элект-
ромеханический завод
Завод РЭТО Мосэнерго
То же
Московский механиче-
ский завод
Завод РЭТО Мосэнерго
Дмитровский электроме-
ханический завод
То же
Завод РЭТО Мосэнерго

Продолжение табл. 14.11
*1 В числителе указаны данные, относящиеся к переносным заземлениям ВЛ, в знаменателе — к переносным заземлениям РУ.
*2 В числителе указаны данные, относящиеся к трехфазным заземлениям, в знаменателе — к однофазным.
Примечания: 1. Термическая стойкость определена при продолжительности протекания тока в установках 10 кВ и ниже 3 с, 35 кВ 1 с,
ПО кВ и выше 0,5 с.
2. Для УПК-1 указана длина приводного шнура.
3. Завод РЭТО Мосэнерго выпускает оборудование в основном для нужд Мосэнерго.
4. Характеристики штанг, используемых в комплекте с переносными заземлениями, приведены в табл. 14.3.
Таблица 14.12. Средства индивидуальной защиты головы, органов зрения, дыхания, слуха и предохранительные'приспособлении
Назначение
средства
защиты
Защита головы
Защита лица
Наименование н тип средства
защиты
Каски защитные «Шахтер-1» и «Дон-
басс-2»
«Дон»
«Труд»
«Дружба»
Каска для строителей
Каска со щитком для электросварщика
Комплект щитка сварщика с каской
«Дружба» ЩЭК-Э-301У1
Противошумная каска ВЦНИИОТ-2
Щитки для электросварщика со свето-
фильтром:
НН-Э-302У1
РН-Э*301У1
ННП-Э-302У1
НН-Э-ЗО.!^! ¥
ННО-Э-302У1
Наголовные щитки без светофильтров
НС-1
НСП-1
НБТ-1
Масса, кг
0,32
0,51-0,79
0,65
0,40
0,40-0,46
0,75
0,50
0,75
0,62
0,60
0,60
0,50
0,5
0,25
' 0,35
0,19
ТУ или ГОСТ
ГОСТ 12.4.091-80*
ТУ 6-05-1851-78
ОСТ 39-124-81
ТУ 6-05-1660-76 ■
ТУ 205ЭССР 281-77
и ГОСТ 12.4.087-84
ТУ 5.978-13122-77
ТУ 36-2425-82
ТУ 1-01-0201-79
ГОСТ 12.4.035-78*
То же
» »
» »
ГОСТ 12.4.035-78*
ГОСТ 12.4.023-84
То же
» »
Изготовитель
■
Узловский завод пластмасс, Северо-
донецкое ПО «Стеклопластик»
Узловский завод пластмасс
То же
» »
Таллиннская фабрика пластмассовых
изделий «Салво»
Ленинградское ПО «Знамя Октября»
Пушкинский электромеханический
завод
Орехово-Зуевский завод «Респиратор»
)
Вилкавишкисский завод металло-
изделий «Пасага» .
Пушкинский электромеханический
завод
То же
Ростовский завод электромонтажных
изделий
Суксунский оптико-механический за-
вод
То же
» »

Назначение
средства
защиты
Защита глаз
Защита органов
дыхания
Защита органов
слуха
Наименование и тип средства
защиты
Открытые защитные очки моделей 202-76,
202-76У, 303-76, 401-64, 06-72, 014-72,
22.022-72
Двойные открытые защитные очки модели
20Д2-72
Закрытые защитные очки моделей 13П1-80,
23П2-80, ЗЗПЗ-80, 43П4-72-Т, 13НР1,
43Н4-72, 83Н8-72
Закрытые * очки защитные со стеклом
триплекс модели 133Н13-72-Т
Защитные очки с металлизированными
стеклами ОРЗ-5
Промышленный противогаз МКПФ или
МКП
Респиратор ШБ-1 «Лепесток»
Противопылевой респиратор У-2К
Противопылевой респиратор «Астра-2»
Респиратор РП-КМ
Респиратор Ф-62Ш
Респиратор ПРШ-741
Противогазовый респиратор РПГ-67
Универсальный респиратор РУ-60М
Шланговый противогаз П1П-1
Шланговый противогаз ПШ-2
Противошумные наушники модели:
ВЦНИИОТ-1
ВЦНИИОТ-2М
ВЦНИИОТ-4А
ВЦНИИОТ-7И
ПШ-00
Масса, кг
0,055
0,09
0,07-0,11
0,09
0,19
0,8
0,01
0,06
0,025
0,10
0,20
0,20
0,26
0,27
12,2
46,7
0,12
0,18
0,07
0,30
0,18
Продолжение табл. 14.12
i ТУ или ГОСТ
ГОСТ 12.4.013-85Е
Т„р же
» »
» »
ТУ 64-1-2717-73
ТУ 6-16-2080-76
ГОСТ 12.4.028-76*
ТУ 6-16-2267-78
ТУ 205УССР104-77
ТУ 1-01-0516-78
ТУ 6-16-1763-73
ТУ 12.100.94-76
ГОСТ 12.4.004-74*
ГОСТ 17269-71*
ТУ 6-16-2053-76
ТУ 6-16-2054-76
ТУ 1-01-0636-80
ТУ 400-28-126-76
ТУ 400-28-127-76
ТУ 1-01-0035-79
ТУ 205УССР10-75
Изготовитель
Суксунский оптико-механический за-
вод
То же
» »
» »
» »
-
—
Днепропетровский завод «Металло-
штамп»
Димитровградский завод химическо-
го машиностроения
То же
Днепропетровский завод «Метал-
лоштамп»
Тамбовский машиностроительный
завод
—
-
Орехово-Зуевский завод «Респиратор»
Московский завод нестандартного
оборудования имени А. Матросова
То же
Орехово-Зуевский завод «Респиратор»
Киевский опытно-экспериментальный
завод Горместпрома

Защита органов
слуха
Предохраните-
льные пояса
Монтерские
когти и лазы
Противошумные вкладыши «Беруши»
Противошумные заглушки (антифоны)
Монтерский пояс для ВЛ
Монтерский усиленный пояс
Монтерский пояс для работ на ВЛ связи
Спасательный пояс
Пояс верхолаза-монтажника
Пояс верхового рабочего
Пояс с амортизатором
Монтерский пояс АСКЦ
Монтерские когти для деревянных опор
Монтерские лазы для железобетонных
опор прямоугольного сечения
Монтерские когти КМЖ для железобе-
тонных опор
ТУ 6-16-2402-80
ТУ 400-28-152-76
ГОСТ 14185-77*
ТУ 32ЦЭ351-76
ТУ 17РСФСР16-4662-76
ОСТ 39-062-78
ОСТ 39-062-78
ТУ 36-2103-78
ГОСТ 14331-77*
ТУ 34-09-10129-82
ТУ 34-490000118-79
Московский завод нестандартного
оборудования имени А. Матросова
Ярославский электромеханический
завод, Краснодарская фабрика кожа-
ных изделий им. РККА, Кременчуг-
ский кожевенно-шорный комбинат
Артемовский электротехнический
завод
То же
Краснодарская фабрика кожаных из-
делий им. РККА
Артемовский электромеханический
завод
То же
Ярославский электромеханический
завод
Ярославский электромеханический
и Артемовский электротехнический
заводы
Ярославский электромеханический
завод
Шауляйский экспериментальный за-
вод

Таблица 14.13. Спецодежда, спецобувь н рукавицы
Назначение
Спецодежда для защиты от механических
повреждений и от общих производствен-
ных загрязнений
Спецодежда для защиты от пониженных
температур
'-■
Спецодежда для защиты от воды
Спецодежда для защиты от кислот
Спецобувь для защиты от механических
воздействий
Спецобувь для защиты от пониженных тем-
ператур
Спецобувь для защиты от воды
Спецобувь для защиты от кислот, щелочей
и окислителей
Спецобувь для защиты от скольжения и ме-
ханических воздействий
Защита рук
Наименование и'тип
Костюмы мужские
Костюмы женские
Комбинезоны мужские
Комбинезоны женские
Куртка мужская рабочая на утепленной прок-
ладке
Брюки мужские рабочие на утепленной прокладке
Жилет сигнальный оранжевый
Плащ и полуплащ мужской рабочий
Костюм мужской для защиты от кислот
Костюм женский для защиты от кислот
Фартук
Сапоги кирзовые мужские,
женские МУ50
Полусапоги юфтевые виброгасящие мужские
Сапоги валяные с резиновым низом мужские
и женские
Сапоги и полусапоги резиновые мужские
Сапоги кислотощелочестойкие
Ботинки мужские и женские кожаные
Рабочие комбинированные рукавицы
Рукавицы брезентовые
Рукавицы меховые
ТУ или ГОСТ
ГОСТ 12.4.109-82*
ГОСТ 12.4.108-82*
ГОСТ 12.*. 100-80*
ГОСТ 12.4.099-80*
ТУ 32-УП-246-77
и ТУ 32-УП-245-77
ГОСТ 19361-74
ГОСТ 12.4.036-78*.
ГОСТ 12.4.037-78*
ГОСТ 12.4.029-76*
ОСТ 17-204-72
ТУ 17-1153-74
ТУ РСФСР 544-76
ОСТ 17-337-74
ГОСТ 5375-79*
ГОСТ 5375-79*
ГОСТ 12.4.033-77*
ТУ 34-0712.01-01.-81
ГОСТ 12.04.010-75*
ГОСТ 20176-84*
Размер
44-56
44-56
44-56
44-56
44-56
44-60
44-60
44-56
45 — 61 (головной
убор 56-60)
45 — 65 (головной
убор 56-60)
-
-
27-32
39-47
-
-
0-3
0-3
-
Примечание. Номенклатура спецодежды, спецобуви и рукавиц, приведенных в таблице, в основном соответствует нормам обеспечения рабочих
массовых профессий электросетей и электростанций Минэнерго СССР.

Таблица 14.14. Трансформаторы безопасности понижающие и разделяющие
осм
осг
ОСР~
ОСОБ
тсзи
ОСЗР
Мощность,
кВА
0,063
0,10
0,16 •
0,25
0,40
0,63
1,0
1,6
.ад,:.
0,125. „
0,31 i:
0,02
0,25
0,63
1,0
1,6' ■■■'
2,5
4,0
0,040
0,063
Исполне-
ние
УЗ
У2
УЗ
У5
УХЛ2, У2
УХЛЗ
Напряжение, Ё
ВН
220, 380, 660
220
220
127, 220, 380, 660
220, 380, 660
220, 380
НН
12,24,36,42, ПО,
220
12, 36
220
12, 24, 36, 42,
НО, 127, 220
12, 36, 42, 127,
220, 380
12, 24, 36, 42
s
Масса, кг
1,4
2,0
3,0
4,3
6,2
9,5
14,4
18,5
26,0
4,7
8,0
0,9
6,5
17,5
21
29
41
56
1,4
1,7
Габариты, см
11,5x8,4x9,5
12x10x9,5
14x11x11,5
14,5x12,4x13,2
17x12,4x14
21x13,5x18,5
21 х 16,5 х 18,5
22x17x22,5
26x19x24,5
17x14x21,4
21x16,5x24,5
13,8x8x5
0 20,2; Н-24
36x18,6x24,5 )
36x18,6x28
36 х 19,8 х 32
38,5x19,6x43
38,5x20,8x50,5
8,9 х 9 х 8,2
8,9x9x9,2
Изготовитель
Минский электротехни-
ческий завод
То же
Калужский электротех-
нический завод
То же
ПО Кавказтрансфорада-
тор, г, Батуми
Харьковский электроап-
паратный завод

Продолжение табл. 14.4
освм
осм
осзм
тсзм
Мощность,
кВА
0,25
0,63
1,0
1,6
2,5
4,0
0,25
0,63
1,0
6,3
10
16
25
40
63
6,3
10
16
25
40
63
100
Исполне-
ние
ОМ5
ОМ5
ОМ5
ОМ5
Напряжение, В
ВН
127, 220, 380,
440, 660
127, 220, 380, 440,
660
127, 220, 380, 440,
660
127, 220, 380,
440, 660
нн
13, 26, 36, 133,
230, 400
13, 26, 36, 133,
230, 400
13, 26, 36, 133,
230, 400
13, 26, 36, 133,
230, 400
Масса, кг
9,0
9,0
11,0
14,0
18,6
26,5
6,0
10,5
14
62
90
133
173
285
360
72
90
145
176
185
325
340
Габариты, см
27x21 х16,3
27x21x16,3
31x25x20,6 -- ,S
31x25x20,6
31x27x22,9
37,5x30x22,5
15x15,5x12,5
19x18,2x17,5
20x18,2x19
46,2x33,5x45,5
48x38,5x48
52,6x46,3x54,5
52,6x46,3x58
82,8x50x86
86,6x50x91,2
55,4x33,5x40,5
55,4x33,5x45,5
63,8x38,5x48
70,6x26,3x54,3
70,6 х 26,3 х 54,3
72,4x65,4x89,5
72,4x65,4x89,5
Изготовитель
Московское ПО «Элект-
розавод» имени
В. В. Куйбышева
То же
» »
» »
Примечания: 1. Обозначение типа трансформатора приведено в сокращенном виде (только буквенная часть).
2. Расшифровка буквенной части обозначения типа трансформатора: О — однофазный (второе О — для местного освещения), Т — трехфазный, С —
сухой или стационарный, М — многоцелевой или морской, Г — гаражный, F — разделяющий, В — водозащищенное исполнение, 3 - защищенный, И — для
электроинструмента, СВ — сухой с естественным воздушным охлаждением, СЗ — сухой с естественным воздушным охлаждением при каплезащитном
исполнении.

АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Аварийный режим работы автотрансформа-
торов, трансформаторов, реакторов 62, 63
— — — воздушных линий электропередачи
449, 450
— — — выключателей масляных 64
— — — генераторов 62
— — — заградителей высокочастотных 63
— — — изоляторов проходных 64
— — — кабелей 64
— — — конденсаторов 63
— — — разъединителей 64
— — — реакторов бетонных 63
— — — трансформаторов тока 64
— — — электродвигателей 62
Автотрансформаторы, основные данные
145 — 147
Азот, свойства 105
Аккумуляторная кислота, нормы 327
Аккумуляторы свинцовые для стационарных
установок, характеристики и эксплуатации
324-326
Активная высота молниеотвода 600
Активное сопротивление жил кабелей 535,
536
Антисептики, характеристики, выбор 434, 435
Аппараты пробоя масла, характеристики 728
Арматура бака трансформатора 151 — 153
— линейная, балластные грузы, данные 510,
511
— — зажимы натяжные 491—495
— — — ответвительные 490, 514
— — кольца защитные для натяжных гирлянд
ВЛ 500 кВ, данные 509
— — коромысла, характеристики 483, .484
— — натяжная, характеристики 489, 490
— — поддерживающая, характеристики
484-489
— — распорки дистанционные 506, 507
— — ремонтные муфты и зажимы, характе-
ристики 504 — 506
— — рога разрядные, данные 510
— — соединительная, характеристики 496 —
503
— — сцепная, характеристики 479 — 482
— — узлы крепления изоляторов, харак-
теристики 476—478, 512 — 514
Асинхронный электродвигатель, характери-
стики 280-294
Атмосферные перенапряжения 558
— условия 18
Баллоны газовые, данные 106
Блокировка электромагнитная разъедини-
телей с выключателями 192—194
Блуждающие токи 554
Вводы высокого -напряжения, замена на но-
вые конструкции 249 — 250
— — — испытания 679
— — —.характеристики 244 — 248
Вентильные разрядники, характеристики
576-578
Вибрация вращающихся электрических ма-
шин 666, 670
— проводов и тросов ВЛ 450 — 453
Водород, свойства и расход 105, 116
Возбудители турбогенераторов 101, 102
Воздухоохладители турбогенераторов, дан-
ные 112
Время фиктивное 615, 623
Вторичные цепи, испытания 680
Выводы аппаратов, допустимая температура
нагрева частей 46 — 50
Выключатели воздушные, комплектация шун-
тирующими резисторами и конденсаторами
175, 176
— — основные данные, длина пути утечки,
повышение отключающей способности
173-175
— — регулировочные характеристики 180
— — уставки контактных манометров 183
~ масляные, основные данные 170, 171
— — регулировочные характеристики 172,
173
— — типы приводов 179 — 181
— эксплуатационные испытания 674 — 676
— электромагнитные, основные данные 172
— — регулировочные характеристики 173
Выпрямитель для зарядки стационарных
аккумуляторов 328
Выпрямительные устройства для питания
электромагнитных приводов 180
Газовое хозяйство электрических машин с во-
дородным охлаждением 103 — 110
Газоохладители турбогенераторов, данные
111 .
Гидрогенераторы, данные 93—95
— конструктивные особенности 96 — 99
Гололед, расчет и схемы плавки 454—462
Грозозащита вращающихся машин, усло-
вия и способы защиты 603
— допустимые расстояния от вентильных
разрядников до защищаемого оборудо-
вания 606-609

Грозозащита, конструктивные исполнения и
защитные зоны стержневых молниеотво-
дов 600
— мероприятия по снижению обратных пере-
крытий в ОРУ 599
— подстанций, место и условия установки
стержневых молниеотводов 598, 599
— — на ответвлениях 596
— — от прямых ударов молнии 597 .
— подходов В Л к подстанциям 601, 602
— условия сооружения ВЛ без тросов 592
■у-
Дефекты кабельных линий 519
— электрических' машин 134, 135
Единицы кратные и дольные от единиц СИ,
разных систем, перевод в кратные единицы
СИ, система единиц международная (СИ)
5-17
Емкости фаз электрических машин 91, 92
Емкостные токи замыкания на землю 609 —
614
Железные дороги, условия пересечения 336
Железобетонные пасынки, фундаменты, сваи,
данные 429—433
Заградители высокочастотные, характеристи-
ки силовых реакторов, назначение 232—236
Зажимы клыковые для стальных канатов,
характеристики 492
— прессуемые и ответвительные характери-
стики 493 — 495
— разъемные ответвительные, характери-
стики 491
Заземления, допустимые сопротивления за-
щитных и рабочих заземлений 585, 586
— коэффициенты импульсов заземлителей
опор ВЛ 589-592
— — использования типовых заземлителей
опор ВЛ 587
— метод контроля расположения и состоя-
ния протяженных заземлителей 595
— сопротивление глубинного электрода 595
— — растеканию единичных заземлителей
593-594
— удельное сопротивление грунтов 586
Заземлители, характеристики 188
Защитные средства, данные ?53
Знаки товарные предприятий, изготовляю-
щих аппараты и трансформаторы 24, 25
— — — — изоляторы 28 — 34
— — — — кабели 27
— — — — электродвигатели 25 — 27
Измерения силовых трансформаторов и авто-
трансформаторов, схемы 672 — 674
Измерители заземления, характеристики 738
Измерительные трансформаторы, испытания
670-672
Изоляторы, испытания 679 — 680
Изоляторы линейные, выбор типа и числа
изоляторов в гирлянде 466, 467
— — распределение напряжения в гирлянде
472-473
— — характеристики, срок службы 469—472
— опорные армированные 266
— — для наружной установки, характери-
стики 260 — 265
— — — работы в помещениях, характери-
стики 251-253
— проходные для наружно-внутренней уста-
новки, характеристики 253 — 259
Изоляция в районах с загрязненной атмос-
ферой, гидрофобные покрытия и чистка
652-657
— внешняя, длина пути утечки 644 — 652
— для загрязняемых подстанций к ВЛ,
выбор 643, 652-655
Испытания электрических машин, виды и
нормы 661 — 668
— электрооборудования распределительных
устройств 676, 677
Испытательные напряжения кабелей, элект-
рооборудования и изоляторов переменным
током и импульсные 552, 564, 565, 566
Кабели, защитные покровы 525
— конструктивные элементы 526
— маслонаполненные 110 — 500 кВ, конструк-
тивные данные 528, 529
— поправочные коэффициенты для пересчета
сопротивлений 536
— — — — токовых нагрузок на темпера-
туру среды, на удельное сопротивление
почвы, на число рядом лежащих кабелей 544
— расчетные емкости 537 — 539
— рекомендации по применению кабельных
заделок, муфт 545 — 549
— силовые, допустимые токовые нагрузки
530-535, 541-545
— экономическая плотность тока 519 — 524
Канаты стальные для грозозащитных тросов
и растяжек опор, характеристики 446, 447
Киловольтметры электростатические, харак-
теристики 735
Кислород, свойства 105
Климатические условия для расчета ВЛ,
скоростной напор, толщина стенки голо-
леда, нормативы 351—353
Климатическое исполнение и категории раз-
мещения оборудования 18 — 23
Компенсаторы синхронные, газовые объемы
104
— — характеристики 99
Компенсация емкостных токов замыкания
на землю 609 — 614
Комплектные распределительные устройства,
испытания 676, 677
— — — с элегазовой изоляцией, характери-

стики 214—215
Комплектные распределительные устройства
6—10 кВ, характеристики 210—212
— трансформаторные подстанции ПО —
220 кВ, характеристики 212—214
Компрессорные установки, вид защиты 182
— — характеристики 181, 182
— — — и уставки контактных манометров
183
— — — отдельных элементов 183 — 184
Конденсаторы высоковольтные, характери-
стики 227-230
— — испытания 678, 679
— для повышения коэффициента мощности,
характеристики 231, 232
Контакты воздушных выключателей, сопро-
тивление цепи и камеры 174, 175
— КРУ, предельные сопротивления постоян-
ному току 211
— масляных выключателей, сопротивление
токоведущей цепи 172
— электромагнитных выключателей, сопро-
тивление постоянному току токоведущего
контура полюса 173
Консервация оборудования, рекомендации
60-62
Концентрация в воздухе рабочей зоны газов,
паров, пыли и других аэрозолей, предельно
допустимые значения 20
Короткозамыкатели, характеристики 191
Коррозия, защита подземных сооружений
554, 555
— проводов и тросов, рекомендации по защи-
те 465
Лаборатории передвижные электротехниче-
ские 726, 727
Линии воздушные, допустимые перегрузки
в аварийных режимах 449, 450
— — изоляционные расстояния по воздуху на
опорах 354 — 362
— — классификация по номинальному на-
пряжению 350
одноцепные, параметры для оценки
коммутационных перенапряжений 573
— — плавка гололеда 454—462
— — условия прохождения и пересечения 363
— кабельные, допустимая перегрузка 64
— — зарядные токи 540
— — характеристики маслонаполненных ба-
ков давления 551
— — — эксплуатация и ремонт 516—519,
556, 557
Манометры для компрессорных установок,
характеристики 183
Масло трансформаторное, вакуумная обра-
ботка и азотирование 347
— — нагрев, сушка, очистка и регенерация
346
Масло трансформаторное, показатели ка-
чества 334 — 337
— турбинное, показатели качества 340, 341
Маслоохладители электрических машин 115
Мегаомметры, характеристики 736
Минимальные расстояния по_воздуху от то-
коведущих частей 567 — 571
Мосты для измерения диэлектрических по-
терь, характеристики 734
Муфты кабельные и концевые заделки, вы-
бор 545-550
— — материалы""для монтажа 556, 557
Надежность электроснабжения, выбор кате-
гории электроприемников 50 — 52
Напряжения, допустимые кратковремен-
ные на оборудовании 110—750 кВ 564, 565
— испытательные импульсные 565, 566
— электрических сетей и присоединений, ря-
ды 44,45
Напряженности электрического поля при
работах на подстанциях и ВЛ 57
Нормы испытаний 658—695
Обозначения графические, применяемые в
электрических схемах 35—42
Ограничители перенапряжений, характери-
стики 580, 581
Опоры ВЛ деревянные, допустимые углы
поворота 367—384
— — — зашита от гниения 433—435
— — — промежуточные, условия выбора
350-384
— — железобетонные 35 кВ, данные, расход
материала 385 — 388
— — — 110 — 750 кВ, данные, расход мате-
риала 389-403
— — расчетные схемы нагрузок 363 — 365
— — стальные 35 — 1150 кВ, данные, расход
материала 403 — 428
Отделители, характеристики 190
Охлаждающие устройства трансформато-
ров, данные 151 — 153
Перевозка трансформаторов по железным и
шоссейным дорогам 158 — 167
Переключающие устройства' трансформато-
ров 148-150 %
Перенапряжения коммутационные, импульс-
ная прочность комбинированной изоляции
дерево —фарфор 560
— — наибольшие расчетные напряжения и
кратности 571
Пересечения ВЛ между собой, минимальные
расстояния между проводами пересекаю-
щихся ВЛ, технические условия 354 — 363
Плиты анкерные и опорные для опор В Л,
данные, расход материала 430, 431
Плотность тока экономическая для кабелей,
проводов и шин 540

Подстанции комплектные 6—10 кВ (КРУН
и КРУ), характеристики 210 — 214
— ОРУ и ЗРУ, схемы и область применения
73-78
Потери мощности, основные формулы и
расчет потерь 628 — 630
— напряжения, основные формулы 637
— энергии, расчет 631, 632
Предохранители высокого напряжения, испы-
тания 676
— ПКТН, ПСН, характеристики 236-241
Приборы контрЙйя изоляции, характеристики
734, 736
Приводы пневматические, характеристики
180
— пружинные, характеристики 180
— электромагнитные, выпрямительные уст-
ройства для питания 179—180
— — характеристики, катушки электромагни-
тов 179
Прицепы автомобильные, тракторные, тяже-
ловозы, характеристики 164, 165
Провода ВЛ алюминиевые и сталеалюминие-
вые, характеристики 446
— — борьба с пляской 453, 454
— — бронзовые и сталебронзовые, характе-
ристики 443, 444
— — защита от вибрации, характеристики
гасителей 450 — 453
— — и тросы, защита от коррозии 465
— — из алюминиевых сплавов, характери-
стики 446
— — механические характеристики, допус-
каемые напряжения 438 — 444
— — неизолированные, допустимые токовые
нагрузки 449
— — применяемые обозначения 445
— - стальные, характеристики 446
— — физико-механические свойства прово-
локи 436, 437
— поправочные коэффициенты на темпера-
туру среды для токовых нагрузок 449
— условия применения 447 — 449
Разрядники вентильные, регистраторы сра-
батывания 576 — 579
— защитные координирующие промежутки
584
— трубчатые, характеристики 583
Разрядные напряжения гирлянд изоляторов
и воздушных промежутков на опорах ВЛ
и подстанциях 560 — 564
Разъединители наружной и внутренней уста-
новки, характеристики 184—187
— отделители и короткозамыкатели, испыта-
ния 674, 675
Распределение напряжения по изоляторам
в гирляндах 472, 473
Распределительные устройства, схемы и об-
ласть применения 65 — 78
Расстояния наименьшие по воздуху от токо-
ведущих частей 567
Расчеты электрические на ЭВМ, перечень
программ 642
Реакторы бетонные токоограничивающие,
испытания 678
— — — одинарные и сдвоенные, характери-
стики 241-243
— дугогасящие заземляющие, настройка 611
— — — характеристики 610, 611
— шунтирующие и заземляющие, испытания
672-674
— — масляные, характеристики 150
Регуляторы напряжения и регулировочные
трансформаторы, данные 147
Ремонт оборудования, периодичность 659
Ригели фундаментные для опор ВЛ, данные,
назначение 431
Сваи железобетонные для опор ВЛ, данные,
назначение 431—433
Смазки для защиты проводов и тросов,
характеристики, расход 465
Сопротивления активные и индуктивные си-
ловых кабелей 535, 536
— шунтирующие воздушных выключателей
175, 176
Сушка силовых трансформаторов, методы
153-158
— электрических машин, необходимость и
методы 124-128
Термитные патроны для сварки проводов,
кабелей, наконечников 501—504, 550
Токи короткого замыкания, выбор и про-
верка оборудования 622—626
— номинальные отключения выключателей
и предохранителей 170, 171, 236
Токопроводы пофазно-экранированные гене-
раторного напряжения, характеристики
216-226
Траверсы из полубревен и брусков для дере-
вянных опор 35—110 кВ, данные 379, 380
Транспортеры железнодорожные, характери-
стики 158, 159
Трансформаторы испытательные, характери-
стики 731, 732
— напряжения, характеристики 194 — 197
— регулировочные, основные данные 147
— силовые, возможность включения без
сушки 696 — 701
— — двухобмоточные, основные данные
139-143
— - допустимая температура нагрева частей
46-50
— — защита изоляции незаземленной нейтра-
ли 584, 585
— — — неиспользуемых обмоток 585
— — параллельная работа 632 — 636

Трансформаторы силовые, перевозка 158 —
165
— — сушка 153 — 158
—■ ■— трехобмоточные, основные данные 144
— — установки для прогрева масла и транс-
форматоров 332
— — экономический режим работы 633
—. тока, характеристики! 98 — 210
Тросы грозозащитные, характеристики 439
— стальные для строп, чалок и грузовые, ха-
рактеристики 446, 447
Турбогенераторы, виды эксплуатационных
испытаний и нормы 661—668, 708 — 723
— газовые объемы статоров 104
— генераторы переменного тока системы
возбуждения 100 — 102
— допустимая вибрация подшипников 666
— — нагрузка при отклонениях параметров
от номинала 129 — 131
— — несимметрия, несинусоидальность 131
— — перегрузка 62
— испытательные напряжения 662
— основные данные, параметры 86 — 92
— — требования 80 — 83
. — предельно допустимые температуры 81
— расход водорода и инертных газов на
заполнение корпуса 108
— системы возбуждения, параметры и данные
элементов 100 — 102
— — охлаждения, параметры элементов
110-114
— элементы систем маслоснабжения уплот-
нений вала 114 — 117
Углекислота, свойства 105
Указатели напряжения, характеристики 746
Установка для вакуумной обработки, азоти-
рования и дегазации трансформаторного
масла, характеристики 346 — 348
— — восстановления цеолита, характеристи-
ки 347
Установка для очистки, сушки и регенерации
масла, характеристики 347, 349
— — прогрева трансформаторов и масла,
характеристики 332
Фундаменты для опор ВЛ, данные, расход
материала 429
Чистка, обмывка и гидрофобные покрытия
изоляции, способы 652 — 657
Шинопроводы экранированные генераторно-
го напряжения, данные 216 — 226
Шины алюминиевые коробчатого сечения,
характеристики 268
— — окрашенные трубчатые круглого и пря-
моугольного сечения, характеристики 267 —
270
— момент сопротивления 626
— поправочные коэффициенты на темпера-
туру внешней среды 270
— способы соединения 271 — 279
— стальные однополюсные окрашенные
прямоугольного сечения, характеристики
268
Штанги изолирующие, характеристики 744—
746
Щетки электрические, назначение, выбор,
данные 118 — 120
Электродвигатели асинхронные, характери-
стики 280-295
— виды и нормы испытаний 668 — 670
— — перегрузка 62
— объем и нормы пооперационных испыта-
ний 668-670
Электролизные установки, характеристики
104
Электроэнергия, нормы качества 638