Текст
СПРАВОЧНИК
ПО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЮ ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ
1
C 7W
СПРАВОЧНИК ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЮ ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ •
В двух томах
Пол редакцией Д-ра техн, наук К. Г. МАРКВАРДТА
ТОМ 2
МОСКВА «ТРАНСПОРТ» 1981
Глава 17
СХЕМЫ ГЛАВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ, КОМПОНОВКА И КОНСТРУКЦИЯ тяговых ПОДСТАНЦИЙ
§ 17.1. Классификация подстанций. Стоимость сооружения
Современные тяговые подстанции электрифицированных железных дорог представляют собой электроустановки, предназначенные для комплексного электроснабжения электроподвижного состава (электрической тяги поездов), нетяговых железнодорожных потребителей, включая потребителей устройств СЦБ, и нежелезнодорожных промышленных и сельскохозяйственных потребителей, условно называемых районными-потребителями.
Тяговые подстанции выполняются в соответствии с действующими нормами и правилами, включая СНиП П-39-76 «Железные дороги колеи 1520,мм», «Правила содержания тяговых подстанций и постов секционирования электрифицированных железных дорог» (ПС), «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ), «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТЭ), «Нормы технологического проектирования электрификации железных дорог» (НТПЭ-67), «Нормы технологического проектирования понижающих подстанций с высшим напряжением 35—750 кВ» (НТПП).
Ряд устройств на подстанциях выполняется по правилам и нормам МПС, остальные— по правилам и нормам Министерства энергетики и электрификации СССР (Минэнерго) .
По правилам и нормам МПС, в частности, выполняются распределительные устройства тяговых подстанций для питания контактной сети (РУ 27,5 кВ переменного тока и РУ 3,3 кВ постоянного тока, включая преобразовательные агрегаты); устройства для питания сигнализации, централизации и блокировки (СЦБ); посты секционирования и пункты группировок; линии электропередачи 6—35 кВ и воздушные линии до 1 кВ, смонтированные на опорах контактной сети, включая присоединенные к ним комплектные трансформаторные подстанции МПС; устройства телемеханизации и дистанцион-' ного управления объектами электрификации и электроэнергетического хозяйства; система заземления тяговых подстанций в части, относящейся к электроснабжению тяги поездов.
По правилам и нормам Минэнерго выполняются устройства тяговых подстанций, за исключением перечисленных выше; воз
душные и кабельные линии электропередачи, питающие тяговые подстанции и районные потребители, за исключением линий, питающих контактную сеть, линий 6—35 кВ н воздушных линий до 1 кВ, смонтированных на опорах контактной сети; устройства телемеханики и диспетчерской связи, относящиеся к энергосистеме.
Тяговые подстанции классифицируются по:
роду тока (система электрической тяги) — подстанции переменного тока 25 или 2X25 цВ, пострянного тока 3,3 кВ, переменно-постоянного тока (стыковые);
роли и назначению в электрической схеме питаюшей энергосистемы — опорные, промежуточные (транзитные и отпаечные), тупиковые;
значению питающего напряжения — 6, 10, 35, ПО, 150 или 220 кВ;
совмещению с другими устройствами — совмещенные с подстанциями энергосистем, совмещенные с дежурными пунктами дистанций контактной сети, чисто тяговые (несовмещенные) ;
способу управления — телемеханизиро-ванные и нетелемеханизированные;
способу обслуживания — с постоянным дежурным персоналом, с дежурством «на дому», без дежурного персонала;
типам примененного оборудования и схем — с выключателями или отделителями на стороне питающего напряжения, с выпрямительными или инверторными преобразователями (подстанции постоянного тока), с оперативным постоянным или переменным током: <
конструктивному выполнению — закрытые, с открытыми распределительными устройствами (РУ), комплектные (блочные), с кирпичными, блочными, каркасно-панельными зданиями, с железнодорожным подъездным путем или без него, передвижные подстанции и т. п.
Стоимость сооружения тяговых подстанций различных типов, принятая по типовому техническому проекту (1975 г.), приведена в табл. 17.1.
Приведенные в табл. 17.1 стоимости относятся к подстанциям соответствующих типов с максимальным количеством присоединений во всех распределительных устройствах без учета стоимости работ по планировке территории для сооружения подстанций.
Стоимость сооружения тяговых подстанций на электрифицированном участке длиной
3
Таблица 17.1
Стоимость
сооружения тяговой подстанции
Тип подстанции Стоимость сооружения, тыс. руб *
Переменно-; го тока Опорная 220 кВ Опорная 110 кВ Транзитная 110 кВ 1557,6/1043,0 727,6/520,8 491,3/370,0
Постоянно» го гока Опорная ПО кВ Транзитная 110 кВ 35 кВ 10 кВ 823,8/556,6 604,0/400,7 361,6/258,7 295,8/209,9
1 В числителе приведена общая стоимость, ь знаменателе — стоимость оборудования.
L, км, можно определить по формуле
А = как.
Здесь к — поправочный коэффициент: к = 1 + (0,7Л\ —0,35W2)//V, где N — общее число тяговых подстанций, на участке; Л\— число подстанций с первичным напряжением 150 и 220 кВ; N2 — то же с первичным напряжением 10 и 35 кВ.
Усредненная стоимость а, тыс. руб./км, тяговых подстанций с первичным напряжением НО кВ, отнесенная к 1 км длины электрифицируемых линий, принимается по данным анализа проектов электрификации, выполненных в период 1971—1975 гг:
Перемен- Постоянный ток ный ток
Однопутные:
магистральные 9,0 25,0
пригородные 9,0 25,0
Двухпутные:
магистральные 11,0 33,0
пригородные 12,2 30,0
Стоимость тяговых подстанций с инверторно-выпрямительными агрегатами
Ап == кпкаЬ,
где кп — коэффициент, учитывающий стоимость инверторно-преобразовательных агрегатов; принимается кп=1,2.
Для размещения несовмещенных тяговых подстанций различных типов требуются следующие площади, м2 (по рабочим чертежам типового проекта 1975—1976 гг.):
Опорная 220 кВ
Транзитная 220 кВ
Опорная НО кВ
Транзитная НО кВ » 35 »
» 10 »
30 000/28 500
14 250/11 700
14 250/11 000
9 500/10 000
6 850/—
4 950/—
Примечание. В числителе приведены данные для подстанций постоянного тока, в знаменателе — переменного.
§ 17.2. Схемы главных электрических соединений тяговых подстанций
Электроснабжение электрифицированных железных дорог осуществляется от энергосистем Минэнерго СССР. Согласно СНиП’ 11-39-76 схемы внешнего электроснабжения должны обеспечивать питание электротяги на условиях, предусмотренных для потребителей 1-й категории.
Тяговые подстанции переменного тока в СССР питаются от сетей ПО—220 кВ, а тяговые подстанции постоянного тока — от сетей 6—220 кВ. Схемы главных электрических соединений подстанций определяются схемой электрической сети, от которой они получают питание, и могут быть опорными, промежуточными и тупиковыми. На опорных подстанциях к шинам НО—220 кВ присоединяется не менее трех питающих ЛЭП. Такие подстанции сооружаются, как правило, через 150—200 или 250—300 км при напряжении питающих ЛЭП соответственно ПО или 220 кВ. Промежуточные подстанции могут быть транзитными или отпаеч-ными.
Транзитные подстанции включают в разрез (рассечку) одной цепи ЛЭП ПО—220 кВ и секционируют ее. По шинам таких подстанций осуществляется транзит мощности питающей системы.
Отпаечные подстанции подключают глухими ответвлениями (отпайками) к двум цепям ЛЭП ПО — 220 кВ^
Тупиковые подстанции питаются двумя, иногда тремя или четырьмя (при напряжениях 6, 10 и 35 кВ) радиальными линиями, присоединяемыми к разным секциям (системам) шин питающей подстанции.
.Обычно в качестве опорных стремятся использовать подстанции энергосистем, существующие в районе электрифицируемого участка. При электрификации на переменном токе на территориях подстанций энергосистем устанавливают тяговые трансформаторы, а вблизи электрифицируемых путей дополнительно сооружают распределительные пункты тягового напряжения. При электрификации на постоянном токе тяговую часть подстанций сооружают на территориях, непосредственно примыкающих к подстанциям энергосистемы.
На тяговых подстанциях постоянного тока с двойной трансформацией и на тяговых подстанциях переменного тока устанавливают, как правило, два главных понижающих трансформатора. При отключении одного из них электроснабжение тяги и нетяговых потребителей 1-й категории должно обеспечиваться оставшимся в работе трансформатором. Установка другого количества (одного или нескольких) трансформаторов допускается только при наличии дополнительных технико-экономических обоснований.
Все трансформаторы подстанций, питающихся от ЛЭП 150 и 220 кВ, имеют глухо-заземленные нейтрали. Число и место заземлений нейтралей трансформаторов подстанций, питающихся от ЛЭП ПО кВ, определяются схемой внешнего электроснабжения. Обычно при тяге на постоянном токе на каждой опорной и транзитной подстанции
4
заземляют нейтрали одного трансформатора из двух. Нейтрали трансформаторов от-наечных подстанций не заземляют. При тяге иа переменном токе на опорных подстанциях обычно заземляется нейтраль одного трансформатора из двух. Нейтрали трансформаторов транзитных и отпаечных подстанций заземляют таким образом, чтобы на каждом участке линии после его отключения выключателями НО кВ оставался хотя бы один трансформатор с заземленной нейтралью. На тяговых подстанциях 110 кВ приняты схемы, позволяющие в процессе эксплуатации менять режим работы нейтрали каждого трансформатора.
На основе опыта эксплуатации разработаны типовые схемы главных электрических соединений распределительных устройств (РУ) тяговых подстанций, отступление от которых должно быть обосвовано в каждом отдельном случае. Схемами предусматривается возможность подключения к РУ подстанций передвижных устройств (подстанций, трансформаторов, преобразователей, устройств компенсация).
РУ 110 и 220 кВ опорных подстанций. Типовой для опорных подстанций 110 и 220 кВ является схема РУ с одинарной, секционированной выключателем, и обходной системами шин (рис. 17.1). Линии и главные понижающие трансформаторы ПТ подключаются к секциям П1нн через выключатели, которые могут замешаться, при ревизиях и ремонтах обходным выключателем О МВ с помощью обходной системы шин.
Обходная система шин может также использоваться при необходимости плавки гололеда на фазных проводах и тросах ВЛ НО и 220 кВ В этом случае на обходных разъединителях устанавливаются двигательные приводы, а к обходной шине подключают фидер плавки гололеда (от распределительных устройств 10; 27,5 или 35 кВ) и закорачивающий разъединитель. Наличие двигательных приводов позволяет собирать схему плавки гололеда по телеуправлению. Для контроля напряжения на обходной шнне к одной ее фазе подключен трансформатор напряжения ТИ.
Достоинства такой схемы — надежность и относительная простота. Однако в случае ревизии шицных разъединителей и секции шин необходимо вывести из работы все присоединения данной секции.
РУ ПО и 220 кВ транзитных подстанций. Такие РУ выполняют по мостиковой схеме «Н» (рис. 17.2) с рабочей и ремонтной перемычками. На линиях и ПТ устанавливают разъединители Р с двигательными привод»; ми, а на ПТ, кроме того, быстродействующие отделители ОД, дополненные коротко-замыкателями КЗ. В рабочей перемычке устанавливают выключатель.
Линейные разъединители при принятом варианте их установки не допускают коммутации больших зарядных токов линии, поэтому операции с этими разъединителями возможны, если отключены выключатели с обоих конпов линии. При действии защит ПТ срабатывает короткозамыкатель, создающий искусственное короткое замыкание на ЛЭП, которое отключается выключателем
на рассматриваемой (в перемычке) и смежной с ней подстанциях. В бестоковую паузу поврежденный ПТ отключается отделителем.
Конструкция аппаратов позволяет включать и отключать ненагруженный трансформатор по телеуправлению.
Разъединитель Р в нейтрали ПТ, работающего с нормально незаземленной нейтралью, необходимо включать перед отключением ПТ (в том числе и по телеуправлению) для обеспечения надежного отключения отделителем намагничивающего тока.
Ремонтная перемычка позволяет не прерывать транзит мощности по ЛЭП 110— 220 кВ при ревизиях и ремонте выключателя в рабочей перемычке. В отдельных случаях (в основном на ЛЭП 220 кВ) в ремонтной перемычке устанавливают трансформаторы тока, к которым подключаются устройства релейной защиты. При коротких замыканиях на ЛЭП 110 и 220 кВ и работе подстанции с ремонтной перемычкой срабатывает эта защита и воздействует на высокочастотные защиты, отключающие смежные подстанции, либо включает короткозамыкатель ПТ, подключенного к поврежденной ЛЭП. Ремонтная перемычка используется также в схеме плавки гололеда. К ней подключается фидер плавки от РУ 10; 27,5 или 35 кВ. В этом случае разъединители оборудуют двигательными приводами
В районах с низкими температурами окружающего воздуха, а также в районах с интенсивным гололедообразованием применяется схема транзитной подстанции, в которой отделители и короткозамыкатели ПТ заменены выключателями (схема «Н» с тремя выключателями), а шинные разъединители в их вводах имеют ручной привод.
РУ 110 и 220 кВ отпаечных и тупиковых подстанций. Такие РУ (рис. 17.3) выполняют по мостиковой схеме «Н» аналогично схемам транзитных подстанций, но с разъединителями вместо выключателя в рабочей перемычке и без ремонтной перемычки. На линейных разъединителях и одном нз разъединителей перемычки устанавливают двигательные приводы, что позволяет подключать ПТ к разным либо к одной питающей ЛЭП.
Отпаечные и тупиковые Подстанции постоянного тока, как правило, нормально питаются от одной из двух ЛЭП с включенной перемычкой. Это позволяет не устанавливать на подстанции никакой защиты ЛЭП 110 и 220 кВ и избежать уравнительных токов по ЛЭП при параллельной работе трансформаторов на стороне обмоток среднего пли низкого напряжения.
Но при тяге на переменном токе из-за подписки по контактной сети всегда требуется защита ЛЭП НО и 220 кВ со стороны промежуточных тяговых подстанций, а чтобы обеспечить более равномерную загрузку параллельных ЛЭП НО и 220 кВ, отпаечные и тупиковые подстанции переменного тока, как правило, нормально питают от двух ЛЭП при разомкнутой перемычке на подстанции.
РУ 35 кВ. На тяговых подстанциях с первичным напряжением НО и 220 кВ такие РУ применяются для питания промышленных и сельскохозяйственных потребителей
5
прилегающего к подстанции района, а также фидеров плавки гололеда на ЛЭП ПО— 220 кВ. От РУ 35 кВ на тяговых подстанциях постоянного тока с первичным напряжением 35 кВ питаются преобразовательные агрегаты, трансформаторы собственных нужд ТСН и трансформаторы подогрева, от 35 кВ могут также; получать питание понижающие трансформаторы 35/10 кВ, условно называемые районными, от которых получает питание РУ 10 кВ В отдельных случаях от РУ 35 кВ тяговых подстанций постоянного тока получают питание смежные тяговые подстанции.
РУ 35 кВ (рис. 17.4) выполняют с одной секционированной системой шин.
На всех отходящих линиях, даже имеющих выключатели со встроенными трансформаторами тока, устанавливают дополнительные выносные трансформаторы тока для питания счетчиков электроэнергии.
РУ 10 кВ. На тяговых подстанциях переменного тока РУ 10 кВ предназначено для питания районных нагрузок, а на тяговых подстанциях ПОСТОЯННОГО тока с первичным напряжением 100, 220 и 10 кВ — для пита
ния преобразовательных агрегатов, ТСН, трансформаторов подогрева, продольных линий, подвешиваемых на опорах контактной сети, а также линий, питающих районные нагрузки и фидеры плавки гололеда на ЛЭП 110 и 220 кВ.
От РУ 10 кВ тяговых подстанций постоянного тока с первичным напряжением 35 кВ питаются районные потребители, а по продольным линиям, подвешиваемым на опорах контактной сети, — линейные нетяговые железнодорожные потребители.
Во всех случаях РУ 10 кВ выполняется б одной секционированной выключателем СВ системой шнн (рис. 17.5). Разъединители на присоединениях не устанавливают, за исключением линий продольного электроснабжения. На этих линиях применяют разъединители с двигательными приводами (для обеспечения работ на линиях при телеуправлении) .
На тяговых подстанциях постоянного тока оборудование РУ 10 кВ для питания тяги устанавливается в здании. Если размеры здания ™ гго-утсл’лтог рлздассгягь в ле.м оборудование всех присоединений РУ 10 кВ,
В РЦ 27,5(Ю)кВ
В PHZ7,5(W)k8
часть ячеек РУ, предназначенных для питания районной нагрузки, размещают на открытой части подстанций в ячейках на--рижной установки. Присоединения РУ, располагаемые в таких ячейках, группируются в две секции, каждая из которых питается ст основной секции РУ, располагаемого в здании, специальным фидером. Таким образом, каждая из секций РУ 10 кВ на подстан-пиях постоянного тока может состоять из двух полусекций с ячейками внутренней и наружной установки.
РУ 10 кВ на подстанциях переменного тока монтируют из ячеек наружной установки.
К каждой секции или полусекции РУ подключаются ячейки трансформаторов напряжения Количество их в ячейке определяется в зависимости от мощности, потребляемой вторичными цепями TH.
Все отходящие линии 10 кВ имеют защиту от замыкания на землю, для питания которой предусмотрен трансформатор тока нулевой последовательности, устанавливаемый на кабельной вставке на выходе каждой линии.
На ряде загруженных подстанций постоянного тока на секции шин питание подается двумя вводами — линиями, работающими параллельно. В отдельных случаях подстанции постоянного тока в районах со сложившимися сетями 6 кВ выполняют на питающее напряжение 6 кВ.
Схемы РУ 6 кВ аналогичны схемам РУ 10 кВ. Одиако при больших токах к. з., которые могут быть на этом напряжении, для сохранения типовых конструкций и оборудования, применяемого на напряжении 10 кВ, на вводах подстанций 6 кВ устанавливают токоограничивающие реакторы.
Отдельным видом РУ 10 или 6 кВ являются РУ для питания устройств СЦБ от тяговых подстанций, которые обычно выполняют с одной несекциопироваиной системой шин. К ней подключают повышающий трансформатор, связывающий шины РУ с шинами низкого напряжения собственных нужд подстанции, и фидеры 10 кВ (обычно два) с выключателями и трансформаторами на-' пряжения.
РУ 27,5 кВ тяговых подстанций переменного тока. Эти РУ предназначены для пита-
Рис. 17.1. Схема главных электрических соединений РУ НО кВ опорной подстанции ПО кВ переменного тока (вариант с плавкой гололеда на ВЛ)
W 35МкВ
Рис. 17.2. Схема главных электрических соединений РУ 110 кВ транзитной подстанции 110 кВ переменного тока с отделителями на трансформаторах (вариант без плавки гололеда на ВЛ)
Рис. 17.4. Схема главных электрических соединений РУ 35 кВ под
8
110 кВ
Рис. 17.3. Схема главных электрических соединений РУ 110 кВ отпаечной подстанции НО кВ пере-менного тока (вариант без плавки гололеда на ВЛ)
станции 35 кВ постоянного тока (вариант с выключателями ВМК-35Э-1/1)
9
Рис. 17.5. Схема главных электрических соединений РУ
Рис. 17.6. Схема главных электрических соединений
10
10 кВ тяговой Подстанции 110—220 кВ постоянного тока
заземляющему ympoUcmSy —
11
Фидеры
Запасной Выключатель
л Внутреннему контуру заземления
ЧВмкФ 2.1мГн worn
Сглаживающее
К Выпрямитель-
ному агрегату
Рабочая шина +
Запасная шина + Шина —
кт
w f
К Внутреннему ] контуру за'зем 1
ясная т „ . tpuBep
МмкФ < 17;6нГн\ К наружному контуру ’ заземления
Рис. 17.7. Схема главных электрических
77 — трансформатор тяговый; PH — высоковольтное реле напряжения;
ния тяговой сети переменного тока, нетяговых линейных железнодорожных потребителей по линиям «два провода — рельс» (ДПР), подвешиваемым на опорах контактной сети, ТСН и трансформаторов подогрева, а также фидеров плавки гололеда на ЛЭП 110—220 кВ.
Выполняется РУ 27,5 кВ с секционированной разъединителями рабочей и запасной системами шин (рис. 17.6).
“Фидеры, питающие контактную сеть одного направления и имеющие одну фазу, присоединяют к одной секции шин, а фидеры другой фазы — к другой. Запасной выключатель с помощью разъединителей может быть присоединен к обеим секциям шин таким образом, чтобы через запасную шину обеспечивалось питание одного из фидеров выведенной в ревизию секции шин.
На всех тяговых подстанциях, кроме стыковых и совмещенных с подстанциями энергосистем, РУ 27,5 кВ имеет двухфазную рабочую систему шин. Третья фаза обмоток ПТ соединяется с контуром заземления подстанции (он в этом случае выполняет функции и защитного и рабочего заземления) и с рельсами подъездного пути, которые соединены с воздушной отсасывающей линией. Таким образом создается так называемая трехэлементная схема отсоса. Для создания идентичных конструкций РУ на всех подстанциях заземляется вывод С обмотки 27,5 кВ, что учитывается схемой фазиров-ки подстанций.
ПТ и ТСН присоединяют к фазам РУ с помощью трехфазных выключателей. При этом облегчается отключение ими токов короткого замыкания: цепь рвется последовательно включенными контактами двух фаз выключателей.
Фидеры ДПР также подключают трехфазными выключателями, что дешевле применения двух однофазных.
Трансформаторы напряжения устанавливают на каждой секции шин и включают по схеме открытого треугольника.
Линейные разъединители фидеров контактной сети и ДПР, обходные разъединители фидеров контактной сети и шиииые разъединители запасного выключателя снабжаются двигательными приводами.
На линейных и обходных разъединителях . фидеров контактной сети и линейных разъединителях фидеров ДПР нет заземляющих ножей со стороны линии, так как заземление в месте выполнения работ и со стороны подстанции могло бы создать контур для тока, наводимого в отключенном проводе током подвески соседного неотключенного пути.
На стыковых тяговых подстанциях и ча тяговых подстанциях, совмещенных с подстанциями энергосистем, использовать контур заземления в качестве рабочего не допускается. На этих подстанциях вывод С обмотки 27,5 кВ ПТ соединяют с самостоятельной шиной РУ 27,5 кВ. Шинные разъединители применяют трехполюсные, на каждой секции шин устанавливают по три трансформатора напряжения, включаемых в звезду.
На ряде тяговых подстанций в РУ применяют устройства поперечной или продольной емкостной компенсации (см. т. 1, с. 96). Устройства продольной компенсации включают последовательво с одной из фаз обмотки 27,5 кВ ПТ через дополнительную шину, к которой подключены соответствующие выводы вторичной обмотки ПТ и один из выводов компенсирующего устройства. Второй вывод компенсирующего устройства присоединяют к основной рабочей шине соответствующей фазы РУ, от которой питаются фидеры контактной сети, ДПР и др.
РУ 3,3 кВ тяговых подстанций постоянного тока. На современных выпрямительных тяговых подстанциях РУ 3,3 кВ выполияет-
12
4 Л быпрямительнону
-I агрегату
Фидеры
К наружною Г7 ,. ~7~ 7
контуру за' J Поляризованный. иронаж р
«УЗД
устройство КмкФ
I Шины j 3JKB
18,5л/йг контуру
£ земления
Отсасывающая линия
'г<№тЧ>
К наружному контуру заземления
соединений РУ 3,3 кВ:
ДН— датчик напряжения; ИМИ — измеритель мешающих напряжений
ся из рабочей и запасной шииы (рис. 17.7). Плюсовые рабочая и запасная шины разделяются каждая двумя разъединителями на три секции. Минусовая шина не секционируется, поскольку по условиям безопасности на ней допускается работа без снятия напряжения.
К крайним секциям шин присоединяют выпрямительные агрегаты и часть фидеров контактной сети, а к средней — запасной быстродействующий выключатель, разрядник Р выпрямленного тока и сглаживающее устройство. Нормально все секции работают параллельно. При ревизиях может отключаться любая крайняя секция. Ревизия средней секции выполняется только при отключении всего РУ 3,3 кВ.
Выпрямительные агрегаты присоединяют к шинам быстродействующим выключателем БВ и разъединителями.
В цепях каждого фидера контактной сети, а также запасного выключателя предусматривается последовательное включение двух БВ, что обеспечивает надежное отключение токов к. з. Большая (до 10—20 мГн) индуктивность реакторов сглаживающих устройств затрудняет гашение дуги при отключении БВ, поэтому предусматривается шунтирование реакторов специальным разрядным устройством при близких к. з.
Каждый фидер контактной сети оборудован специальным испытателем коротких замыканий (ИКЗ), ограничивающим возможность включения фидера на поврежденную контактную сеть. Специальный коротко-замыкатель соединяет отсасывающую линию с наружным контуром защитного заземления, что предотвращает повреждение кабе лей на территории подстанции при к. з. на землю в РУ 3,3 кВ.
Схемы РУ 3,3 кВ подстанций с выпрямительно-инверторными агрегатами значительно сложней. Так, возможно следующее при
соединение к шинам РУ 3,3 кВ трех преобразовательных агрегатов: двух выпрямительно-инверторных каждый к одной из крайних секций и выпрямительного к средней секции.
В ыпря мительно-инверторн ые преобразователи присоединяют к шинам РУ 3,3 кВ с помощью четырех быстродействующих выключателей, обеспечивающих переключение агрега'та при переходе из выпрямительного режима в инверторный. Секционирование рабочей плюсовой шины выполняется быстродействующими выключателями, работающими в режиме высоковольтных контакторов.
Возможность раздельной работы секций приводит к необходимости применять два комплекта сглаживающих устройств — по одному на каждую крайнюю секцию (средняя секция может работать только параллельно с обеими либо с одной из крайних).
§ 17.3. Требования, предъявляемые к расположению, планировке и конструкции подстанции
Место для строительства тяговой подстанции выбирают иа основании электрических расчетов для электрифицируемого участка и схемы внешнего электроснабжения.
Площадка для строительства должна удовлетворять следующим требованиям: располагаться на незаселенной территории вблизи железнодорожных станций; не занимать земли, пригодные для сельского хозяйства; иметь рельеф, не требующий больших планировочных работ (в обоснованных случаях допустимо располагать подстанции на трассах); находиться ие в низменных и затопляемых местах) позволять совмещение тяговой подстанции с дежурным пунктом контактной сети; иметь удобные заходы для
13
ЛЭП и фидеров контактной сети; предусматривать подвод железнодорожных подъездных путей и автомобильной дороги; обеспечивать возможность расширения, а в перспективе не более чем на расчетный десятый год эксплуатации перевод тяговой подстанции из одного типа в другой. Без достаточных технико-экономических обоснований площадка не может быть расположена в условиях загрязненной атмосферы.
На подстанции сооружают два подъездных пути, длину которых выбирают исходя из возможности работы крана, а также расположения на них передвижных подстанций, трансформаторов, компенсирующих устройств, передвижного масляного хозяйства и т. п.
Сооружения и распределительные устройства значительной протяженности, виу-триплощадочные проезды и подъездные пути располагают вдоль горизонталей естественного рельефа. Расположение сооружений и РУ на территории тяговой подстанции должно обеспечивать возможность производства строительно-монтажных работ и ремонта оборудования с применение'м машин и механизмов, подъезд передвижных лабораторий и пожарных машин.
Здания общеподстанционного пункта управления (ОПУ) и конструкции распредустройств проектируют из современных строительных конструкций, предусматривая индустриальные методы строительно-монтажных работ.
Конструкция зданий ОПУ должна обеспечивать возможность блокирования с дежурными пунктами контактной сети. Располагают ОПУ по возможности в центре между РУ разных напряжений в целях минимального расхода кабелей. Взаимное расположение РУ должно обеспечивать минимум пересечений и поворотов на подходах ВЛ к подстанциям, а также минимальную длину перекидок от трансформаторов до РУ; разрывы между РУ разных напряжений не должны быть меньше высоты портала РУ высшего напряжения.
РУ напряжением 27,5 кВ и выше на тяговых подстанциях, как правило, выполняются открытого типа, РУ 6 и 10 кВ на подстанциях переменного тока — из шкафов наружной установки типа КРУН, а на подстанциях постоянного тока — из камер внутренней установки; современные РУ 3,3 кВ выполняют только внутренней установки. Применение РУ внутренней установки, например, в городах или районах с загрязненной атмосферой требует дополнительных технико-экономических обоснований.
Трансформаторы устанавливают с учетом возможности замены их на следующий типоразмер по мощности.
Ошиновка РУ напряжением 27,5 кВ и выше выполняется алюминиевыми или сталеалюминиевыми проводами, жесткая ошиновка на стороне 10(6) кВ и в некоторых случаях на стороне 27,5 и 35, кВ допускается на коротких участках, когда применение гибких токопроводов усложняет конструкцию, в этом случае необходимо учитывать возможность резонанса шин при короткий замыканиях. Все ответвления от проводов и
14
шин, а также присоединение проводов к аппаратным зажимам производят опрессовкой или сваркой.
Контрольные и силовые кабели до 1000 В прокладывают в наземных лотках или по конструкциям РУ; для обеспечения проезда через лотки механизмов и машин предусматривают переезды с расположением лотков в одном уровне. Кабельные линии от различных РУ, как правило, прокладывают в отдельных лотках.
Стационарное масляное хозяйство на тяговых подстанциях не предусматривается.
Внутренние ограждения (разрядников, трансформаторов и т. и.) выполняют металлическими, сетчатыми высотой 2 м. Наружное ограждение территории подстанции высотой 2 м выполняется из сборных железобетонных решетчатых конструкций, либо металлическим сетчатым.
Расстояния между маслонаполненным оборудованием подстанций и зданиями с производственными категориями В. Г, Д вне территории подстанции, а также жилыми и общественными зданиями при степени огнестойкости этих зданий I и II; III; IV и V не должны быть меньше соответственно 16; 20; 24 м.
§ 17.4. Здания общеподстанционного пункта управления
Размер здания ОПУ (или «закрытая часть» подстанции) определяется типом подстанции (табл. 17.2). Современные ОПУ проектируются одноэтажными с унифицированным набором помещений. За основу принят ОПУ для подстанций переменного тока, к которому при сооружении подстанций постоянного тока добавляются помещения РУ 3,3 и 10 кВ, выпрямительно-инверторных агрегатов и сглаживающего устройства.
ОПУ современных подстанций (рис. 17.8) имеют следующие помещения (в скобках округленно указана площадь): щитовая (128 м2), аккумуляторная (53 м2) с кислотной (4,5 м2) и тамбуром (4 м2), вентиляционная (22 м2). мастерская (13 м2), служебное помещение (21 м2), дизель-генера-торная (19 м2), кладовая (6,5 м2.), душевая (6,5 м2), туалет (2,5 м2); для подстанций постоянного тока добавляется помещение РУ 3,3 и 10 кВ (292 м2) или помещение для РУ и выпрямительно-инверторных агрегатов (305 м2), а тАкже помещение для сглаживающего устройства (9 м2).
Щитовая предназначена для размещения аппаратуры управления, сигнализации, защиты, телемеханики и связи, устанавливаемой в различных шкафах, панелях, стойках блоков и т. п., которые крепят на закладных деталях в полу иад заглубленными кабельными каналами (см. рис. 17.8). При необходимости в шитовой устанавливают стол дежурного. Помещение щитовой имеет естественное освещение
Компоновка щитовой должна отвечать следующим требованиям: щирица (в свету) прохода как с лицевой, так и с задней стороны щита не менее 0.8 м, высота (в свету) не менее 1,9 м, в отдельных местах ширина прохода между выступающими строитель-
Таблица 17.:
Основные данные ОПУ тяговых подстанций
Та тяговых подстанций Строительный объем, м3 Ширина Хдлина (в осях), м Закрытые РУ Дополнительное оборудование
Переменного тока 1690 9X36
Постоянного тока-с выпрямительными агрегатами 3406 9x72 РУ 3,3 кВ РУ 6-МО » Сглаживающее устройстве
То же с выпрямительноинверторными агрегатами 3966 9x84 РУ 3,3 » ру 6-е-ю » Инверторный и выпрямительные агрегаты; сглаживающее устройство
Примечание. Данные приведены для ОПУ подстанций, несовмещенных с дежурными пунктами дне-тавций контактной сети.
ныыв конструкциями может быть уменьшена до 0,6 м; расстояние от наиболее выступающих голых токоведуших частей при напряжении ниже 500 В, например, конца отключенных ножей рубильников, расположенных на высоте менее 2,2 м по одну сторону прохода, до противоположной стороны прохода не менее 1 м (длина щита до 7 м) нли 1,2 м (длина щита более 7 м), а при расположении их с двух сторон на высоте менее 2,2 м расстояние между ними не менее 1,5 м. Если такие расстояния выдержать невозможно, предусматривают ограждения (сетчатые или сплошные) высотой не менее 1,7 м. При длине щита более 7 м проход для обслуживания должен иметь два выхода, выход с задней стороны щита может быть в другое помещение. Двери из щитового помещения выполняют открывающимися наружу, за исключением дверей, ведущих в помещения с устройствами более высокого напряжения, и снабжают самоза-пирающимися замками, открываемыми без ключа с внутренней стороны. Ширина двери не менее 0,75 м, высота не менее 1,9 м.
Аккумуляторные помещения (рис. 17.9) предназначены для размещения стационарных кислотных батарей типа СК; эти помещения относятся к взрывоопасным класса В-1а производственной категории А, они могут находиться в зданиях не ниже степени огнестойкости II. Аккумуляторное помещение, как правило, должно иметь естест
венное освещение (стекла окон матовые); его располагают возможно ближе к подзарядным устройствам и распределительному щиту постоянного тока, принимают меры, предотвращающие попадание в него пыли, испарений и газов, воздействия сотрясений.
Полы аккумуляторных выполняют бетонными с кислотоупорным покрытием (на тяговых подстанциях — метлахская плитка), располагают их строго горизонтально. Потолок также должен быть строго горизонтальным, гладким. Стены, потолки, двери н оконные рамы, вентиляционные короба (с обеих сторон), металлические конструкции н т. п. окрашивают кислотоупорной краской.
Аккумуляторы устанавливают на деревянных стеллажах, которые могут быть однорядными при одностороннем обслуживании и двухрядными при двустороннем. Стеллажи изготавливают в соответствии с требованиями ГОСТ 1226—76. Аккумуляторы изолируют от стеллажей, а стеллажи — от пола кислотоупорными изолирующими прокладками. Стеллажи с аккумуляторами нельзя располагать под вентиляционными коробами. Ширина проходов между стеллажами в свету 1 м при двустороннем расположении стеллажей и 0,8 м при одностороннем. Аккумуляторы от отопительных приборов располагают на расстоянии не менее 0,75 м; прн меньшем расстоянии следует устанавливать тепловые экраны из несгораемых материалов. Расстояние между токоведущими
ooos
Рис. 17.9, Помещение аккумуляторной с батареями СК-20 или СК-6 (размеры в скобках)
частями аккумуляторов, напряжение между которыми при нормальной работе (не при заряде) находится в пределах от 65 до ±50 В, принимается не менее 0,8 м; при напряжении более 250 В — не менее 1 м. Ошиновка аккумуляторных батарей на тяговых подстанциях осуществляется медными шинами, которые прокладывают на штыревых изоляторах и крепят к ним медной проволокой. Пролет между опорными точками шин не должен превышать 2 м. Расстояние в свету между шинами, а также между ними и заземленными частями не менее 50 мм, Изоляторы, их арматура, а также проходная плита из помещения аккумуляторной должны быть электрически и механически стойкими к длительному воздействию паров электролита.
Заземлять арматуру изоляторов не требуется.
Соединение между проходной плитой и шкафом собственных нужд постоянного тока выполняют одножильными медными кабелями.
Вход в помещение аккумуляторной осуществляется через тамбур из общего коридора, размеры тамбура должны обеспечивать возможность открывания и закрывания дверей из него в аккумуляторную при закрытой двери из тамбура в коридор; площадь тамбура должна быть не менее 1,5 м2.
Помещение .кислотной служит для хранения кислоты, дистиллированной воды и приготовления электролита для доливки в процессе эксплуатации. Кислотная должна удовлетворять требованиям, предъявляемым к аккумуляторным помещениям, площадь ее не менее 4 м2. В кислотной предусматривают следующий инвентарь: деревянный ящик (35x35x30 см), выложенный свинцом, для приготовления электролита, две стеклянные бутыли вместимостью 10 л (одна из них <в деревянной обрешетке), ареометр кислотный, стеклянную кружку с носиком (1—1,5 л), сифонное устройство, для налива кислоты из баллона. Дистиллятор устанавливают в здании ОПУ по месту.
Вентиляционная служит для размещения оборудования для вентиляции н отопления аккумуляторного помещения.
В мастерской устанавливают слесарный верстак с тисками и сверлильным станком (НС-12А), точнльно-шлнфовальный станок (ЗБ631А) и два одинарных шкафа для одежды.
Служебное помещение предназначено для отдыха, приема пищи и хранения технической документации; в нем размещаются бытовой холодильник, шкаф, бачок для воды н стол.
В дизель-генераторной устанавливают дизель-генератор с аппаратурой защиты, управления, стартерной аккумуляторной батареей и топливными баками.
Искусственное освещение ОПУ выполняется в соответствии с требованиями «Отраслевых норм искусственного освещения объектов железнодорожного транспорта». Освещение осуществляется люминесцентными светильниками типа ШОД или ДОУ, а в аккумуляторной, кислотной и вентиляционной — взрывозащищенными .светильниками
B4A-20Q. Проводка освещения в аккумуляторной, кислотной и вентиляционной выполняется кабелем ВРГ. Нормы освещенности, лк, основных помещений типовых ОПУ:
Щитовая 200
Аккумуляторная 30
Вентиляционная ' 20
Дизель-генераторная 200
Служебное помещение 200
Помещение РУ 3,3 н 10 кВ 100 и выпрямительно-инверторных агрегатов
Пожарная сигнализация в ОПУ тяговых подстанций осуществляется с помощью датчиков ДПС-038-01, которые подсоединяют к схеме общеподстанцнонной сигнализации через промежуточный орган ПИО-017-01.
Контур защитного заземления выполняют в соответствии с требованиями ПУЭ и «Правилами содержания тяговых подстанций и постов секционирования». В типовых ОПУ его изготовляют из стальной полосы 40X4 мм (отпайки — полосой 25X4 мм) и соединяют в трех-четырех местах с наружны^ контуром заземления подстанции через выходы кабельных каналов и специально закладываемые металлические трубы.
На подстанциях постоянного тока в помещениях РУ 3,3 кВ, и выпрямительно-инверторных агрегатов, а также в помещениях сглаживающих устройств дополнительно прокладывают контур для заземления оборудования постоянного тока, соединяемый с контуром переменного тока через два реле заземления.
Магистрали заземления постоянного тока прокладывают на высоте 3 м, а переменного тока -— 1,2 м от пола н изолируют их одну от другой (особенно в местах пересечений). Контур заземления постоянного тока также изолируют от арматуры здания, закладных деталей в стенах, колоннах и т. п. К нему присоединяют камеры и ячейки РУ 3,3 кВ, выпрямительные и инверторные агрегаты и относящееся к ннм оборудование, сглаживающие устройства, фланцы проходных изоляторов РУ 3,3 кВ (фланцы изолированы от металлоконструкций проходных плит).
Отдельные элементы камер РУ 3,3 кВ в нескольких местах соединяют сваркой и они представляют для цепи заземления одно целое.
Магистрали заземления переменного тока в остальных помещениях и в ОПУ для подстанций переменного тока прокладывают по стенкам заглубленных кабельных каналов. К контуру заземления переменного тока присоединяют все оборудование, ие входящее в зону действия земляной защиты; исключение составляют арматура электропечей отопления, двигатели вентиляторов и арматура светильников (кроме помещения аккумуляторной), которые заземляют на нулевую жилу питающего’ кабеля. Арматуру светильников в аккумуляторной, кислотной и вентиляционной заземляют на специальный нулевой провод (жилу кабеля), проложенный от щитка освещения.
17
эдимескя* |
Отопление помещений ОПУ, как правило, проектируется электрическое (электропечи ПТ-10-2), за исключением помещения аккумуляторной, где предусматривается водяное отопление. В качестве источника тепла используется водоподогревательная установка с двумя электронагревателями, которые включаются автоматически датчиком температур.
Отопление типовых ОПУ проектируется для расчетных температур наружного воздуха —20, —30 и —40°С. Температуры в помещениях при наличии персонала принимаются в соответствии с санитарными нормами и не должны быть меньше следующих, °C: • .
Щитовая, помещения РУ и вы- +17 прямительио-инверторпых агрегатов, мастерская
Служебное помещение +18
Аккумуляторная, кислотная, +10
тамбур, дизель-генераторная
Кладовая +12
Душевая +25
Санузел +14
Коридор +16
При отсутствии персонала должна поддерживаться температура минимальная по условиям работы оборудования.
Вентиляция в помещениях аккумуляторной, кислотной, дизель-генераторной и вен
тиляционной, а на подстанциях постоянного тока в помещении выпрямительно-инверторных агрегатов осуществляется приточно-вытяжная с механическим побуждением. Кроме того, в помещениях аккумуляторной, кислотной, вентиляционной, санузле и душевой предусматривается естественная вентиляция — вытяжные шахты с дефлекторами. В помещении РУ 3,3 кВ на подстанциях с выпрямительными агрегатами должна быть аварийная вытяжная вентиляция.
Водоснабжение тяговых подстанций осуществляется от наружной сети хозяйственно-питьевого водопровода. Для приготовления горячей воды для душевой и умывальника предусматривают бак вместимостью 33 л с электроподогревателем Мощностью 18 кВт.
Хоз'яйственно-фекальиые сточные воды отводятся в сеть наружной канализации. Для сбора конденсата от вентиляционных систем предусматривается система конден-сатоотвода в умывальник.
§ 17.5. Компоновка и конструкция распределительных устройств
Закрытые РУ 3,3; 6 и 10 кВ. Как правило, закрытые распределительные устройства (ЗРУ) совмещаются с ОПУ. Помещения ЗРУ выполняют степени огнестойкости I и II. РУ 3,3; 6 и 10 кВ располагают в одном помещении с выпрямительно-инверторными агрегатами. Минимальные допустимые рас
Таблица 17.3
Минимальные допустимые расстояния для ЗРУ
Расстояния Наименьшие расстояния, мм, при ^ном- кВ
3 6 10 35
От токоведущих частей до заземленных 65 90 120 290
Между проводниками разных фаз 70 100 130 320
От токоведущих частей до сплошных ограждений 95 120 150 320
От токоведущих частей до сетчатых ограждений 165 190 220 390
Между токоведущими частями разных цепей при обслуживании одной цепи и неотключенной другой без установки временных ограждений 2000 2000 2000 2200
От неогражденных токоведущих цепей до уровня пола в проходах, когда ие требуется устанавливать защитные покрытия или ограждения 2500 2500 2500 2700
От неогражденных линейных вводов из помещений РУ до земли при выходе их на территорию ОРУ и отсутствии проезда транспорта под ними 4500 4500 4500 4750
Примечания. 1. Применение барьеров для ограждения токоведущих частей в открытых камерах не допускается.
2. Аппараты, у которых нижняя кромка фарфора изоляторов расположена иа расстоянии не менее 2,2 м от пола, разрешается не ограждать при условии соблюдения норм, указанных в таблице.
118
стояния в свету для ЗРУ приведены в табл. 17.3.
Минимальная ширина коридора обслуживания (в свету) 1 м при одностороннем расположении оборудования и 1,2 м при двустороннем, а при наличии выступающих приводов выключателей или . разъединителей— соответственно 1,5 и 2 м. Цри длине коридора до 7 м допускается уменьшать ширину коридора при двустороннем обслуживании до 1,8 м. Это относится н к ширине прохода при-установке КРУ выкатнрго т^па, которая, кроме того, должна быть равна для РУ однорядного исполнения длине тележки плюс не менее 0,6 м, а для двухрядного — длине тележки плюс 0,8 м. Сужение прохода при этом запрещается. Высота помещений РУ принимается больше габаритного размера ячейки (шкафа) на 1 м до потолка и 0,5 м до балок. Это требование не распространяется на шинные' перемычки при двухрядном расположении и вводные шкафы (ячейки).
На типовых тяговых подстанпиях в помещении, совмещенном с ОПУ, устанавливаю ся комплектные РУ 3,3 и 6—10. кВ.
Шкафы и ячейки этих РУ (рис. 17. 10) устанавливают над заглубленными кабельными каналами и крепятся к закладным деталям в полу сваркой. Для облегчения вкатывания коммутационных тележек в камеры КВВО-2 последние должны быть заглублены в пол на 8 мм.
На тяговых подстанциях с выпрямительно-инверторными агрегатами в помешении РУ 3,3 н 6—10 кВ устанавливаются также
выпрямители, инверторы и в отдельном помещении ковденсаторы и катушки индуктивности для сглаживающих устройств.
Бетонные реакторы для сглаживающих устройств располагают в специальной камере, находящейся рядом со зданием; расстояние от реакторов до быстродействующих выключателей в здании должно быть не менее 5 м. В камере реакторов устанавливают короткозамыкатель для соединения минусовой шины с заземляющим устройством.
Открытые распределительные устройства (ОРУ) выше 1000 В и установка понижающих трансформаторов. Открытые распределительные устройства 10—220 кВ для тяговых подстанций проектируют по типовым схемам (см. § 17.2), выполняя их компоновку так, чтобы вызываемые нормальными условиями работы аппаратуры усилия, нагрев, электрическая дуга и т. п. не могли причинить вреда обслуживающему персоналу, а при аварийных условиях не могли повредить окружающие предметы и вызвать короткие замыкания. Предусматривают возможность ревизии оборудования без отключения соседних цепей и удобство транспортирования оборудования.
Ошиновка, как правило, выполняется из сталеалюминиевых проводов. Шины должны быть расположены и окрашены согласно ПУЭ, исключение составляют подстанции переменного тока, где возможно взаимное расположение проводников разных фаз, отличное от стандартного, если это необходимо для обеспечения равномерной загрузки фаз энергосистемы. Соединение шин и про-
Таблица, 17.4
Наименьшие расстояния от токоведущих частей до различных элементов ОРУ
Расстояние Наименьшие расстояния в свету, мм (см. рис. 17.11), при инте кВ
до 10 20 35 ПО 150 220
От токоведущих частей до заземленных конструкций (Аф-3) 200 300 400 900 1300 1800
Между проводниками разных фаз (Аф-ф) 220 330 440 1000 1400 2000
От токоведущих и незаземленных частей до постоянных внутренних ограждений и до габаритов транспортируемого оборудования; от контактов разъединителей до токоведущих частей (Б) 950 1050 1150 1650 2050 2550
Между токоведущимн частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживании нижней цепи и неотключенной верхней (В) 950 1050 1150 1650 2050 3000
От неогражденных токоведущих частей до земли нли до кровли зданвй при наибольшем провисании проводов (Г) 2900 3000 3100 3600 4000 4500
Между токоведущимн частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали с обслуживанием одной цепи при неотключенной другой; от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора; между токоведущими частями и зданиями или сооружениями (Д) 2200 2300 2400 2900 3300 • 3800
19
в-в
3 600
Рис. 17.10. РУ 3,3 и 6—10 кВ для подстанций постоянного тока с выпрямительными агрегатами?
/—шкаф собственных нужд переменного тока; 2 — трансформатор сухой ТЗС-16/0,66; 3 —камера ввода 10 кВ; 4 —камера масляного выключателя трансформатора подогрева; 5 — хозяйственная камера; 5—камера фидера 10 кВ; 7 —камера фидера плавки гололеда; 3—камера выпрямительного агрегата; 9 — камера трансформаторов напряжения; /(/ — резервная камера фидера 10 кВ; //—камера фидера продольного электроснабжения; 12 — камера трансформатора собственных нужд; /3 —боковая о. °ГРаждеиия’ /4 — ограждение; /5 — ячейка фидерного выключателя 3,3 кВ; 16— ячейка катодного выключателя 3,3 кВ; /7 — камера секционного разъединителя 99 конструкция крепления шин «+> и «—>; 19 — камера переключателей сглаживающего устройства; 20 — сборные шины 3,3 кВ; 21 — сглаживающее устройство;
“ выключатель быстродействующий; 23 — шины «+> и «—> агрегата; 24—ячейка запасного выключателя 3,3 кВ; 25 — камера секционного разъединителя № 1 и разрядника РВПК; 26 — ограждение между фидерами
Рис. 17.11. Минимальные габариты для открытых распределительных устройств (см. табл. 17.4)
водов из разных металлов, а также присоединение их к выводам аппаратов выполняется способами, исключающими коррозию (медно-алюминиевые сварвые пластины и т. п.). Трансформаторы, реакторы и конденсаторы окрашивают в светлые цвета для уменьшения нагрева солнечными лучами. Металлоконструкции ОРУ защищают от коррозии. При расположении подстанций в условиях загрязвенной атмосферы принимаются меры, обеспечивающие надежную работу установки, в соответствии с руководящими указаниями по выбору и эксплуатации изоляции в районах с загрязненной атмосферой.
Шины ОРУ подвешивают или натягивают на одинарных гирляндах, составленных из изоляторов ПФ-6Б. Разделительные (врезные) гирлянды применять не допускается. Число подвесных изоляторов для ошиновки ОРУ тяговых подстанций в районах с незагрязненной атмосферой.указано ниже:
Напряжение, кВ 6—10 27,5 35 НО 220 Число изоляторов 2 4 5 8 11
Между элементами ОРУ н различными токоведущими частями выдерживаются определенные расстояния (табл. 17.4 и рис. 17.11).
Расстояние между гибкими проводами разных фаз зависит от массы провода и ветровых, нагрузок (табл. 17.5).
Расстояния между осями полюсов горизонтально-поворотных трехполюсных отделителей и разъединителей в цепи намагничивающего тока понижающих трансформаторов принимают на основании табл. 17.6;
Таблица 17.5
Расстояния между проводами разных фаз на тяговых подстанциях
Место расположения Ъшиновкн Расстояние между провода-
ми, мм, при напряжении, кВ
6 и 10 27,5 35 по 220
Сборные шины 1600 1600 1600 3000 5500
Ошиновка внутри рамных конструкций — 2000
Перекидки от ОРУ до понижающих трансформаторов 1600' 1600 • 1600 2500 4000
Примечание. Для 6 и 10 кВ используются те же конструкции, что и для 27,5 и 35 кВ.
расстояние по горизонтали от осей колонок аппарата и расстояние по вертикали от полюсов до заземленных и токоведущих частей не должно быть меньше расстояний, указанных в табл. 17.6. Над приводами отделителей и разъединителей предусматривают защитные козырьки.
Конструкции порталов ошиновки тяговых подстанций рассчитаны на тяжение проводов 5000 Н (500 кгс) на фазу для 6— 100 кВ и 6500—8000 Н (650—800 кгс) на фазу для 220 кВ. Прокладка воздушных осветительных линий, линий связи и т. п. по территории ОРУ запрещается. Расстояние от маслонаполненного оборудования до зданий ОПУ определяется только техноло-
ге ь трансформаторного портала
Ось подъездного 3000 85Q0
\ пути - —|» - - - —
11000
I Ось трансформаторного г портала
11000 8500 3000
Рис. 17.12. Тяговый блок для промежуточной подстанции переменного тока:
1 — блок ввода 35 кВ; 2 — трансформатор собственных нужд; 3 —блок трансформаторов собственных нужд; 4 — блок ввода 27,5 кВ; 5 — понижающий трансформатор; 6 — блок фидера ДПР; 7 — блок фидера 27,5 кВ; 8 — блок запасного выключателя 27,5 кВ; 2 -- блок трансформаторов Ьапряження, разрядников н секционного разъединителя
22
сам
7/50
Фидер мадки гололеда
' 5600'
Фидер
5600
Рис. 17 13
ОРУ 35 кВ подстанции переменного тока:
/ — блок фидера 35 кВ; 2 — конденсатор высокочастотный; 3 — заградитель высокочастотный; 4 — блок фидера плавки гололеда; 5 — блок районюгр понижающего трансформатора; 6 — блок трансформаторов напряжения и разрядников; 7—блок
секционного масляного выключателя
Кабельный канал
4800
2000
К понижающему трансформатору
Рис. 17.14. ОРУ 110 кВ промежуточной транзитной подстанции с отделителями на понижающих трансформаторах и плавкой гололеда на ВЛ НО кВ:
1 — разъединитель РНДЗ-110/1000 с двигательным приводом; 2— высокочастотный заградитель; 3 — разъединитель РНД-110/1000 с двигательным приводом; 4 — трансформатор тока ТФНД-110 М; 5 — конденсатор связи; 6 — разъединитель РНД32-110/1000 с двигательным приводом; 7— трансформатор напряжения НКФ-110 кВ; 8—короткозамыкатель КЗ-110 М; 9— отделитель ОД-110 М; 10 ~ разрядник вентильный РВС-1М; 11 — разъединитель РНДЗ16/-110/1000 с ручным приводом; 12 — выключатель масляный МКП-110М
24
1 — разъединитель РНД316-110/1000 с двигательным приводом; 2 — высокочастотный заградитель; 3 — разъединитель РНД32-110/1000 с ручным приводом; 4 — шиниая опора; 5 — выключатель масляный; 6 — разъединитель РНД316-110/1000 с ручным приводом; 7 — разъединитель РНД32-110/1000
с ручным приводом (ступеичато-килевая установка); 8— разрядник ПО кВ; 9 — трансформатор напряжения; 10 — разъединитель РНД-110/1000; — высокочастотный конденсатор; 12— разъединитель
однополюсный РНД316-1Ю/1000 с ручным приводом
гическими требованиями. Расстояние (в свету на высоте не более 1,9 м от земли) между рядом стоящими трансформаторами, если мощность каждого не выше 40 000 кВ-А, не должно быть меньше 1,25 м, для трансформаторов большей мощности необходимо соблюдать дополнительные противопожарные нормы по ПУЭ.
Для подъема на понижающие и тяговые трансформаторы предусматривают стационарные лестницы, сблокированные с заземляющими разъединителями в цепи трансформатора. Под маслонаполненным оборудованием с количеством масла более 1Q00 кг в единице сооружают бетонированное мас-лоприемники на полный объем масла, заполненные на 25 см крупным чистым гравием, либо промытым гранитным щебнем
или непористым промытым щебнем другой породы.
Маслоприемник должен выступать за габариты аппарата не менее чем на 0,6 м при количестве масла от 1 до 2 т, на 1 м — от 2 до 10 т, 1,5 м — от 10 до 50 т « на 2 м — более 50 т. Из маслоприемника масло отводится по системе из асбоцементных труб и бетонных колодцев в специальный заглубленный железобетонный резервуар, расположенный на территории подстанции. Трубы для стока масла прокладывают с уклоном не менее 0,005.
Фундаменты под маслонаполненными аппаратами выполняют из несгораемых материалов.
На тяговых подстанциях ОРУ 6 и 10 кВ выполняются комплектными типа КРУН
25 ‘
Рис. 17.16. ОРУ 220 кВ транзитной подстанции с отделителями на понижающих трансформаторах и с плавкой гололеда на ВЛ 220 кВ:
/ — разъединитель РНДЗ16-220/1000 с двигательным приводом; 2 — конденсатор связи; 3 —разъединитель РНД-220/1000 с двигательным приводом; 4 — трансформатор тока; 5 — высокочастотный заградитель; 6 — масляный выключатель; 7—разъединитель PHДЗ16-220/1000 с ручным приводом; 3 —шинная опора; 9 — разъединитель РНД32-220/1000 с двигательным приводом; 10 — трансформатор напряжения; 11 — короткозамыкатель; 12 — отделитель; 13 — разрядник
26
Таблица 17.6
Установочные расстояния для трехполюсных отделителей и разъединителей в цепи намагничивающего тока ПТ
Номинальное напряжение, кВ Наименьшее расстояние между осями полюсов, м Максимальный отключаемый намагничивающий ток, А
по 2,0 2,5 3,0 3,5 2,0 8,0 10,0 14,5
150 3,0 3,7 4,0 4,4 5,0 2,3 5,3 7,2 8,6 12,2
220 3,5 3,0
5,0 8,0
5,5 13,5
П римечание. Токи намагничивания трансформаторов с учетом возможного повышения напряжения на 5% сверх номинального принимаются с коэффициентом 1,4.
(см. § 17.6). Шкафы устанавливаются на железобетонных лежнях в два ряда, между ними предусматривают крытый коридор. ОРУ 27,5 и 35 кВ (рис. 17.12 и 17.13) также комплектные из блоков заводского изготовления (см. § 17.6), устанавливаемых на железобетонных лежнях. Все опоры ошиновки выполняют нз железобетонных стоек СКУ. ОРУ НО кВ промежуточных подстанций (рис. 17.14) рамного типа, состоит из стоек СКУ и металлических ригелей н траверс для установки оборудования (кроме масляных выключателей) и анкеровки проводов ошиновки. ОРУ 110 кВ для опорных подстанций (рис. 17.15), а также ОРУ 220 кВ (рис. 17.16) выполняют распластанного типа с установкой оборудования на отдельных опорах — железобетонных или металлических на бетонных фундаментах.
Порталы ошиновки ОРУ 220 кВ метал-
лические, решетчатые иа бетонных фундаментах.
Наружное освещение тяговых подстанций осуществляется прожекторами ПКН-1000 с галогенными лампами (подстанции небольшой площади) или ПЗС-35 (45) с лампами иакаливаиия 500 (1000) Вт. Прожекторы устанавливают иа железобетонных мачтах высотой 15 и 21 м. Молииезащита осуществляется стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми на порталах н стойках РУ. Контур защитного заземления выполняется из стальной полосы 40X5 мм (горизонтальный заземлитель) и уголков 63 x 63 x 6 длиной 2,5 м (вертикальный заземлитель) .
На подстанциях постоянного тока каждая нитка подъездного пути должна иметь два изолирующих стыка: первый — у места присоединения к главным путям, второй — в месте выхода с территории подстанции. Выпрямители, устанавливаемые на открытой части, изолируют от земли и соединяют с общим контуром заземления подстанции через реле заземления.
§ 17.6. Комплектные распределительные устройства
В целях индустриализации строительно-монтажных работ иа современных подстанциях применяются комплектные распределительные устройства 6; 10, 35 кВ, а иа тяговых подстанциях — также РУ 3,3 и 27,5 кВ, состоящие из шкафов, блоков или камер наружной и внутренней установки.
Комплектные РУ 6 и 10 кВ и СЦБ. На тяговых Подстанциях для внутренней установки применяют выкатные камеры типа КВВО вместо применяемых ранее КСО.
Камеры КВВО (рис. 17.17) предназначены для работы иа высоте не более 1000 м над уровнем моря, при температуре окружающего воздуха от +5 до +35°С и относительной влажности до 80%; камеры запрещается устанавливать в условиях интенсивного загрязнения, действия токопроводящих или химически активных газов, испарений или осадков; в пожаро- и взрывоопасных местах.
Номенклатурное обозначение КВВО-2-1-02 расшифровывается следующим образом: К— камера; В — внутренней установки; В — вы-катиого типа; О — одпосторсГниего обслуживания; 2 — иомер серии; далее иомер, опре-
Таблица 17.7
Ко лера, определи ощие назначения камеры, ее номинальные токи и напряжения
Номер 1 2 3 4 5 6 7 8
Номинальные значения тока или напряжения 1000 А 630 А 1500 А 10 кВ 6 кВ 1000 А 630 А —
Назначение камеры Камера с масляным выключателем или резервная Камера с трансформатором напряжения Камера секционного разъединителя (или ввода с разъединителем) Камера трансформатора собственных нужд
27
1деляющнй иазиачеиие камеры и номиналь-
|иые значения тока и напряжения
(табл. 17.7) и затем номер схемы главных электрических соединений (табл. 17.8).
Камеры могут быть с выкатиым элементом (коммутационной телеЖкой) и без него. Камера с выкатным элементом (см.
рис. 17.17) состоит из корпуса, выкатной тележки и блока низковольтной аппаратуры.
Выкатиая тележка с размещенными на ней масляным выключателем и трансформаторами тока может занимать три положения: рабочее, разобщенное (ремонтное) и
контрольное. В рабочем положении контакты первичных и вторичных цепей замкнуты и тележка находится в камере; в разобщенном — тележка выкачена из камеры; в контрольном — тележка остается в корпусе, цепи вторичных соединений замкнуты, а первичных разомкнуты. В камерах без выкатного элемента размещаются силовой трансформатор или трансформатор напряжения и т. п. Заземляющие ножи и двери всех камер, а также двери камер без выкатного элемента
сблокированы с выключателями.
На трансформаторных подстанциях и распределительных пунктах в системе электроснабжения железнодорожных потребителей наряду с КВВО-2 применяются камеры типов КСО-36 (с выключателями нагрузки), КСО-266, КСО-272 и друтие. Сведения о них приведены в каталогах Ииформэлектро.
Для наружной установки применяют КРУН 6-10 кВ (рис. 17.18). Тип шкафа определяется номенклатурным номером. Шка-
с масляным выключателем
фы имеют уплотнения, предотвращающие попадание атмосферных осадков,, пыли, и рассчитаны для работы при температурах окружающего воздуха от —40 до +35°С на высоте не более 1000 м над уровнем моря в условиях относительной влажности не более 80%.
Рис. (7.18. Шкаф кабельного ввода КРУН 6-10 кВ: 1— корпус шкафа; 2-г-отсек сборных шин; 3 — блок низковольтной аппаратуры; 4 — релейный отсек; 5 — отсек выкатной части; 6 — выкатная тележка; 7 — стационарное заземляющее устройство; 8 — отсек трансформаторов тока и кабельного ввода; 9 — трансформатор тока; 10 — отсек верхних неподвижных контактов
2490
28
Таблиц а 17.8
Номера схем главных электрических соединений, используемые в условных обозначениях камер КВВО-2
Номер Тип схемы оборудования Схемы первичных соединений Наименование присоединения
01 ВМП-10К, привод ПЭ-11 О-, Воздушный (кабельный) ввод
1 1 1 1 плп v 1 лидитам линия То же
кто и /гтгт 1
пллп I гиг
привод ПЭ-11 (1111-67) 1 04 ВМП-10К, привод ПЭ-11 (ПП-67) |\ Е лаииюиыи о о О Д ИЛН ОТХО- “1 дящая линия =2 Секционный выключатель ?
05 ВМП-10К, привод ПЭ-11 (ПП-67) 5 ! 06 ВМП-10К, Кабельный ввод или отхо-дящая линия • — Воздушный (кабельный) ввод или отходящая линия 1 Трансформатор напряжения, подключенный к сборным шинам G) ТпанссЬопмятоп наппяжрния-
привод ПЭ-11 (ПП-67) 1 07 РВЗ-10/400 пкт-ю НТМИ-Ю(б) 08 РВЗ-10/400 5 Z! J
ПКТ-10 V1 НТМИ-Ю(б) 1 * 1 подключенный к линии
29
Продолжение
Номер схемы Тип оборудования Схемы первичных соединений Наименование присоединения
09 . РВЗ-10/400 ПКТ-Ю НТМИ-Ю(б) РВО-Ю РВЗ-10/400 пкт-ю НТМИ-Ю(б) НОМ-10(6) РВЗ-10/400 пкт-ю НИМ-10(6) РВЗ-10/600 (РВЗ-10/1000) РВЗ-10/600 (РВЗ-10/1000) РВЗ-10/600 (РВЗ-10/1000) РВЗ-10/400 пк-ю ТМ-40/10 (ТМ-40/6) РВЗ-10/400 пк-ю TM-40/IQ (ТМ-40/0) РВ-10/600 'ЦРВ-10/1000) т Й • • !• Трансформатор напряжения и разрядник Трансформаторы напряжения, подключенные к сборным шинам Трансформатор напряжения, подключенный к линии Секционный разъединитель с выводом вправо Секционный разъединитель с выводом влево Ввод и отходящая линия с разъединителем Резервная камера Трансформатор собственных нужд, подключенный к линии Трансформатор собственных нужд, подключенный к сборным шинам Секционный разъединитель *
10 11 12 13 14 15 16 17 18 \ т 1 ] f 0^ f — 11 1— / н4—-1 11 э -у 1
30
СО
3300
Рис. 17.19. Блок фидера 27,5 кВ:
/ — подставка; 2 — привод двигательный; 3 —опорный изолятор; 4 — масляный выключатель; 3 —лестница; 3 —запасная шина; 7 — разъедини* тель запасной шины; 8 — линейный разъединитель; 9 — шинный разъединитель; 10 — привод ручной
ел
ю
Рис. 17.20. Блок секционного разъединителя, трансформаторов напряжения и разрядников 27,5 кВ:
1- подставка- 2 - шкаф выводов; 3 — трансформатор напряжения; 4 — разрядник; 5 — изолятор опорный; 6 — разъединитель трансформаторов ' напряжения; 7 — разъединитель секционный
Рис, 17.21. Блок фидера 35 кВ с выключателем С-35:
Z — ручной привод разъединителя: 2 — масляный выключатель; 3, 4 — разъединители (шинный и линейный); 5 — изолятор фиксаторный; ь — трансформатор тока; 7 — шкаф выводов; 8 — подставка
Шкафы выпускают на номинальные токи 600, 1000 А и по специальному заказу на 1500 А, комплектуются масляными выключателями ВМГ-10 или ВМП-10К с электромагнитным приводом ПЭ-11 (в дальнейшем будет устанавливаться только BMII-10K с встроенным приводом) и имеют стационарные заземляющие ножи со стороны линии, сблокированные с выключателем. В шкафах трансформаторов напряжения заземляющие ножи установлены со стороны шин.
Шкафы изготовляют с коммутационными тележками выкатного тийа с двусторонним обслуживанием (с фасада и сзади). На выкатной тележке располагают выключатель с приводом, трансформаторы напряжения и разрядники.
Тележка может занимать три положения: рабочее, разобщенное (ремонтное) и контрольное (аналогично тележкам шкафов КВВО-2).
Схемы первичных и вторичных цепей выполнены по типовым проектам. В связи с большим количеством вариантов схем они здесь не приводятся. Для подбора и заказа шкафов следует пользоваться номенклату
2 Зак. 1611
рой Люберецкого электромеханического завода.
Распределительное устройство СЦБ комплектуется из шкафов, аналогичных вышеописанным, с изменениями, обусловленными схемой главных электрических соединений.
На трансформаторных подстанциях и распределительных пунктах в системе электроснабжения железнодорожных потребителей применяются также шкафы типов K-Viy, К-37, К-39 и т. п., сведения о которых приводятся в каталогах «Информэлек-тро» и справочной литературе по электроподстанциям общего назначения.
Комплектные распределительные устройства 27,5 и 35 кВ. Для сооружения ОРУ 27,5 и 35 кВ применяют блоки заводского изготовления (рис. 17.19, 17.20 и 17.21). Блоки изготовляют по типовым схемам РУ 35 и 27,5 кВ (см. § 17,2), комплектуются выключателями ВМК-27.5Э и ВМК-35Э-1/1 для РУ 27,5 кВ; ВМК-35Э-1/1 или С-35 для РУ 35 кВ и рассчитаны для работы при температурах от —40 до +35°С на высоте не более 1000 м над уровнем моря и в условиях незагрязненной среды.
33
1800
Рис. 17.22. Ячейка фидерного выключателя 3,3 кВ (ошиновка вне камеры разъединителей и сборные шины заводом ие поставляются):
/ — замок блокировки; 2 —щит; 3 — ограждения; 4 — выключатель быстродействующий; 5 — испытатель коротких замыкаинй; 6 — высоковольтное реле напряжения 7 — станция управления выключателем; 8 — предохранитель
Рис. 17.23. Камера разъединителей фидера 3.3 кВ:
/ — шунт; 2 — замок ключевой блокировки; 3 — привод; 4 — амперметр: 5 — разъединитель запасной; 6 — разъединитель шинный
Блок представляет собой сварную металлическую конструкцию, на которой смонтировано оборудование первичной цепи присоединения; сборки зажимов цепей управления и защиты, предохранители электромагнита привода и подогревных элементов выключателя (для блоков с масляными выключателями) размещаются либо в специальном шкафу —для блоков с выключателями С-35, либо в шкафу привода — для блоков с выключателями ВМК-27.5Э и ВМК-35Э 1/1.
Разрядники для защиты сборных шин и стационарные заземляющие ножи для их заземления размещают в блоках трансформаторов напряжения. Разрядники на обмотках понижающих трансформаторов в комплект блока ввода не входят; их устанавливают для блоков с ВМК-35 на конструкции заводского изготовления, которую крепят к блоку при монтаже; для блоков с С-35 — у понижающих трансформаторов. На блоке запасного выключателя 27,5 кВ смонтирован разъединитель для плавки гололеда на контактной сети.
Конструкция блоков позволяет производить ревизию выключателя, трансформаторов тока и напряжения при наличии напряжения на дальних контактах шинного и линейного разъединителей. Для удобства обслуживания на блоках 27,5 кВ на уровне установки трансформаторов тока и низа колонки выключателей предусмотрел решетчатый настил. Блоки 27,5 кВ снабжены лестницей, сблокированной замком ключевой блокировки с заземляющими ножами обоих р азъединителей.
Комплектные распределительные устройства 3,3 кВ. Для этих РУ изготовляют камеры и ячейки внутренней установки, которые рассчитаны на работу в тех же условиях, что н комплектные РУ 6—10 кВ внутренней установки.
Ячейки внутренней установки для присоединений фидеров контактной сети 3,3 кВ, запасного выключателя и выпрямительного агрегата (рис. 17.22) представляют собой сборную конструкцию, состоящую из камеры разъединителей, шкафа или щитка управления, щита с дверями и ограждения. В камере разъединителей (рис. 17.23) смонтированы разъединители силовой цепи присоединения, на фасаде ее расположены рукоятки приводов и измерительные приборы, двери камеры сблокированы с заземляющими ножами разъединителей. Шкаф (щиток) управления располагается в нижней части камеры разъединителей и содержит аппаратуру управления, сборки зажимов, предохранители, шунты и резисторы; на фасаде шкафа расположены сигнальная аппаратура, ключи и кнопки управления. Щит с дверями и ограждение представляют собой сварные металлические конструкции, преграждающие доступ к быстродействующим выключателям из коридора обслуживания и соседних ячеек. В комплект ограждения входят швеллеры для установки выключателей. Дверн ячейки сблокированы с заземляющими ножами разъединителей. Выключатель комплектно со станциями управления и реле РДШ (для ячеек с выключателями ВАБ-28), а также испытатель коротких замыканий поставляются отдельно и устанавливаются в
2*
35
ячейке при монтаже. Комплектно с ячейками поставляются высоковольтные реле напряжения и предохранитель для защиты испытателя коротких замыканий и реле напряжения.
Изготавливаются также камеры для подключения сглаживающего устройства и секционирования шин 3,3 кВ.
В камерах для секционирования шин размешаются разрядники РВПК-3,3. Камеры представляют собой сварные металлические шкафы, содержащие оборудование первичной цепи присоединения; рукоятки управления приводами находятся на лицевой стороне камеры.
§ 17.7. Щиты, панели управления и защиты
Аппаратура управления, защиты, автоматики и телемаханики, распределительные устройства собственных нужд, измерительные приборы и другие устройства вторичной коммутации на подстанциях размещаются в стойках блоков, различных шкафах и ьа панелях, изготавливаемых заводами на основании типовых проектов тяговых подстанций.
моническая схема присоединений, управляемых со стойки, установлены ключи и кнопки управления, аппаратура световой сигнализации и сигнальные реле, а также измерительные приборы; в заднем отсеке шкафа расположены съемные блоки с аппаратурой. Из секций стоек блоков набирают щиты управления с единой мнемонической схемой распределительных устройств (рис. 17.24), Шкафы секций крепят сваркой к закладным деталям в полу щитового помещения.
Шкафы выводов, силовые, зашит и т. п. для наружной и внутренней установки различаются размерами и способом установки — напольные, навесные и т. п.
Прислонная панель представляет собой металлический каркас, на лицевой стороне которого расположены реле, счетчики и другие приборы с передним присоединением, а также сборки зажимов. Прислонные панели устанавливают, как правило, у стен щитового помещения и крепят сваркой к закладным деталям в полу и стене.
На опорных и транзитных тяговых подстанциях применяются также панели защиты линий электропередачи типов ЭПЗ и ДФЗ. Панель представляет собой сварной металлический каркас, с лицевой стороны которого монтируется основная аппарату-
Рис. 17.24. Элемент фасада i
щита управления тяговой подстанции постоянного тока
Стойки блоков набирают из отдельных секций, представляющих собой металлические шкафы с двусторонним обслуживанием. В переднем отсеке шкафа расположены сборки зажимов, предохранители и выполнен монтаж соединительных проводов, на дверях стоек управления изображена мне-
ра; вспомогательное оборудование и соединительные провода монтируются внутри каркаса. Устанавливаются панели так же, как стойки блоков.
Типы и название щитов, панелей, шкафов приводятся в номенклатурных списках заводов-изготовителей.
Глава 18
ПЕРЕДВИЖНЫЕ ТЯГОВЫЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ, ПОСТЫ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ, ПУНКТЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОГО • СОЕДИНЕНИЯ
§ 18.1. Передвижные тяговые электроустановки
*
К передвижным тяговым электроустановкам относятся передвижные тяговые подстанции, передвижные понижающие трансформаторы с подключающими устройствами, передвижные устройства компенсации реактивной мощности.
Передвижные тяговые электроустановки предназначены для обеспечения питания контактной сети электрифицированных железных дорог при выходе из строя стационарных тяговых подстанций, а также могут быть использованы для временной замены оборудования стационарных подстанций при авариях или ремонтах как источники дополнительной мощности при росте тяговых нагрузок или для улучшения режима напряжения в тяговой сети.
Передвижные тяговые электроустановки подключают к ЛЭП 110 и 220 кВ с помощью быстродействующих отделителей, дополненных однополюсными короткозамыкателями,
а к ЛЭП 6, 10 н 35 кВ — с помощью масляных выключателей. Распределительные устройства для подключения к ЛЭП ПО и 220 кВ входят в состав передвижных тяговых подстанций переменвого тока, а к ЛЭП 6, 10 и 35 кВ— в состав передвижных тяговых подстанций постоянного тока. Для подключения к ЛЭП ПО кВ передвижных тяговых подстанций постоянного тока (табл. 18.1 и рис. 18.1) используют передвижные понижающие трансформаторы (табл. 18.2 и рис. 18.2>) с подключающими устройствами.
Присоединение передвижных тяговых электроустановок к ЛЭП производится отпайками от одноцепных или от одной из цепей двухцепных линий. Для присоединения нескольких электроустановок применяют чередование отпаек от разных линий или цепей. В случае присоединения передвижных тяговых подстанций переменного тока (см. табл. 18.2 и рис. 18.2) соблюдают фазиров-ку в соответствии с принятым для данного участка циклом чередования. При одновременном подключении нескольких передвиж-
Рис. 18.1. Варианты выполнения передвижных тяговых подстанций постоянного тока по проектам П192. П206 и П223 (а, б), П226 и П227 (в), П227 и П293 (г), П240 (д) и П254 (е) с РУ 10 или
6 кВ (а, в. д, е) и с РУ 35 кВ (б, г, е):
1— платформа с РУ 10 (6) кВ; 2 — платформа с РУ Q5 кВ; 3—платформа с трансформаторами; 4 — вагон с полупроводниковыми выпрямителями; 5 — платформа с полупроводниковыми, выпрямителями; 6 — вагон фидеров 3,3 кВ; 7 — платформа с трансформатором и РУ 10 кВ; 8 — платформа с полупроводниковыми выпрямителями, соединенными по мостовой схеме; 9 — вагон фндеров специальный (ЧССР); 10 — вагон полупроводниковых выпрямителей специальный (ЧССР)
37
Т а б л и ц а 18.1
Основное оборудование передвижных тяговых подстанций постоянного тока
Номер проекта ПКБ ЦЭ М ПС Первичное напряжение, кВ Типы Охлаждение выпрямителя Схема выпрямления
масляного выключателя преобразовательного трансформатор в выпрямителя сглаживающего реактора
П192, П206 6 10 35 ВМГ-133-111 ВМГ-133-П ВБД-35-600 2ХУТМРУ-6300/35 БКВВ-I (П192) KBB-III (П206) РБФА-У-6500/3250 11 мГн, 3250 А Принудительное, воздушное Дне обратные звезды с уравнитель ным реактором
П223 10 ВМГ-133-11 2хОАТ-40 (см. примечание 2) БКВВ-1 То же То же То же
П226 10 ВМГ-133-IJ * 2 х ОАТ-40 ПВКЕ-2 » Естественное воздушное »
П227, П293 6 10 35 ВМГ-133-111 ВМГ-133-11 ВБД-35-600 2ХУТМРУ-6300/35 или 2ХТМПУ-6300/35Ж ПВКЕ-2
П240 10 ВМГ-133-11 ТМР-11.000/10 ПВКЕ-2 РБФ-3000 6,5 мГн, 3000 А Мостовая
ПП254 (см. примечание 1) 10 35 ВМП-1011 ВМП-35П Изготовления ЧССР (см. примечание 3) ПВКЕ-ЗП 6 мГн, 3000 А изготовления ЧССР То же Две обратные звезды с уравнительным реактором
Примечания. I. Передвижные тяговые подстанции по проекту П254 переоборудованы из подстанций с ртутными выпрямителями (РВ) производства ЧССР.
2. Преобразовательный трансформатор ОАТ-40 с передвижных тяговых подстанций с РВ производства ГДР и имеет ST = 4420 кВ-A я ?к = 8,5%.
3. Преобразовательный трансформатор изготовления ЧССР имеет ST = 5380 кВ'А и е = 9%
4 Преобразовательные трансформаторы УТМРУ, ТМПУ, ОАТ-40 и производства ЧССР включены параллельно.
5. Все передвижные тяговые подстанции имеют по два фидера 3,3 кВ На каждом фидере установлено по два последовательно включенных выкатных БВ типа АБ-2/4 или. ВАБ-°8 (только на подстанциях по проекту П293).
6. Сглаживающие фильтры всех подстанций — однозвенные с резонансными контурами на частоты 300 . 600 , 900, 1200 Гц и апериодическим контуром.
Таблица 18.2
Основное оборудование и электрические параметры трансформаторов передвижных тяговых подстанций переменного тока и передвижных понижающих трансформаторов
Передвижная тяговая электроустановка Номер проекта ПКБ ЦЭ МПС Первичное напряжение. кВ Тип
трансформатора МВ фидера 27,5 (35) кВ МВ фидера ДПР и 35 кВ
П244 110 ТФТП-315С0/11Э ВМО-35 С-35-630-10
П дстанция переменного тока П273 220 ТДЦП-73-У1-25000/220 ВМК-27,53-1000/15 С-35-630-10У1
П279 110 ТДЦТП-32000/110 ВМК-27,53-1С00/15 С-35-630-10У1 •
Понижающий -рансформатор с подключающими устройствами П188 П281 ПО ТФТП-10000/НО ТДЦТП-10000/110 — ВМК-35Б
Продолжение
Передвижная тяговая электроустановка Номинальные параметры обмоток трансформатора
Напряжение, кВ Мощность, кВ-А Ток, А ик, %, между
ВН и СН ВН и НН СН и НН
Подстанция переменного тока 110/38,5/27,5 220/27,5 110/38,5/27,5 31500 25000 32000 167/480/670 66/526 168/480/680 17,5 17,5 10,5 12 10,5 6 6
Понижающий трансформатор с подключающими устройствами 110/38,5/11 10000 (см. примеч. 8) 52,5/100/525 f 18 11 6
Примечания. 1. Число фидеров 27,5 кВ контактной сети — два, ДПР — один.
2. РУ 35 кВ в электроустановках по проектам П244, П279, П188 и П281 имеет один фидер 35 кВ для пи-тания районных потребителей
3. Подстанции переменного тока имеют один фидер 10 (6) кВ для питания автоблокировки.
4. Первыми указаны номинальные параметры обмоток ВН, далее СН (для трехобмоточных трансформаторов) и НН, например, 110000/38500/27500 — напряжение обмотки ВН—110000 В; обмотки СН—38500 В: обмотки НН-27500 В.
5. Трансформаторы с первичным напряжением ПО кВ имеют обмотку с напряжением 220 В, мощностью
6. ТСН мощностью 100 кВ-А на передвижных подстанциях ПО кВ и понижающих трансформаторах получают питание от обмотки 38,5 кВ; на подстанциях 220 кВ — от обмотки 27,5 кВ.
7. При напряжении ПО кВ применяются отделители ОД-110/600 н короткозамыкатели КЗ-ПОМ; при напряжении 220 кВ соответственно ОД-220М/630 н КЗ-220М.
8. Мощность обмотки СН понижающих трансформаторов составляет 6662 кВ-А.
ных подстанций и невозможности выдержать принятый ранее цикл чередования — новый порядок чередования фаз должен быть согласован с питающей энергосистемой.
Техническая документация на присоединение передвижных тяговых подстанций к ЛЭП утверждается районным энергоуправлением Минэнерго и службой электрификации и энергетического хозяйства железной дороги, а само присоединение выполняется в соответствии с «Основными условиями присоединения передвижных тяговых электроус
тановок к электрическим сетям Минэнерго СССР».
Передвижные тяговые подстанции постоянного тока к шинам стационарных подключают высоковольтным кабелем, а переменного тока — воздушной линией. Питающие линии от передвижных подстанций постоянного и переменного тока к контакт1юй сети выполняют, как правило, воздушными и подвешивают на постоянных или временных опорах, а отсасывающие линии — либо воздушными, либо кабельными. Схема их при-
39
Рис. 18.2. Подстанции переменного тока с первичным напряжением ПО кВ (а) и 220 кВ (б), понижающие трансформаторы с подключающим устройством (в), устройство поперечной (г) и продольной (д, е. ж) компенсации реактивной мощности:
1— платформа двухосная с распределительным устройством (РУ) НО кВ; 2— платформа специальная с трансформатором ПО кВ; 3 — платформа двухосная СН . и СЦБ; 4—платформа двухосная фидеров 27,5 кВ н ДПР; 5 — вагон-щитовая двухосный; 6 — платформа четырехосная с РУ НО кБ; 7 — платформа четырехосная фидеров 27,5 кВ, ДПР, СН; 8 — вагои-щитовая четырехосный; 9 — платформа четырехосная с РУ 220 кВ; 10—разрядники 220 кВ (устанавливаются вне платформы); И— платформа специальная с трансформатором 220 кВ; 12 — платформа двухосная с РУ 35 кВ; 13 — то же с РУ НО кВ и щнтовой; 14 — платформа специальная с трансформатором НО кВ; 15 — платформа четырехосная с РУ 35 кВ; 16 — тоже с РУ НО кВ; 17— платформа с подключающим устройством и реактором; 18 — вагой с конденсаторами КПМ двухосный; 19 — платформа двухосная с. подключающим устройством; 20— вагой с конденсаторами КСП двухосный; 21 — платформа двухосная с подключающим устройством; 22— то жр конденсатопами КСП; 23— платформа четырехосная с конденсаторами КСП и подключающим устройством. (В скобках указана ддшна устройств продольной компенсации с одним вагоном или платформы с конденсаторами)
соединения к рельсовым цепям должна быть согласована с дистанцией сигнализации и связи. Питающие линии от подключающего устройства 35 кВ передвижных понижающих трансформаторов к нетяговым потребителям выполняют воздушными.
. Передвижное устройство поперечной компенсации реактивной мощности (табл. 18.3 и рис. 18.2, г), применяемое для улучшения качества энергии на участках переменного тока, включают между контактной сетью и заземленной фазой или между контактнрй сетью и тяговым рельсом (при установке на перегоне).
40
Передвижное устройство продольной компенсации (см. табл. 18.3 и рис. 18.2, д— ж), основное назначение которого повысить уровень напряжения в контактной сети переменного тока, включают в рассечку одной из фаз или в рассечку контактной сети (при установке на перегоне).
Заземленную фазу передвижной тяговой подстанции переменного тока и передвижной установки поперечной компенсации присоединяют к тяговому рельсу через путевой дроссель-трансформатор, а на передвижных подстанциях подключают также к контуру Заземления передвижной электроустановки.
Таблица 18.3
Основное оборудование передвижных устройств компенсации реактивной мощности
Передвижное устройство Номер проекта ПКБ ЦЭ МПС или Трансэлектропроекта Типы
конденсаторов реактора МВ
Поперечной компенсации Типовой проект 414 Трансэлектропроекта КПМ-0.6-50-1 или КПМ-1-50-1 РБКА-200/76 (200 Л, 72—80 мГн) ВМО-35 или МГО-27,5
Продольной компенсации П252 КСП-0,66-4 0 — ВМК-27.5П
П280
П302 КСП-1,05-75-У! или КСП-066-40 — ВМК-27.5П
Примечание. Электрические параметры приведены в § 10.2 и 10.3.
Передвижные тяговые электроустановки должны быть защищены от прямых ударов молнии и набегающих с линии волн перенапряжения.
§ 18.2. Посты секционирования
Контактная сеть электрифицированных участков секционируется с помощью постов секционирования, располагаемых, как правило, в середине межподстанционной зоны. На двухпутных (или многопутных) участках посты секционирования одновременно используются для осуществления, узловой схемы соединения контактной сети путей, что позволяет уменьшить потери энергии и повысить уровень напряжения.
Применение постов секционирования также ограничивает зону, отключаемую защитами, при повреждениях на контактной сети.
На всех фидерах контактной сети постов секционирования устанавливают разъединители с двигательными приводами для обеспечения работ на контактной сети при телеуправлении. Посты имеют земляную защиту, действующую на отключение всех фидерных выключателей и линейных разъединителей.
Посты секционирования иа участках переменного тока позволяют обеспечить селективную защиту контактной сети при отключении выключателей защитами первой ступени и по телеблокнровке.
Типовые посты секционирования для двухпутных участков (рис. 18.3) выполняют с одинарной несекционированной системой шин, к которой подключены через выключатели четыре фидера контактной сети. Типовых постов секционирования для однопутных участков нет. Для секционирования однопутного участка может быть применен один выключатель, включаемый в рассечку контактной сети. На ряде электрифицированных участков, а также за рубежом применяют посты секционирования на разъединителях. Недостаток таких постов —- зна
I
чительное время восстановления напряжения на неповрежденных участках контактной сети, отключенных фидерными выключателями тяговых подстанций.
Устройства поперечной компенсации реактивной мощности (КУ) на постах секционирования для двухпутных участков подключают к шинам поста через два последовательно соединенных масляных выключателя, один из которых шунтирован резистором сопротивлением примерно 400 Ом (подробнее см. § 10.2).
На однопутных участках устройства поперечной компенсации также подключают через два последовательно соединенных выключателя. Возможны два варианта: КУ подключают к существующему посту секционирования с одним выключателем; на посту устанавливают два выключателя, а КУ подключают между ними. Достоинство последнего варианта — симметричная схема включения КУ на участке.
2УкВ
руютен^ устрой-
Рис. 18.3. Схема главных электрических соединений поста секционирования переменного тока для двухпутного участка
41
sooo
OOSL
Рис. 18.4. Комплектный пост секционирования
переменного тока для двухпутного участка
Устройства продольной компенсации реактивной мощности включают в рассечку сборных шин поста секционирования.
На постах секционирования последних выпусков устанавливают масляные выключатели ВМК-27.5П.
Ранее на постах секционирования устанавливали трансформаторы напряжения на каждом фидере для питания цепей защиты и для возможности выполнения АПВ фидерных выключателей при появлении напряжения в контактной сети. После введения те-иебЯ'ЖУфевяж м.жцу фидерными выключателями тяговых подстанций и поста секционирования на посту устанавливают один трансформатор напряжения, подключаемый к шинам поста.
Питание собственных нужд поста осуществляется от однофазных источников напряжения частотой 50 Гц: основное —от линии ДПР, резервное — от ЛЭП автоблокировки. Схемы управления и защиты выполняют на оперативном переменном или выпрямленном токе.
Конструктивно комплектные посты секционирования заводской поставки (с поперечной компенсацией) состоят из трех блоков (рис. 18.4):
блока фидеров 2; на металлоконструкции его снаружи установлены высоковольтное оборудование и двигательные приводы разъединителей, а внутри шкаф управления, в котором расположены аппаратура управления и защиты контактной сети, аппаратура СН, пульты управления двигательными приводами разъединителей, аппаратура телемеханики и телеблокировкн;
блока 3, в котором установлены трансформатор СН типа ОМ-10/27,5 с предохранителем ПКН-35М и разъединитель с приводом;
блока 1 компенсирующего устройства, в котором установлены высоковольтное -обору-
Рис. 18.5. Схема главных электрических соединений поста секционирования постоянного тока для двухпутного участка
42
5010
Рис. 18,6. Комплектный пост секционирования постоянного тока для двухпутного участка; 1 — высоковольтный отсек; 2 — низковольтный отсек
43
дование КУ, приводы разъединителей, шкаф с аппаратурой управления н защиты КУ.
Конденсаторная батарея и реактор КУ устанавливаются отдельно
. Посты секционирования на участках постоянного тока позволяют обеспечить защиту контактной сети, так как в большинстве случаев быстродействующие выключатели тяговых подстанций не обеспечивают защиту всей межподстанционной зоны.
Посты секционирования для двухпутных участков (рис. 18.5) выполняют с одинарной несекционированной системой сборных шин. Каждый фидер контактной сети подключается к шинам поста через быстродействующий выключатель.
На однопутных участках пост секционирования имеет два фидера, каждый из которых питает контактную сеть в сторону одной из подстанций. Обычно фидерные БВ — поляризованные и поэтому применяют два выключателя. При неполяризованных быстродействующих выключателях ВАБ-28 на однопутном посту секционирования устанавливают один БВ Поскольку токи к. з. на контактной сети вблизи постов секционирования относительно невелики, на каждом фидере устанавливают по одному БВ.
Питание собственных нужд поста секционирования осуществляется от однофазных источников напряжения частотой 50 Гц: основное — от продольной ЛЭП 10 кВ, резервное — от ЛЭП автоблокировки. Схемы управления и защиты выполняют на переменном или выпрямленном оперативном токе.
Включающие катупщи быстродействующих выключателей подключают высоковольтным контактором через добавочный резистор к контактной сети. На каждом фидере поста устанавливают реле напряжения, подающее питание на катушку высоковольтного контактора включения БВ, чем обеспечивается автоматическое повторное включение (ЛПВ) отключенного выключателя при появлении напряжения в контактной сети.
Конструктивно комплектные посты секционировании постоянного тока заводской поставки представляют собой металлическую конструкцию (рис. 18.6), внутри которой в высоковольтном отсеке 1 расположены быстродействующие выключатели (два, чётыре или шесть), а в низковольтном 2 — аппаратура управления, защиты, СН, телемеханики и телеблокировки. Снаружи размещены линейные разъединители с двигательными приводами, трансформаторы и разрядники.
§ 18.3. Пункты параллельного соединения контактной сети
В зоне между постом секционирования и тяговой подстанцией или в зоне между тяговыми подстанциями (прн отсутствии поста секционирования) иа двухпутном участке могут быть установлены пункты параллельного соединения (ППС). Их применяют также и на двухпутных участках с консольным питанием. ППС применяли только на участках постоянного тока, хотя в принци-
Путь / . 3,3 нВ
РА7 [
К рельсу
К средней точке путеВого Врос сель-транарор-матора
\ БВ
Ирельсу
[PPf Путь II р
3,3 кВ
Рис. 18.7. Схема пункта параллельного соединения контактной сети
пе применение их целесообразно и на участках переменного тока.
Контактную сеть обоих путей в ППС соединяют с помощью быстродействующего выключателя ВАБ-28, дополненного неполя-ризованным реле — дифференциальным шунтом РДШ, и двух разъединителей Р1 и Р2 (рис. 18.7). Реле РДШ срабатывает при к. з. на контактной сети любого пути или перегрузках, отключая БВ. Схема управления позволяет включать и отключать БВ и разъединители по системе телемеханики и местному дистанционному управлению.
ППС автоматически включается при появлении напряжения на контактной сети обоих путей, так как в этом случае реле
Рис. 18.8. Комплектный пункт параллельного соединения (ППС)
44
напряжения РКН1 и РКН2. сработав, подают питание на контактор включения быстродействующего выключателя. Для защиты от перенапряжений установлены вентильные PPI, РР2 и роговые РРЗ. РР4 разрядники.
БВ и разъединители Р1 и Р2 отключаются при срабатывании защиты от замыканий на землю. Схема управления ППС выполнена таким образом, что при подаче команды на отключение разъединителя сначала отключается Б В, а затем разъединители.
Питание собственных нужд ППС осуществляется от комплектной однофазной трансформаторной подстанции КТПО-2,5/Ю с вторичным напряжением 220 В, подключенной к продольной ЛЭП 10 кВ. В ППС последних выпусков питание собственных нужд резервируется от второго источника, например от КТП, подключенной к высоковольтной линии автоблокировки. Питание оперативных цепей ПО В выпрямленного тока
производится от двух селеновых выпрямителей 75ГМ24Я.
Аппаратура ППС размещается в специальном шкафу наружной установки (рис. 18.8). На крыше шкафа размещены заземляющий разъединитель с приводом и вентильные разрядники. Роговые разрядники устанавливают вблизи ППС в пределах не далее одного пролета, а разъединители с двигательными приводами — на опорах контактной сети.
Выбор токов срабатывания реле РДШ и, следовательно, токов, при которых отключается ППС, производится при расчете контактной сети участка.
Уставки реле минимального напряжения РКП выбирают таким образом, чтобы якоря реле отпадали при напряжении на 200 В большем, чем напряжение у ППС при к. з. у поста секционирования; напряжение, прн котором реле РКН притянет якорь, должно быть на 200 В больше напряжения отпадания якоря.
Глава 19
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ И ПОСТОВ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ
§ 19 1. Выключатели высокого напряжения переменного тока и приводы к ним
Назначение и технические данные выключателей. Выключатели высокого напряжения переменного тока предназначены для включения и отключения электрических цепей с напряжением выше 1000 В в режимах нагрузки и коротких замыканий (к. з ).
Технические данные выключателей переменного тока (рис. i9.1—19.3) приведены в табл. 19.1—19.6.
В условных обозначениях выключателей переменного тока буквы (по порядку их расположения) означают: В — выключатель; М — масляный (маломасляный); Э — элегазовый; ЭМ — электромагнитный,
К — колонковый: У — серия «Урал»; П — с подвесными полюсами; С — условное обозначение серии; Г — горшковый; У — в усиленном исполнении; П — с встроенным пружинным приводом; числа означают номинальные напряжение и ток, номинальный ток отключения. Например, обозначение ВМК-27,5 П-1000-1 ОУ 1 расшифровывается следующим образом: выключатель, масляный, колонковый, номинальное напряжение 27,5 кВ; пружинный привод, номинальный ток 1000 А; номинальный ток отключения 10 кА; У — для умеренного климата; 1 —
категория размещения по ГОСТ 15150—69 и 15543—71.
Приводы к выключателям. Для включения и отключения выключателей тяговых подстанций и постов секционирования, как правило, применяют электромагнитные и пружинные приводы (рис. 19.4), а на трансформаторных подстанциях — также и ручные приводы. Выключатели одних типов поставляются с различными приводами, других — только с определенным приводом.
Основные технические данные электромагнитных приводов к выключателям на напряжение 10; 27,5; 35; ПО и 220 кВ приведены в табл. 19.7 и 19.8.
В условных обозначениях электромагнитных приводов буквы и цифры означают: Ш — помещенный в шкаф; П — привод; Э — электромагнитный. В условном обозначении пружинных приводов буквы означают: первая буква П — привод, вторая буква П — пружинный. ,
Выбор выключателей. При выборе выключателя его паспортные характеристики сравнивают с расчетными условиями работы в электроустановке. Выключатели выбирают по следующим условиям.
По напряжению. Номинальное напряжение выключателя В, должно
соответствовать номинальному напряжению установки Ином у, В:
В^ном Пном у. (19.1).
Рис.
19.1. Общий вид выключателя МКП-110МП:
1 — бак; 2 — привод электромагнитный; 3 — маслоуказатель; 4 — угловая коробка с указателем положения; 5 — коробка приводного механизма; б — ввод маслонаполненный; 7 — люк для производства под баком работ по подогреву; 8 — болт установочный и заземление; 9 — люк для производства работ внутри бака; 10 — кран маслоспускной
46
rrc- 19.2. Выключатель типа С-35М-630-10 с приводом ШПЭ-12. Размеры в скобках относятся к испол-выключателя с вводами, имеющими длину пути утечки тока внешней изоляции по категории Б: i ввод; 2 предохранительный клапан; 3 — крышка; 4 — газоотвод; 5 — бак; 6 — маслоуказатель;
7 —каркас; 8 — лебедка; 9 — маслоспускной кран; 10 — привод типа ШПЭ-12
Рис. 19.3. Выключатель ВМП-10 с приводом ПЭ-И: 1 — привод; 2 — выключатель; 3 —- тяга
47
Таблица 19.1
Электрические характеристики масляных выключателей для напряжений ПО и 220 кВ
Тип выключат ел я Напряжение наибольшее рабочее, кВ Номинальный ток включения, кА Предельный сквозной ток к.з., кА Предельный ток термической стойкости, кА Собственное время отключения с приводом, с, не более Время отключения с приводом, с, не более (ремя включения . не более Минимальная продолжительность бестоковой паузы при АПВ. с Тип привода
качение состав- Амплитудное значение
• ^Эффективное а п ериодической ляющей V с приводом, с
МКП-110-630-20У1 126,0 20/52 20 52 20 0,055 0,08 0,5+0,1 0,8 ПЭ-33
МКП-110-1000-20У1 126,0 20/52 20 52 20 0,055 0,08 0,5±0,1 0,8 ПЭ-33
МКП-1 ЮМ-630-20 126,0 20/52 20 52 20 0,04—0,01 0,055 0,6 0,8 ПЭ-33
МКП-110М-1000-20 126,0 20/52 20 52 20 0,04—0,01 0,08 0,6 0,8 ПЭ-33
У-110-2000-40У1 . 126,0 40/102 40 102 40 0,060 0,08 0,8 0,9 ПЭ-44-У1
У-220-1000/2000-25-У1 252 25/64 25 64 25 0,05 0,08 0,8 0,9 ПЭ-44-11У1
У-220-2000-40 252 40/102 40 102 40 0,045 0,06 0,9 1,1 ПЭ-46-1
Примечания, 1. Время протекания тока термнчгскэй стойкости для выключателей всех указанных типов 3 с. _
2. Выключатель У-110-2000-40 имеет в каждом полюсе по два встроенных трансформатора тока ТВ-110/150, выключатель У-220-1000/2000-25 — один трансформатор
3. Выключатели МКП выпускают в двух исполнениях: с баками на общей гаме (МК.П-110) и с отдельными баками (МКЛ-ПОМ).
4. В числителе дано эффективное, в знаменателе — амплитудное значение тока включения
Таблица 19.2
Установочные данные масляных выключателей для напряжения 110 и 220 кВ
Тип выключателя Высота, мм Длина, мм Ширина, мм Расстояние между осями фаз, мм Масса, кг
по длине по ширине выключателя без масла масла
МКП-110-630-20У1 МКП-110-1000-20У1 4900 1900 2274 1900 2274 8 825 9 61»
МКП-110М-630-20 МКП-1 ЮМ-1000-20 4962 1900 2274 2000 2360 8400 8 905
У-110-2000-40У1 4600 1650* 1400 2000 2105 11400 8000
У-220-1000-2000-25У1 8100 2658* 2016* 4000 3500 28000 27 000
У-220-2000-40 7400/8100 2756* 2016* 4000 3100 28000 27 000
Прим еа н и е. Вводы имеют нормальное исполнение (длина пути утечки внешней изоляции по кате-го^ии А, ГОСТ 9920—75) и усиленное исполнение (длина пути утечки внешней изоляции по категории Б).
* Значения длины и ширины приведены для одного полюса.
19.4. Пружинный привод ПП-67:
1 —- рукоятка; 2 — корпус; 3 — переключатель; 4 — электродвигатель; 5 — рукоятка червячного привода; 6 — рычаг; 7 — редуктор; 8 — зубчатое колесо; 9 — регулировочный болт; 10 — включающие пружины
05
Примечание. Выключатели С-35М-630-10 имеют встроенные трансформаторы тока типа ТВ-35/10, а МКП-35-1000-25 — типа ТВ-35/25
СО о? р ND ъ» р о о о Ст) 2 “S Я "сл о; » о о о ел S 1X1 £ Ъд □ о о о о 2 ВМО-35 М КП-35-1500 М КП-35-1000 МКП-35-1000-25У1 ВМК-35Э-1000/16 С-35-630-10 С-35М-630-10ХЛ1 С-35М-630-10У1 Тип выключателя СО fa п X
1 29,0 1 29,0 29,0 29,0 40,5 40,5 ! 40,5 40,5 о сл О "сл 40,5 Напряжение наибольшее чее, кВ рабо- "я л X
! 16,0 | 15,0 0*01 24,7 24,7 16,5 25,0 16,0 10,0 Ю,о 10,0 Номинальный ток, кА Я о и S3 •о
СТ) сл О СО ст> со о to ND СЛ ND СТ) о о О Действующее значение периодической составляющей Д ТЗ Ф fa Ф ^4 о$ ft) X СР о Я я
о о ND о со о со СЛ СТ) Si ND СТ) ND СТ) ND СТ) Амплитудное значение й сквозной кА X я со Е X fa 5
16,0 1 15,0 10,0 24,7 24,7 16,5 25,0 16,5 10,0 10,0 10,0 Предельный ток термической стойкости, кА ft) го fa СР Sc
СЛ сл сл СЛ СЛ — 4^ сл сл сл .Время протекания тока ческой стойкости, с терми- । для н
о ~о СТ) 0,070 0,055 0,045—0,05 0,05 090*0 090*0 80'0 0,050 1 1 Собственное время отключения, с, не более м и "О я BS rt> я я я ND
О "о Со 0,110 0,095 0,08—0,1 0,08 0,080 0,080 11*0 0,080 0,080 0,080 Время отключения с приводом, с, не более *,5 и 35 кВ
О 0,24 0,09 0,30—0., 35 0,3—0,4 О со 00 1 о Со О 0,19—0,24 0,26—0,34 0,26—0,34 0,26—0,34 Время включения с приводом, с, не более
1 0,5 0,5 1 0,5—0,6 0,5—0,6 9*0 0,5 0,5 0,5 ’ । 0,5 Продолжительность бестоковой паузы при АПВ, с ft) О\
99-UWU ПЭ-31Н ПМП-66 ПЭ-31 ПЭ-31 ПЭ-2 ПЭ-31 3 Со „ж ПЭ-11Б ПЭ-12ХЛ ПЭ-12 Тип привода fa я J= ft) <о со
Таблица 19.4
Установочные данные выключателей для напряжения 27,5 и 35 кВ
Тип выключателя Высота, мм Длина, мм Ширина, мм Расстояние между осями, мм Масса, кг
по длине по ширине выключателя без масла с приводом масла
С-35М-630-10АУ1 1940 1910 1220 650 660 930 230
С-35М-630-10БУ1 2030 1910 1220 650 690 1010 230
С-35-630-10А 1940 1910 1194 650 660 800 230
С-35-630-1 ОБ 2030 1910 1194 650 690 880 230
ВМК-35Э-1000/16 3130 1820 888 720 — 1070* 100
МКП-35-1000-25У1 3000 3115 1182 700 700 2750 800
МКП-35-1500 3083 2885 1114 730 2750
ВМО-35 2200 1000 1210 — 700 900 270
ВМК-27,5П-Ю00/10 2510+25 730 730 — — 425 30
ВМК-27,5Э-1000/ 15 3090+1!> 870+5 888 — 690* 40
ВЭО-27,5П-ЮОО-16У1 2623 880 880 — — 580 —•
Примечания. 1 Вводы выключателей С-35, МЦП-35 н ВМО-35 имеют нормальное А и усиленное Б исполнения в зависимости от длины пути тока утечки внешней изоляции (ГОСТ 9920—75).
2. Выключатели ВМ1<-27,5П и ВЭО-27,5П имеют встроенный пружинный привод с электродвигателем постоянного тока на напряжение 220 В, мощностью 180 Вт.
Допускается применение выключателей в установках с t/ном у, меньшем Дном, например, выключателей с Дном 10 кВ в установках с напряжением 3 и 6 кВ. При этом для современных быстродействующих выключателей сохраняется значение номинального тока отключения /ном 0- Номинальная отключаемая мощность выключателя 5НОм о при напряжении установки Д'НОм у, меньшем ДНоМ, должна быть пересчитана:
г _ Цюы у
*^НОМ О г; ^НОМО"
t'HOM
В системе электроснабжения 2x25 кВ рекомендуется применять трехфазные выключатели с номинальным напряжением 35 кВ. Питание контактной сети и питающего провода осуществляется через разные полюсы выключателя, имеющего общий привод на все фазы. Средние точки расщепленных обмоток 2x25 кВ трансформаторов подстанций и средние точки обмоток 2X25 кВ автотрансформаторов при этом заземлены (присоединены к тяговому рельсу).
При установке выключателей в районах, расположенных на высоте более 1000 м над уровнем моря, их номинальное напряжение следует откорректировать в соответствии с требованиями каталога.
По току нагрузки. Номинальный ток нагрузки выключателя /ном не должен быть меньше максимального тока нагрузки присоединения /н max или, если выключатель используется в схеме плавки гололеда, тока плавки 1Т:
Люм /птах» (19.2)
/ном
/р/^г»
(19.3)
где Кт — коэффициент.
Для выключателей питающих линий (вводов) и шин питающего напряжения подстанций /н max определяется схемой внешнего электроснабжения подстанции с. учетом транзита мощности через ее шины и режима работы схемы.
Максимальный ток нагрузки выключателя каждого понижающего трансформатора ПО или 220 кВ на обмотке, питающей тяговую нагрузку, должен соответствовать максимальному 15-минутному току тяговой нагрузки подстанции. Максимальный ток нагрузки выключателя на обмотке трансформатора, питающей нетяговые потребители, должен соответствовать максимальной нагрузке от всех нетяговых потребителей подстанции на этом напряжении.
Выключатель на стороне НО (220) кВ каждого понижающего трансформатора выбирается по суммарному максимальному 15-минутному току тяговой нагрузки подстанции /н max т и максимальному току нагрузки всех тяговых потребителей подстанции /н max pl
/н max = /н max т 4“ max р»
где к=0,84-0,9 — коэффициент, учитывающий несовпадение во времени максимумов тяговой и нетяговой нагрузки; /н тах т н
max р пересчитаны на напряжение ПО (220) кВ.
Для выключателей понижающих трансформаторов 35/6 или 10 кВ тяговых подстанций с двумя такими трансформаторами и выключателей нетяговых двухтрансформаторных подстанций максимальный ток нагрузки /н max определяется с учетом оптимального режима работы и взаимного резервирования трансформаторов:
/нтах = 1>33/НОМТ,
51’
5S
составляет 0,5 с. всех указанных типов номинальный ток отключения равен 20 кА, ток термической стойкости 20 кА, минимальная длительность бесгоковой
эффективное значение периодической составляющей
амплитудное значение
СП 00 Время протекания тока термической стойкости, с
♦ N3 О о Ю эффективное значение периодической составляющей S g: п» г S
Сп КЗ СП to СП to амплитудное значение - >с >
о о 0,10 0,12— 0,14 отключения с приводом о f л 2 л> = 2 JJ Л
0,20 0,30 0,30— 0,40 включения с приводом ис ырсмя, | более
О О1 о 0,50 0,50 Продолжительность бестоко-вой паузы при АПВ, с
привод пружинный Встроенный ПЭ-11; ПП-67 Тип привода /
Электрические характеристики масляных выключателей для напряжения 10 кВ
ох
S Н W
О Си
Таблица 19.6
Установочные данные масляных выключателей для напряжения 10 кВ
Тип выключателя Высота, мм Длина, мм Ширина, мм Расстояние между осями фаз, мм Масса, кг
выключателя без масла масла
ВМГ-10-630-20 1140 900 515 250 130 4,5
МГ-10-1000-20 1140 900 515 250 135 4,5
ВМП-10-630-20 840 774 500 250 140 4,5
ВМП-10-1000-20 840 774 500 250 145 4,5
ВМП-10-1500-20 840 774 500 250 150 4,5
МП-10П-630/350 900 700 660 230 243 4,5
ВМП-10П-1000/350 900 700 660 230 248 4,5
ВМП-10П-1500/350 900 700 660 230 258 4,5
Таблица 19.7
Электрические характеристики электромагнитных приводов
Номинальное напряжение электромагнита, В Потребляемый ток электромагнита, А Сопротивление обмоток электромагнита. Ом
Ти, включающего отключающего t включающего отключающего включающего 1 отключающего (одной секции) Число блок-контактов
ПЭ-11 110/220 110/220 116/58 2,5/1,25 0,73/2,94 88 4—8
ПЭ-ПУ 110/220 110/220 223/111,5 9/4,5 — — 4—8
ПС-10 НО или 220 110/220 195 или 98 5,0/2,5 1,128 44 6—10
ПС-ЮМ НО или 220 110/220 116 или 58 5,0/2,5 1,28 44 ±3,52 6—10
ПЭ-2 110/220 110/220 160/80 5,0/2,5 1,28— 1,48 40+3,52 4—12
ПЭ-11Б НО или 220 110/220 202 или 101 5/2,5 0,54 2,18 44+3,52 —
ПЭ-12 НО или 220 110/220 202 или 101 5/2,5 — — —
ПЭ-31 110/220 110/220 248/124 10/5 0,85— 0,92 20,25—23,75 10
ПЭ-31Н ПО ПО 170 ю 1,3±4% — —
ПЭ-33 110/220 110/220 488/244 10/5 0,453=4% 22 ±8 % 6
ПЭ-44У1 220 110/220 360 5/2,5 3,46/0,424 22±8% 16 5
ПЭ-46-1 220 110/220 500 20/10 3,34+4% 5,5+8%/ 22+8% 16 5
ПЭ-44-11У1 | 110/220 110/220 | 480/240 | 10/5 0,23 + 4%/0,92 11 ±8 %/44 16
Примечания. 1. Пределы напряжения электромагнитов: включающего — 80—100% от номинального отключающего 65—120%.
2. Номинальный ток сигнальных блок-контактов составляет 10 А, ток их отключения на напряжение ПО и 220 В переменного тока соответственно 10 и 5А, постоянного тока — соответственно 1,5 и 1 А.
53
Таблица 19.8
Установочные данные электромагнитных приводов выключателей
Тип привода Тип выключателя Высота, мм Длина, мм Ширина, мм Масса, кг
ПЭ-11 вмг-ю ВМП-10 460 321 208 58
ПЭ-ПУ ВМП-10-630-20КУ ВМП-10-1000-20 КУ — — — 58
ПС-10 ВМГ-133 495 330 200 55
ПЭ-2 МКП-35-1000 1335 650 800 370
ПЭ-12 С-35М-630-10У1 1206 870 264 130
ПЭ-11Б С-35-630-10 1100 500 265 125
ПЭ-31 СКП-35-1000-25У1 1330 2000 1300 310
ПЭ-31 Н ВМК-27.5Э ВМК-35Э ВМК-27.5Б 1245 870 60 390
ПЭ-33 МКП-110М-630-20 МКП-1 ЮМ-1000/21 1330 880 740 505
ПЭ-44У-1 У-110-2000-40У1 1330 2000 1300 750
ПЭ-46-1 VAYfrWi-’ift У-220-2000-40 ’1*2^ Ж, 935,
ПЭ-44-11У1 У-220-1000-25У1 У-220-2000-25У1 920 660 — 780
Примечание. Приводы, кроме ПЭ-П, устанавливают в шка{>у, который имеет обозначение ШПЭ.
где /ном т — номинальный ток трансформатора, А.
На однотрансформаторных подстанциях ток выключателей трансформаторов с учетом возможной перегрузки зимой
/н max = ’ ,3/ном т.
Для преобразовательных трансформаторов тяговых подстанций постоянного тока значение 1К max определяют как меньшее из максимальных допустимых (с учетом перегрузки) токов нагрузки трансформатора или преобразователя агрегата. Токи нагрузки трансформаторов собственных нужд, трансформаторов подогрева выключателей и других трансформаторов малой мощности много меньше номинальных токов выключателей, выпускаемых промышленностью. Поэтому выключатели для этих присоединений, выбранные с минимальными значениями номинальных токов, дополнительно по токам нагрузки можно не проверять.
Выключатели, секционирующие на подстанциях шины 6—220 кВ, выбирают по суммарному максимальному току присоединений наиболее нагруженной секции шин, а выключатели фидеров контактной сети — по максимальному 15-минутному току фидера. Запасной (обходной) выключатель контактной сети выбирают по максимальному 15-минутному току наиболее загруженного фидера.
Для фидеров нетяговых потребителей 6; 10; 35 и 27,5 кВ выключатели выби
54
рают по максимальному нагрузочному току соответствующих потребителей.
Все нагрузочные токи принимают соответствующими пятому расчетному году эксплуатации.
При использовании в схеме плавки гололеда выключателей наружной установки и времени плавки, не превышающем 2 ч, допускается 50%-ная перегрузка выключателей по току. В этом случае должно соблюдаться соотношение
/ном /г/М» где /сг = 1,5.
Если в схеме плавки гололеда применены выключатели внутренней установки, то Кг := 1 •
По динам и у: е с к о й стойкости при коротком замыкании. Динамическую стойкость выключателя проверяют исходя из предельного значения сквозного (проходящего) тока короткого замыкания, который может протекать через включенный выключатель.
Для выключателей, выпускаемых по ГОСТ 687—78, должны выполняться условия:
/ ном д /кз и
(пом л — 1 >8 /ном д > /у«
где /ном д — номинальное действующее значение симметричного тока динамической стойкости, А; Да — действующее значение начального сверхпереходного тока ко-
рапгого замыкания, A; iHOM д — номиналь-I ж мгновенное значение асимметричного тока динамической стойкости, A; iy — максимальное мгновенное значение тока короткого замыкания (ударный ток короткого замыкания) .
Для выключателей, выпускаемых по ранее действовавшим стандартам, должны вы-голняться условия:
/ном д 1у и *ном д *у» .
где /ном у и 1вом у — соответственно действующее и мгновенное значения номинального тока динамической стойкости; /у и /у — соответственно действующее и мгновенное значения ударного тока короткого замыкания, А:
/у = /из /1 + 2(ку- 1)2 ;
/у = куУТГ /кз. (19.4) Коэффициент Ку= И-е-0-01/7'.
Постоянная времени цепи короткого замыкания, с:
Т --=XI^R = XI2-jR, (19.5)
где X и R — соответственно индуктивное и активное сопротивления схемы относительно точки короткого замыкания, Ом; f — частота тока в цепи, Гц. Как правило, для транспортных электроустановок X/R^fj (обычно X/R^.2-^3).
По отключаемому току (мощности). Для выключателей, выпускаемых по ГОСТ 687—78, должны выполняться условия:
/ ном I кз и 2 /ном о (I + ₽н) >
/кз(1 + е~хР/Т).
где /ном о — номинальный ток отключения, А; рн — номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе, заданное стандартом в зависимости от тр — времени, с, от начала короткого замыкания до размыкания контактов выключателя (рнс. 19.5):
Z7 10 20 50 40 50 60 70 Т^ПС
Рнс. 19.5. Зависимость номинального относительного содержания апериодической составляющей тока к. з. от расчетного времени отключения к. з«
Здесь /3 min — минимальное время срабатывания защиты, принимается равным 0,01 с; /Св — собственное время отключении выключателя, с.
Для выключателей, выпускаемых по ранее действовавшим стандартам, должны выполняться условия:
/ном о /ро — Ла < 1 + 2е
Shom о Spo>
где /ро — расчетное действующее значение полного тока короткого замыкания, А, за время тр; SH0M о — номинальное значение мощности отключения, MB-A; Spo — расчетная мощность короткого замыкания, МВ-А:
Spo -- М /цзС/н-
По термической стойкости при коротком замыкании. Для выключателей должно выполняться условие
^номт^т> /?кз.
(19.6)
где /ном т — номинальный ток термической стойкости. А, действующий в течение допустимого времени /т, с; Вка — величина, характеризующая количество тепла, выделяемое в выключателе при коротком замыкании, А2с. При удаленном к. з.
Вкз = /кз/т- (19.7)
Здесь /т—/з-Р/свп-ЬГ, где /з — время действия основной защиты, с; /свп — время отключения выключателя с приводом, с.
По типу привода. Выбор выключателя с тем илн иным приводом зависит от вида оперативного тока, примененного в электроустановке. Наиболее надежны и просты электромагнитные приводы, однако, для включения выключателей, оборудованных такими приводами, требуется источник постоянного тока большой мощности (например, для включения выключателя 220 кВ необходима мощность более 160 кВт). При использовании с этой целью аккумуляторных батарей необходимо применять в цепях включения кабели большого сечения.
Для ряда выключателей с электромагнитными приводами допускается включение от сети переменного тока с помощью выпрямительной установки, в том числе и так называемое зависимое включение, т. е. с помощью выпрямительной установки, питающейся от источника переменного токд (например, шнн собственных нужд подстанции), гальванически связанного с сетью, в которой работает выключатель. Для выключателей 10 кВ с электромагнитными приводами, имеющими малое сечение магнитопроводов н, следовательно, большие потери при питании выпрямленным током, зависимое включение не разрешается. Пружинными приводами оборудуют выключатели с напряжением до 35 кВ (включительно). Ручные приводы применяют для выключателей би 10 кВ трансформаторных подстанций.
55
Таблица 19.9
сл о
Технические данные устройств подогрева выключателей и их приводов
Тип выключателя Напряжение устройств подогрева, В Нагреватели масла Температура включения Нагреватели привода Температура включения
масла привода Общая мощность, кВт Количество на один полюс подогрева масла, °C Общая мощность, кВт Количество подогрева привода, °C
ВМК-27.5П 220 220 1,8 2 -15 0,8 2 Ниже 0
ВЭО-27.5П 220 220 2,5 2 Ниже 0 0,8 2 Ниже 0
С-35 220 НО 0,8 2 -20 0,4 1 -5
МКП-35 220 ПО 3,6 2 —20 0,8 2 -5 I
МКП-1 ЮМ 220 110 15,0 3 —20/—25 0,8 2 -5 I
У-110-2000 220 НО 15,0 3 —20/—30 1,6 4 -5
- ИЛИ 220 1 1 1
У-220-1000/2000-25 220 но 50 — —20/-30 4,8 12 -5 । 1
или 220 НО
С-35М 220 ИЛИ 220 3,6 2 -15 0,4 1 -5
Примечания. 1. В соответствии с инструкциями завода-изготовителя допустимо включение устройства подогрева приводов одновременно с подогревом выключателя. 2. В числителе указана температура включения 1-й секции, в знаменателе — 2-й.
Включают выключатели вручную с помощью рычажной системы. Такне приводы из-за того, что усилие на рукоятке (либо штурвале) включения ограничено значением 200— 250 Н, применяют для маломощных выключателей и, следовательно, в установках с малыми значениями токов короткого замыкания. Ручной привод не допускает АПВ выключателя.
Выключатели с электромагнитными приводами при снятом напряжении допускается включать с помощью специальных рычагов и домкратов.
Все приводы, в том числе и ручные, имеют отключающие электромагниты постоянного или переменного тока, с помощью которых осуществляется автоматическое отключение выключателя. Все приводы позволяют отключать выключатель с помощью механического воздействия иа электромагнит отключения.
В пружинные и ручные приводы, помимо электромагнитов отключения, действующих при дистанционном управлении или срабатывании защит, могут встраиваться и электромагнитные реле максимального тока или минимального напряжения, действующие непосредственно на механизм отключения (расцепления) привода. Эти реле прямого действия применяются в установках с оперативным переменным током.
По месту установки. Выключатели изготовляют в различном климатическом исполнении, для внутренней или наружной установки, для работы в условиях нормальной и загрязненной атмосферы.
При установке выключателей в районах с минусовой наружной температурой воздуха (в том числе в неотапливаемых закрытых распределительных устройствах) предусматривают специальные встроенные подогреватели, которые включаются при температурах, указанных для каждого выключателя и привода в инструкциях по их эксплуатации.
При отсутствии таких данных в инструкциях необходимо обеспечить включение подогревателей для выключателей при температуре, указанной в табл. 19.9.
§ 19.2. Силовые трансформаторы
Силовые трансформаторы общего назначения по своим основным техническим параметрам должны удовлетворять требованию ГОСТ 11677—75, а также ГОСТ иа трансформаторы различных классов напряжения.
Условное обозначение трансформатора содержит буквенное обозначение, характеризующее число фаз (О — однофазные, Т — трехфазные), вид охлаждения (М — естественное масляное, Д — масляное с дутьем и естественной циркуляцией масла, ДП -— масляное с дутьем и принудительной циркуляцией масла), число обмоток, если их больше двух, работающих нд самостоятельные сети (для трехобмоточиого трансформатора применяют букву Т), и вид переключения ответвлений; цифровое обозначение, характеризующее номинальную мощность и класс напряжения; год выпуска рабочих чертежей трансформаторов данной конструкции: климатическое исполнение и катего
рию размещения по ГОСТ 15150—69 и 15543—70.
Кроме того, в обозначении трансформаторов могут быть следующие буквы: Н — выполнение одной из обмоток с устройством РПН- А — автотрансформатор (впереди обозначения); Р — трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения (после числа фаз); Ж — для железнодорожного транспорта, электрифицированного иа переменном токе; Э — трансформаторы, предназначенные для электрификации железных дорог (ставилось ранее в конце общего обозначения).
Условное обозначение, например, ТДТН-16000/110-72У1 расшифровывается следующим образом: трехфазный трансформатор; охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла; трехобмоточный, с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой; номинальная мощность 16 000 кВ А, класс напряжения ПО кВ, год выпуска конструкции 1972; климатическое исполнение У — для умеренного климата, категория размещения 1 — наружной установки.
Габарит трансформатора (табл. 19.10) определяется его мощностью и напряжением.
Таблица 19.10
Габариты трансформаторов
Напряжение. кВ До 35 включительно До НО Более 110 до 330
Мощность кВ-А До 100 От 100 до 1000 От 1000 до 6300 Более 6300 До 32 0 00 От 32 000 до 80 000 До 80 000
Габарит I II III IV V VI VI
Силовые трансформаторы имеют устройства для переключения ответвлений обмоток: РПН — ступенчатое регулирование (переключение) под нагрузкой; ПБВ — переключение при отключенном трансформаторе, т. е. без возбуждения.
Основные технические данные силовых трансформаторов приведены в табл. 19.11— 19.25, в которых указано значение потерь Рк короткого замыкания и напряжения ик короткого замыкания иа основном ответвлении; уровень Б потерь Рх холостого хода и ток холостого хода А относятся к трансформаторам, в которых использована электротехническая сталь, имеющая удельные потери не более 1,1 Вт/кг, уровень А — не более 0,89 Вт/кг.
Трансформаторы иа обмотках высшего (ВН), среднего (СН) и низшего (НН) напряжения должны иметь вводы нормального исполнения; по заказу потребителя они могут быть изготовлены с вводами усиленного исполнения. Трансформаторы одного и того же типа, изготовленные различными заводами, имеют незначительную разницу в габаритах и массе.
Допуски значений электрических характеристик трансформаторов указаны в табл. 19.26. Трансформаторы допускают па-
57
Электрические характеристики силовых трансформаторов классов напряжения 150 и 220 кВ
Тип трансформатора Номинальное напряжение обмоток, кВ Потери, кВт «к- % 'х . % Схема и группа соединения обмоток Пределы РПН со стороны ВН, % Уном
ВН СН НН ₽х рк вн-сн вн-нн сн-нн
ТДТНЭ-25000/150-70 158 27,5 или 38,5 6,6 11,0 27,5 34 145 10,5 10,5 18,0 18,0 18,0 10,5 6,0 0,90 Ун/Д/Д-11-ll У н/^н/Д'0- 11 ±8x1,50
ТДТН-40000/150 158 38,5 6,6 11,0 53 185 10,5 18,0 6,0 0,80 ^н/^н/Д‘0’ 1 1 ±8x1,50
ТДТНЭ-40000/150-71 158 27,5 или 38,5 6,6 11,0 27,5 63 200 10,5 10,5 17,0 17,0 17,0 10,5 6,0 0,90 Ун/Д/Д-И-11 Ун/Ун/д-о-п ±9x1,78
ТДТН-63000/150 158 38,5 6,6 11,0 67 285 10,5 18,0 6,0 0,70 Ун/Ун/Д-0-п ±8X1,50
ТДТН-25000/220 230 38,5 6,6 11,0 50 135 12,5 20 6,5 1,20 Ун/У„/Д-0-11 ±12X1,00
ТДТНЭ-40000/220-70У1 ТДТНЖ-40000/220-76УI 230 27,5 или 38,5 11,0 или 27,5 66 240 12,50 22,00 22,0 12,5 9,5 9,5 1,10 Ун/Д/Д-11-11 У н/У н/ Д-0-11 ±12X1,00
ТДТН-40000/220-70У1 ТДЦТН-63000/220-77У1 230 230 27,5 38,5 38,5 6,6 11,0 6,6 11,0 66 91 240 320 12,50 12,50 12,5 22,0 22,0 24 9,5 9,5 10,5 1,1 1,0 Ун/Д-Д-Н-11 Ун/Ун/Д-и-11 Уц/Ул/Д-0-11 ±12X1,00 ±12X1,00
Примечания. 1. Обмотка СН имеет ПБВ: +2x2,5% при токе 700 А, ± 5% при токе до 1200 А, при токе свыше 1200 А напряжение на стороне СН не регулируется Обмотку на напряжение 27,5 кВ выполняют нерегулируемой. и у ру •
2. Трансформаторы класса напряжения 150 кВ допускают работу с иезаземленной нейтралью обмотки напряжением 150 кВ при условии защиты этой нейтрали разрядником Трансформаторы класса напряжения 220 кВ имеют только глухое заземление нейтрали. . н и р
3. Трансформаторы класса напряжения 150 кВ имеют по два трансформатора тока на линейных вводах ВН и СН, а также на нейтральном вводе ВН. У траиеЛопматопов ичглтлп. леиных в соответствии с ГОСТ 17546—72, один трансформатор тока должен быть установлен на стороне НН трансформаторов мощностью 25 МВ.А к более. р ’
4. Потери Р и ток 7Х указаны для уровня Б.
5. Для трансформаторов ТДТНЖ-40000/220-76У1 устанавливают на линейных вводах ВН, СН, НН (27 5, кВ) и на нейтрали ВН трансформаторы тока соответственно со следующими коэффициентами трансформации: 600-400-300-200/5 А; 3000-2000-1500-1000/5 А; 3000-2000-1500-1000/5 А; 600-400-300-200,5 А. ответственно со следующими
6, Индекс «н» указывает иа выведенную нулевую точку сбмзтки, соединенной в звезду.
Таблица 19.21
Установочные данные трансформаторе* классов напряжения 150 и 220 кВ
Масса, кг, не более Масса масла. кг Габариты, мм. ие более Ширина колеи, мм
Тип трансформатора го о CL
gg к а: ю к о „ Я Ф Ч О >» го о ГО к X S ч о ф ф
о Е го 5 » < О' о о с С и. *О ofis e-а ч m ч 3 CL О с и поп ной
ТДТНЭ-25000/150-70 76500 68200 37400 23400 5800 6440/3660 7800 4660 1524 2000
ТДТНЭ-40000/150-71 100700 — — 27100 5600 — — —— — 1524 2000
ТДТН-63000/150 130800 —. —- 34400 7500 — — .— — 1524 2000
ТДТН-40000/220-70У1 126000 99500 48250 43000 9500 6750/4010 9500 5400 1524 3000
ТДТНЖ-40000/220-76УI 126000 99500 — 43000 9500 6750/4010 9465 5408 1524 3000
ТДЦТН-63000/220-77У1 152000 133500 51700 42000 4300 7650/ — 8960 4775 1524 3000
Примечания. 1. В числителе приведена полная высота, в знаменателе — до крышки.
2. Трансформатор ТДТНЖ выпускают с нормальной и усиленной изоляцией вводов.
Таблица 19.13
Напряжение короткого замыкания трехобмоточных трехфазных трансформаторов ТДТНЖ классов напряжения 110—220 кВ
Номинальное напряжение обмотки ВН, кВ Номинальная мощность, кВ«А Верхний предел номинального напряжения, кВ, обмотки «к, %. Для обмоток на напряжение, кВ
115— 27.5 115— 6,6; И; 38,5 27,5— 6,6; 11 158— 27,5 158— 6,6; 11; 38,5 27,5— 6,6; 11 230— 27,5 230— 6.6; н; 38,5 27,5— 6,6; 11
ВН НН
115 10 000 16 000 38,5 27,5 10,5 17,0 6,0
158 25 000 40 000 16 000 25 000 38,5 27,5 • 10,5- 18,0 6,0
230 40 000 25000 38,5 27,5 12,5 20,0 6,5
230 40 000 38,5 27,5 — — — — — — 12,5 22,0 9,5
Примечание, Потери холостого хода и короткого замыкания, ток холостого хода трансформаторов для электротяги иа переменном токе соответствуют данным на трансформаторы общего назначения.
Таблица 19.14
Электрические характеристики однофазных трансформаторов и автотрансформаторов для системы тяги 2x25 кВ
Тип трансформатор Номинальная мощность. МВ-А, обмоток Напряжение, кВ, обмоток Потери. кВт «к . %, не бо- лее ^0» %» ие бо- лее Условное обозначение схемы и группы соединения обмоток
рх Рк
ВН НН ВН НН
ОРДНЖ-16000/220-76У1 16 8—8 230 27,5— 27,5 29 95 12,5 0,6 1/1-1-0-0
ОРДНЖ-16000/110-76У1 16 8—8 115 27,5— 27,5 27 84 10,5 0,5 1/1-1-0-0
АОМНЖ- 10000/55-76У1 10 — 55 29 8,5 28 1 0,5 1 авто
Примечания. 1. Пределы РПН обмотки НН составляют ±6x1,67%.
2. Регулирование напряжения расщепленной обмотки НН производится переключателем РНТА-35/320А.
3. Обмотки концентрические из медного провода
4. Нормальная работа обеспечивается при температуре от —45 до ±>40°С.
59
Таблица 19.15
Габарит и масса однофазных трансформаторов и автотрансформаторов для системы тяги 2X25 кВ
Тип трансформатора Габариты, мм, не более Масса, кг
Высота Длина Ширина полная трансформаторная масла масла для Долива
ОРДНЖ-16000 / 220-76У1 7110 6645 4536 57 805 47 507 19 350 5230
ОРДНЖ-16000/110- 76У1 5610 6220 4370 45 530 40 120 12 925 2960
АОМНЖ-10000/55-76У1 5000 5200 4180 21 200 17 000 — —
Примечание. Трансформаторы поставляют заполненные маслом.
Таблица 19.16
Электрические характеристики трехфазных трехобмоточных трансформаторов класса напряжения ПО кВ
Тип трансформатора Номинальное напряжение, кВ, обмоток Потери, кВт «к % /X. % Схема и группа соединения обмоток
ВН СН НН Рх вн-сн вн-нн сн-нн
ТМТН-6300/110-66 115 38,5 6,6 17 60 10,5 17,0 6 1,20 Ун/Ун/Д-0-11
ТМТН-10000/110-67 115 38,5 6,6 11,0 23 80 10,5 17,0 17,0 10,5 6 1,1 Ун/Ун/Д-0-11
ТДТН-10000/110-70 115 38,5 6,6 11,0 23 80 10,5 17,0 17,0 10,5 6 1,1 Уи/Ув/Д-0-11
ТДТН-16000/110-66 115 38,5 6,6 11,0 6,3 10,5 26 105 10,5 17,0 17,0 10,5 17,0 10,5 10,5 17,0 6 1,05 Ун/Ун/Д-0-11 Ун/Д/Д-11-11
ТДТНЭ-20000/110-Б 115 27,5 6,6 11,0 45 127 10,5 17,0 17,0 10,5 6 0,8
ТДТН-25000/110-66 115 38,5 6,6 11,0 36 145 10,5 17,0 6 1,0 Ун/Ун/Д-0-11
ТДТНЭ-25000/110-67 115 27,5 6,6 11,0 45 145 10,5 17,0 6 1,0 Уи/Д/Д-11-11
ТДТНЭ-25000/110-69 115 38,5 27,5 45 145 17,0 10,5 6 1,0 Ун/Уи/Д-0-11
ТДТН-40000/110-67 115 38,5 6,6 11,0 6,3 10,5 63 240 10,5 17,0 10,5 17,0 17,0 10,5 17,0 10,5 6 0,90 Ун/Уи/Д-0-11
ТДТНЭ-40000/110 115 27,5 или 38,5 6,6 11,0 27,5 63 200 10,5 10,5 17,0 17,0 17,0 10,5 6 0,90 Ун/Д/Д-11-11 Уи/Ун/Д-0-11
ТДТН-40000/110-76У1 115 38,5 6,6 11,0 50/6 200 10,5 10,5 17,0 17,0 6 0,80 Ун/Ун/Д-0-11
ТДТН-63000/110-67 115 38,5 6,6 11,0 70 3 310 10,5 10,5 17,0 17,0 6 0,85 Уи/Ун/Д-0-11
ТДТН-63000/110-76У1 115 38,5 6,6 11,0 70/87 290 10,5 17,0 6 0,70 Ун/Ун/Д-0-11
Примечания. 1. В трансформаторах ТДТН обеспечиваются на стороне ВН регулирование напряжения с помощью РПН в пределах ±9X1.78% С7Н0М>иа стороне СН с помощью ПБВ в пределах ±2X2.5 % £7НОМ. 2. В трансформаторах ТДТНЭ обмотку иа напряжение 27,5 кВ выполняют нерегулируемой.
3. Трансформаторы последних выпусков снабжены встроенными трансформаторами тока с коэффициентами трансформации: на стороне ВН—1000/5, в нейтрали ВН—600/5.
4.- Потери холостого хода в числителе для уровня А, в знаменателе для уровня Б.
60
Таблица 19.17
Установочные данные силовых трансформаторов класса напряжении 110 кВ
Тип трансформатора Масса, кг, не более Масса масла, кг Габариты, мм. не более Ширина колеи, мм
полная транспортная активной части потребного для работы залнвае-; мого при доливке
Высота Длина Ширина
ТМТН-6300/110-66 46 700 37 630 15 710 17 900 4 300 5390/3050 6240 3460 1524 2000
ТМТН-10000/110-67 57 100 48 400 20 900 22 340 4 000 5860/3590 7150 3360 1524 2000
ТДТН-10000/110-70 57 300 46 000 22 000 21 400 3 300 5400/2890 6900 3750 1524 2000
ТДТН-16000/110-66 67 500 61 000 29 500 21 200 4 000 5665/3330 7185 4470 1524 2000
ТДТНЭ-20000/110-Б 68 000 58 000 30 200 22 200 4 000 6460/3610 76Q0 4440 1524 2000
ТДТНЭ-25000/110-67 78 000 66 000 36400 23 800 5 700 6400/3600 7700 4600 1524 2000
ТДТН-25000/110-66 79 910 68 650 37 306 24 564 5460 6936/3604 7520 4544 1524 2000
ТДТНЭ-25000/110-69 77 700 60 000 36 400 23 400 5 300 6400/3600 7400 4600 1524 2000
ТДТНЭ-40000/110 103 100 88 140 53 550 27 800 5 630 6220/3900 7530 5044 1524 2000
ТДТН-40000/110-67 104 300 97 000 54 100 27 700 5 700 6250/3900 7550 4840 1524 2000
ТДТН-40000/110-76У1 105400 88 140 55 600 — 5 630 6120/— 7530 5040 1524 2000
ТДТН-63000/110-67 130000 ПО 282 67 652 37 000 11 000 7200/5410 9400 4750 1524 2000
ТДТН-63000/110-76У1 137000 109000 72 250 -— 11 000 7100/— 9400 5410 1524 2000
Примечания. 1. Трансформаторы ТДТН мощностью 16, 25, 40 и 63 MB-А имеют электродвигатели вентиляторов в количестве соответственно 12, 14, 20 и 30 шт. мощностью 0,25 кВт на напряжение 380 или 220 В.
2. В числителе приведена полная высота, в знаменателе — до крышки.
Таблица 19.18
Электрические характеристики трехфазных двухобмоточных трансформаторов класса напряжения ПО кВ мощностью 6300 кВ-А и выше
Тип трансформатора Номинальное напряжение, кВ, обмоток Потери. кВт “к . % /X, % Схема и группы соединения обмоток
ВН НН Рх Рк
ТМН-6300/110-66 115 6,6 11,0 38,5 13 50 10,5 1,00 Ун/Д-Н
ТМН-10000/110-67 115 6,6 11,0 38,5 18 60 10,5 0,90 Ун/Д-11
ТДН-10000/110-70 115 6,6 11 0 18 60 10,5 0,90 Ун/Д-11
ТДН-16000/110-66 1 115 6,6 11,0 38,5 26 85 10,5 0,85 Ун/Д-11
ТРДН-25000/110У1 115 6,3 25/30 120 10,5 0,90 1Ун/Д/Д-11-11 или
ТРДН-32000/П0У1 115 6,3 или 10,5 32/40 145 10,5 0,70 1Ун/Д-11
ТРДН-40000/110У1 115 10,5 или 6,3 42/50 160 10,5 0,65 •
Примечания. 1. Пределы РПН в Нейтрали обмотки высокого напряжения равны ±9x1,78% ^ном-2. В числителе — потери для стали Э-ЗЗОА, в знаменателе — для стали Э-330.
61
Таблица 19.19
Установочные данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов класса напряжения 110 кВ
Тип трансформатора Габариты, мм, не более Масса, кг, не более Масса масла, кг Ширина колеи, мм
Высота Дли-на Ши- рина пол- ная транспортная активной части потребного для работы зали-
васмого при от- правке продольная поперечная
ТМН-6300/110-66 5150/2900 6080 3170 37 300 32 000 21 220 14 700 12 100 1524 2000
ТМН-10000/ПО-67 5417/3315 6275 3405 42 000 35 316 15 960 14 500 11 750 1524 2000
ТНД-ЮООО/110-70 5380/2870 5900 4270 43 400 31 400 16 100 14 950 11 950 1524 2000
ТДН-16000/110-66 6320/3530 6910 4470 54 500 46 000 23 500 17 800 13 900 1524 2000
ТРДН-25000/110У1 5800/3380 6600 4640 66 000 56 700 32 600 20 000 16 000 1524 2500
ТРДН-32000/Н0У1 5760/3450 6735 4700 77 200 65 800 37 lot) 23 100 18 700 1524 2000
ТРДН-40000/110У1 6190/3880 6930 4850 91 200 67 900 45 250 27 000 22 400 1524 2500
1 В числителе приведена полная высота,
в знаменателе — до крышки.
Таблица 19.20
Электрические характеристики силовых трансформаторов классов напряжения 10 и 35 кВ мощностью 1000 кВ А и выше
Тип трансформатора Номинальная мощность, кВ-А Номинальное напряжение, кВ, обмоток Потери, Рх кВт РК «к, % 'х. % Схема и группа соединения обмоток
ВН НН
тм, тмн ТМ, ТМН ТМ,тмн тм,тмн тм, тмн тм, тмн тм,тмн тм,тмн ТМН-1000/35 ТМН-1600/35 ТД-10000/35-74У1 ТД-16000/35-74У1 1000 1600 2 500 1000 1 600 2 500 4 000 6 300 1 000 1 600 10 000 16 000 6; 10 6; 10 6; 10 35 35 ‘ 35 35 35 27,5 27,5 38,5 38,5 0,40; 0,69 0,40; 0,69 0,40; 0,69 0,4; 6,3; 10,5; 11,0 0,4; 6,3; 10,5; 11,0 6,3; 10,5; 1) 6,3; 10,5; 11 6,3; 10,5; 11 6,3; 11 6,3; 11 6,3; 11 6,3; 10,5 2,1/— 2,8/— 3,9/4,6 2,35/2,75 3,1/3,65 4,35/6,1 5,70/6,7 8,0/9,4 2,35/2,75 3,10/3,65 12,3/14,5 17,8/21,0 11,0 18,0 65 90 5,5 5,5 5,5 6,5 6,5 6,5 6,5 7,5 6,5 6,5 7,5 8,0 1,4 1,3 1,0 1,5 1,4 1,1 1,0 0,9 1,5 1,4 0,8 0,6 У/Ун-0; Д/Ун-11 Д/Ув-И У/Ун-0; Д/Ун-И Л/Ун-н Л/Ун-н (У/Д- П) У/Ун-0 (У/Л-H) У/Ун-0 (У/Л-П) У/Д-11 у/л-11 У/д-11 Ун/л-и Ун/Л-11 Ун/Л-11 Ун/Д-11
П римечания, 1. Силовые трансформаторы должны быть снабжены трансформаторами тока, устанавливаемыми по два на стороне ВН двухобмоточных трансформаторов с РПН, мощностью 1000—6300 кВ-А при напряжении ВН 35 кВ и мощностью 4000—6300 кВ-А пои напряжении ВН 10 кВ.
2, Сбмотки ВН имеют ПБВ в пределах ±2X2,5% U .
62
Таблица 19.21
Установочные данные силовых трансформаторов классов напряжения 10 и 35 кВ мощностью 1000 кВ-А и выше
Тип трансформатора Габариты, мм. не более Масса, кг, не более Масса масла, кг
Высота Длина Ширина полная транспортная активной части потребного для работы заливаемого при отправке
ТМ-1000/10 2270/1600 1850 1260 4 200 _ 1540 1540
ТМ-1600/10 2850/1900 2300 1395 5 800 —- — 2430 2430
ТМ-2500/10 3600/2330 3500 3260 8 200 — — 2270 1860
тмн-юоо/ю 3400/1850 3450 2000 8 000 —. — 1830 1830
ТМН-1600/10 3600/2100 3450 2000 8 500 — — 2680 2680
ТМН-2500/10 4000/2250 3650 2230 12 200 — — — —
ТМ-1000/35 3150/1860 2700 1600 6 000 5 700 2 400 2955 2950
ТМ-1600/35 3400/2150 2850 2300 7 100 6380 3 230 2430 2430
ТМ-2500/35 3800/2250 3800 2450 9 600 7 780 4 430 2480 2020
ТМ-4000/35 3900/2400 3900 3650 13 200 9 700 5 600 4100 2650
ТМ-6300/35 4050/2750 4300 3700 17 400 1 250 8 100 3800 2750
ТМН-1000/35 3800/1860 3700 1860 8 ICC — 2 380 2900 2900
ТМН-1600/35 4000/2150 3700 1850 9 600 — 3 170 3350 3350
ТМН-2500/35 4900/2250 3700 3500 12 300 — 4 160 4020 4020
ТМН-4000/35 4900/2450 3950 3600 16 300 14 700 7 300 4940 3560
ТМН-6300/35 4400/2550 4150 3650 19 600 15 30С 7 540 6420 4700
ТД-10000/35-74У1 4350/2960 3000 3760 14 675 10 900 7 200 4200 3300
ТД-16000/35-74У1 4860/3250 3870 3930 27 129 20 600 15 540 6200 5450
Примечания. 1. Трансформаторы мёгут быть изготовлены как для внутренней, так и для внешней установки.
2. Данные приведены для трансформаторов, изготовляемых по ГОСТ 11920—73.
3. В числителе приведена полная высота, в знаменателе — до крышки.
Таблица 19.22
Электрические характеристики силовых трансформаторов классов напряжения 10 и 35 кВ мощностью до 630 кВ-А включительно
Тип трансформатора Номинальное напряжение обмоток, кВ Потери, кВт ик » % /х . % Схема н группа соединений обмоток
ВН НН
ТМ-25/10 ТМ-40/10 6; 10 6; 10 0,23; 0,40 0,23;0,40 0,125 0,190 0,60 0,88 4,5 4,5 3,20 3,00
ТМ-63/10 ТМ-100/10 ТМ-160/10 6; 10 6; 10 6; 10 0,23;0,40 0,23;0,40 0,23;0,40 0,265 0,365 0,54/0,73 1,28 1,97 2,65 4,5 4,5 4,5 2,80 2,60 2,40/3,85 У/Ун-0
ТМ-250/10 6; 10 0,23;0,40 0,945 3,70 4,20 4,5 4,7 2,30 2,30 У/Ун-0 y/z-ii
ТМ-400/10 6; 10 0,23;0,40 1,08 5,50 4,5 2,10 У/Ун-0
ТМ-630/10 6; 10 0,23;0,40 1,68 8,50 5,5 2,00 У/Ун-0
ТМ-100/35-74У1 27,5; 35 0,23;0,40 0,465/0,65 1,97 2,27 6,5 6,8 2,60 У/Ун-0 y/ZH-ll
ТМ-160/35-74У1 27,5; 35 0,23;0,40 0,66/0,89 2,65 3,10 6,5 6,8 2,40/3,85 У/Ун-0 y/zH-n
ТМ-250/35-74У1 27,5; 35 0,23;0,40 0,96/1,3 3,70 4,20 6,5 6,8 2,30/3,68 У/У„-0 y/ZH-ll
ТМ-400/35-75У1 27,5; 35 0,23; 0,40 1,35/1,82 5,50 6,5 2,10/3,36 У /Ун-11
ТМ-630/35 27,5; 35 0,40; 6,3; 11 2,0/2,7 7,60 6,5 2,00/3,20 У/Ун-0
Примечания. Потери и ток холостого хода указаны в числителе для стали марки Э-ЗЗОА, в знаменателе — для стали марки Э-330 с отжигом йластин. Для стали без отжига потерн увеличиваются на 10%.
2. Трансформаторы имеют на стороне первичного напряжения устройство переключения ответвлений обмоток трансформатора без возбуждения ПБВ±2х2,5% UHOM.
3. Трансформаторы мощностью 100—250 кВ-A снабжены переключающим устройством ПТО-10/63-65, мощностью 400 кВ-А—ПТЛ6-35/200.
63
Таблица 19.23
Установочные данные силовых трансформаторов классов напряжения 10 и 35 кВ мощностью до 630 кВ-А включительно
Тип трансформатора Габариты, мм, не более Масса, кг, не более
Высота Длина Ширина трансфор ма-матора с маслом активной части масла
ТМ-25/10 1225/775 1120 460 380 153 130
ТМ-40/10 1270/820 1120 480 485 207 160
ТМ-63/10 1400/950 1120 560 600 270 190
ТМ-100/10 1470/1020 1200 800 720 351 220
ТМ-160/10-68 1600/1130 1220 1020 1000 565 290
ТМ-250/10-68 1760/1290 1310 1050 1300 643 375
ТМ-400/10-68 1900/1300 1400 1080 1900 900 490
ТМ-530/10-68 2150/1453 1750 1275 2750 1300 775
ТМ-Ю0/35-74У1 1805/1105 1245 800 1195 560 348
ТМ-160/35-74У1 1870/1215 1645 830 1520 725 435
ТМ-250/35-74У1 2025/1330 1480 .950 1800 900 750
ТМ-400/35-75У1 2150/1490 1800 1050 2770 1276 975
ТМ-630/35 2783/2000 2100 1450 3500 1300 1000
Примечания. 1. Для трансформаторов стазовым реле и с выводами усиленного исполнения допускается увеличение высоты. '
2. Трансформаторы могут быть изготовлены как для внутренней, так и для наружной установки.
3. В числителе указана полная высота, в знаменателе — до крышки.
Таблица 19.24
Электрические характеристики однофазных и трехфазных двухобмоточных трансформаторов на напряжение 6; 10 и 27,5 кВ
Тип трансформатора Номинальная мощность , кВ:А Номинальное напряжение обмоток, кВ Потери, Вт X, % “к- % Схема и группа соединеиия обмоток
ВН НН рк
ОМ-0,63/6 0,63 6,0 0,115/0,23 18 48 34 6,8 1/1-0
ом-о.бз/ю 0,63 10,0 0,115/0,23 18 48 . 4 6,8 1/1-0
ОМ-1,25/6 1,25 6,0 0,115/0,23 23 60 23 6,0 1/1-0
ОМ-1,25/10 1,25 10,0 0,115/0,23 23 60 23 6,0 1/1-0
СМ-4/6 4 6 0,23/0,4 55 140 8 4 1/1-0
ОМ-4/10 4 10 0,23/0,4 55 140 8 4 1/1-0
ОМ-10/6 10 6 0,23/0,4 90 300 7 4 1/1-0
ОМ-Ю/Ю ю 10 0,23/0,4 90 300 7 4 1/1-0
ОМ-10/27,5 10 27,5 0,23 16 300 15 6 1/1-0
ТМЖ-25/27.5-63У1 25 ’ 27,5 0,4 230 650 6 6 У/Ун-0
Примечаиия.1. Трансформаторы типа ОМ-О.63/6; 10 и ОМ-1.25/6; 10 на стороне НН имеют ПБВ в пределах ±2X2,5%t/HOM.
2. Трансформатор ТМЖ-25/27,5 на стороне ВН имеет ПБВ в пределах 4X2,5% 17ном-
3. Трансформаторы ОМ допускают отклонения потерь холостого хода Р* на 4-15%; Р^ на 4-10%; тока /х на 4-30%, напряжения на 4-10%.
64
Таблица 19.25
Установочные данные однофазных и трехфазных двухобмоточиых трансформаторов на напряжение 6; 10 и 27,5 кВ
Тип трансформатора Габариты, мм Масса, кг
Высота Длина Ширина полная активной части СП сз 2
ОМ-0,63/6 ' 560 640 600 50 - 1 .
ОМ-0,63/10 560 640 600 501 -— I —
ОМ-1,25/6 560 640 600 551 -— 1 —
ОМ-1,25/10 \ 560 1640 1 600 55 — —
ОМ-4/6 750 605 1640 1501 61 54
ОМ-4/10 750\ 605 1 640 150 61 . 54
ОМ-Ю/6 1 75016051640 1165 1 81 1 50
ОМ-10/10 \ 750) 605 \ 640 1165 I S1 \ 50
ОМ-Ю/27,5 |1250| 9301 58С 310 115 110
ТМЖ-25/27,5-63У1 1350 980 80С 660 205 305
Таблица 19.26
Допуски на значения электрических характеристик трансформаторов
Измеряемая величина Допуск, % Применение допуска
Коэффициент трансформации ±0,5 Для трансформаторов с коэффициентом трансформации фазных напряжений 3 и менее, илн в тех случаях, когда этот допуск особо оговорен в стандартных или технических условиях на отдельные виды трансформаторов Для остальных трансформаторов
Напряжение короткого замыкания на основном ответвлении г ±10 Для всех трансформаторов
Потери короткого замыкания на основном ответвлении + Ю +20 Для всех двухобмоточных и трехобмо-точпых трансформаторов и для основной пары сторон трехобмоточных автотрансформаторов Для неосновных пар сторон трехобмоточных трансформаторов
Потерн холостого хода +15 Для всех трансформаторов
Суммарные потери 4-Ю То же
Ток холостого хода 3 Зак, 1би +30
раллельную работу в следующих сочетаниях: двухобмоточные друг с другом, трехобмоточные друг с другом на всех трех обмотках; двухобмоточные с трехобмоточными, если установлено, что нагрузка на одной из обмотоцпараллельно работающих трансформаторов не превышает ее нагрузочную способность.
В аварийных случаях трансформаторы с системами охлаждения М, Д, ДЦ допускают кратковременные перегрузки сверх номинального тока /Пом независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры охлаждающей среды и места установ. ки (табл. 19.27) согласно ГОСТ 14209—69.
Таблица 19.27
Допустимые нагрузки трансформаторов
Ток Время, мин Ток Время, мин Ток из S (Р к □Э S
1>3 /ном 120 1» 6/НОМ 45 2 / ном 10
1,45 /ном 80 1,/5 /ном 20 3 /ном 1,5
Значения систематических перегрузок трансформатора определяют по графикам нагрузочной способности (см. приложение № 1 к ГОСТ 14209—69) в зависимости от суточного графика нагрузки, преобразованного в эквивалентный прямоугольный, эквивалентной температуры охлаждения среды, постоянной времени трансформатора и вида системы охлаждения. Систематические перегрузки по току более полуторакратного от номинального допускаются только по согласованию с предприятием-изготовителем.
Для трансформаторов с системой охлаждения Д при выключенных вентиляторах нагрузки определяют как для трансформаторов с системой охлаждения М. При аварийном отключении всех вентиляторов допускается поддерживать нормальную нагрузку в течение следующего времени:
Температура —15 —10 0 Д-10 +20 +30
воздуха, ‘С
Длительность 60 40 16 10 6 4
нагрузки, ч
Для трехобмоточных трансформаторов указанные перегрузки (см. табл. 19.27) относятся к наиболее нагруженной обмотке; в случае неравномерной нагрузки трансформатора по фазам эти данные относятся к наиболее нагруженной обмотке наиболее нагруженной фазы. Длительную нагрузку током, превышающим на 5% номинальный, допускают масляные трансформаторы, если напряжение ни на одной из обмоток не выше номинального, при этом для обмотки с ответвлениями нагрузка не должна превышать 1,05 номинального тока обмотки.
Трехобмоточный трансформатор допускает любое распределение длительных нагрузок по его обмоткам при условии, что ии одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим ток перегрузки, а сум-
65
марные нагрузочные потери ие превысят сумму потерь холостого хода и наибольшего из значений потерь короткого замыкания трех пар обмоток.
Для нейтрали обмотки НН двухобмоточ-ных трансформаторов допустимы перегрузки: 25% /ном при схеме У/Ун и 75% при схеме У/Zn.
Трансформаторы для электротяги переменного тока, выпускаемые в соответствии с ГОСТ 19665—74, по нагрузочной способности удовлетворяют приведенным выше требованиям.
В условиях, соответствующих номинальному режиму, превышение температуры отдельных частей трансформатора над температурой охлаждающей среды при тепловых испытаниях не должны превосходить следующих значений, °C:
Обмотки 65
Поверхности магннтопровода и конструктивных элементов 75
Масло в верхних слоях:
при герметичном исполнении или с устройством, полностью защищающим масло от соприкосновения с окружающим воздухом 60
в остальных случаях 55
Примечание. Температура обмотки определяется по изменению сопротивления, а остальных частей трансформатора — с помощью термометра.
Превышение температуры обмотки оценивается по изменению сопротивления, а поверхности магиитопровода и масла в верхних слоях — по показаниям термометра.
При установившихся токах короткого замыкания и их длительности не более 3 с температура обмоток у масляных трансформаторов с обмотками'из меди и жидким диэлектриком не должна превышать 250°С, а с обмотками из алюминия — 200°С. За расчетную температуру обмоток, к которой приводят потери и напряжение короткого замыкания, принимают 75°С.
§ 19.3. Полупроводниковые преобразовательные агрегаты
Общие сведения. Преобразовательный агрегат — комплекс, содержащий полупроводниковые преобразователи (преобразователь), трансформаторы, коммутационные и другие вспомогательные устройства, необходимые для преобразования энергии. По техническим параметрам и конструктивному исполнению они должны удовлетворять требованиям ГОСТ 18142—72.
Преобразователи имеют условные обозначения, характеризующие их назначение и исполнение. Например, тУбмиагегииг. тордлй-разователя ВИПЭ-2УЗ расшифровывается следующим образом: выпрямительно-инверторный (ВИ) преобразователь (П) с естественным охлаждением полупроводниковых
Рис. 19.6. Принципиальная электрическая схема выпрямительного преобразователя ПВЭ-3;
7— фаза с вентилями ВЛ200-8-Б: 2 — пети'-тон П^В-ПО; Я—пампа коммутаторная КМ-3; 4 — рези-
стор связи; 5 — преобразовательные трансформаторы; 6 — разрядники РБК-3,3; 7 — шкаф с контурами liC (резисторы ПЭ-150, конденсаторы КМ2-10.5-27)
66
вентилей (тиристоров); для электрифицированных (Э) железных дорог; модификация вторая; климатическое исполнение У — для умеренного климата, 3 — категория размещения в соответствии с ГОСТ 15150‘—69.
Технические данные. Основные технические данные выпрямительных ПВЭ-3 (рис. 19.6) и других, выпрямительно-инверторных ВИПЭ-2УЗ и других (рис. 19.7), а также инверторных преобразователей приведены в табл. 19.28—19.31.
Основные электрические параметры схем выпрямления и инвертирования даны в табл. 19.32 и 19.33.
Потери электроэнергии в элементах преобразовательных агрегатов рассчитывают по следующим формулам, кВт-ч:
в трансформаторе
ДРХ + ДРК
diT /
р-
Д А-г—
в вентилях
_ KcxsU0A Л КсхДдД*э • 103 \ в- и а \ + 2atvUaU0 /’
в делителях тока
. ДАДт = ксхк2А2КЯт -103: (2а/р(7^) ;
в шунтирующих резисторах
ДЛд я= 130/рОр : (sRm);
ш
в контуре RC
AArc (12-=- 18) tpf»2C4J2cR 103,
где ДРх и ДРК — потери мощности соответственно холостого хода и короткого замыкания, кВт; А —- количество электроэнергии, переработанной преобразовательным агрегатом за время tp, кВт-ч; Ian — номиналь-
Рис. 19.7. Принципиальная электрическая схема выпрямительно-инверторного преобразователь ВИПЭ-2УЗ:
Б5 — делитель напряжения; Б4 — стабилизатор напряжения; ДН — датчик напряжения; ШУ — шкаф управления; LUBK,— шкаф выходных каскадов; Тр— преобразовательный трансформатор ТДП-12500/10Ж; ДТ — датчики тока; /?С —шкаф с контурами RC; ШТ—шкаф с тиристорами; БВ — быстродействующий выключатель АБ2/4; ШР — шкафы с разрядниками РБК-3; ШВ — шкафы с диодами; Lt, L3 — помехозащитные реакторы РОСВ-2000; L2 — реактор сглаживающий РБФАУ-6500/3250-
БВ1 — быстродействующий выключатель; ITT, 2ТТ — трансформаторы тока; РВБК — разрядник ’
з* 67
Таблица 19.28
Электрические характеристики выпрямительных преобразователей
Тип преобразователя Допустимые перегруз-ки по току в % /ном в течение Схема преобразования Вентили кремниевые Способ охлаждения вентилей
Тип Количество
15 мин 2 мин 10 с
увкэл 25 50 100 Две обратные звезды с уравнительным реактором ВК2-200-8 5x24x6 Воздушное принудительное
ВКМБ-1 25 50 100 То же ВК2-200-8 5x23x6 Масляное принудительное
ПВКЕ-2 25 50* Две обратные звезды с уравнительным реактором или трехфазная мостовая ВЛ200-10 5х7х Х2х6 Воздушное естественное
ПВЭ-ЗУ2 50 — 100 Две обратные звезды с уравнительным реактором ВЛ200-8Б 5x18x6 Воздушное принудительное
ПВЭ-ЗМУ2 50 — 100 Мостовая трехфазная ВЛ200-8Б 10x9x6 То же
ПВЭ-5АУ1 25 75 100* Две обратные звезды с уравнительным реактором или мостовая трехфаз- -ная ВЛ200-10 6x18x6 Воздушное естественное
Примечания. 1. Номинальное напряжение преобразователей 3300 В, максимальное допустимое 4000 В.
2. Номинальный ток преобразователей 3000 А. При наличии устройства защиты со временем срабатывания 0,75 с преобразователи допускают 4500 А.
3. Минимальные допустимые интервалы между перегрузками преобразователей ПВЭ-3 длительностью 15 мии, 2 мин и 10 с равны соответственно 1 раз в час, 1 раз в 2 мин. При этом за время работы в режиме перегрузок средний квадратичный ток за любые 30 мин (время усреднения) не должен превышать номинальный ток преобразователя. При перегрузке 100 % время усреднения равно 5 мии.
4. На шинах выпрямленного тока допустимы перенапряжения до 9000 В, на шинах переменного тока — до 18 000 В длительностью не более 10 мс (для ПВЭ-ЗМ и ПВЭ-5А — до 9000 В).
5. Данные, отмеченные звездочками, относятся к перегрузкам в течениие 1 мнн.
Таблица 19.29 Установочные данные выпрямительных преобразователей
Тип Исполнение Количество на одну установку Высота, мм Длина, мм Ширина, мм Масса, кг
УВКЭ-1 ВКМБ БВКЕ-1 ПВКЕ-2 ПВЭ-ЗУ2, ПВЭ-ЗМУ2 ПВЭ-5АУ1 Примечали 2. Преобразовав вариант I — дли для подстанции 3. Общая масса 7455 мм, ширин Шкаф с вентилями Блок фаз и насосов Блок фаз н высоковольтных шкафов Блок охладителя Шкаф RC с блоком разрядников Масло Блок преобразователя вариант I вариант 11 Шкаф RC с блоком разрядников Шкаф полуфазы с вентилями Шкаф RC с блоком разрядников Шкаф с вентилями Шкаф с контурами RC Система охлаждения Шкаф с вентилями Шкаф с разрядниками я. 1. В скобках приведена ширина при открь гель типа БВКЕ в зависимости от компоновю подстанции с центральным расположением п с боковым подсоединением шин на напряжен преобразователя ПВЭ-5АУ1 без массы ошино а — 3120 мм. 6 1~ 1 1 1 1 1 1 12 1 1 1 1 6 1 гтой двери п подстанции шн на напр не 10 и 3,3 вкн равна 6 1993 3440 4700 4700 2587 2900 2587 2250 2240 1200 3500 2240 1кафа. имеет яжение кВ. 325 кг. 1 200 11000 11 670 10 700 600 1 250 600 2 800 1400 5 210 2000 1500 два вариан 10 и 3,3 кЕ высота — 4' 780 (1829) 2986 2830 2230 3000 1300 3000 900 (2075) 838 (1305) 1160 1500 838 (1305) та испо ; вариг г00 мм, 570 4000 4500 3640 2280 5600 4650 4560 2280 685 2280 1655 600 500 1600 500 лнения: нт II — длина —
68
Таблица 19.30
Электрические характеристики выпрямительно-инверторных преобразователей
Тип преобразователя Номинальное напряжение, В Номинальный гок, А Допустимые перегрузки, по току в % 7ном в течение Схема преобразо-вания Кремниевые вентили Вентиляторы
Тип Количество Тип Количество
15 МИН 2 мин 10 с
ВИПЭ-1: в режиме вы- 3300 2600 75 Две обратные ТЛ150-6 6x6x6 Ц9-57 2
прямления в режиме инвертирования ВИПЭ-2УЗ: 3300— 3600 3300 2000 3000 75 25 50 100 звезды с уравнительным реактором Два встречно- |Л 150-8 ВЛ200-8 6x9x6, общая группа 6х 15x6 10x9x6 № 8' Ц4-70 2
в режиме выпрямления в режиме инвертирования ШПИ-3 в режи- 3200— 3800 3300— 1600 2000 25 75 50 100 включенных трехфазных моста (инверторный и выпрямительный) Две обратные ТД320Б- 12 ТЛ 160-8 бхЮхб 6Х18Х №6,3 Ц9-57 12
ме инвертирования 4000 звезды с уравнительным реактором или трехфазная мостовая Х2Х6 № 4
Примечания. 1. Максимальное допустимое напряжение преобразователей 4000 В.
2. Минимальные допустимые интервалы перегрузок длительностью 15 мии, 3 мин и 10 с равны соответственно один раз в 2 ч, одни раз в час, один раз в 2 мин, при этом за время работы в режиме перегрузок значение среднего квадратичного тока за любые 30 мин (время усреднения) не должно превышать номинального тока преобразователя. При перегрузке 100 % время усреднения должно быть равно 5 мин.
3. Напряжение питающей сети собственных нужд преобразователей равно 220 В.
4. Допустимые двухполярные перенапряжения на преобразователе ВИПЭ-2УЗ в выпрямительном режиме составляют 9000 В, в инверторном 12000 В, на шинах тяговой подстанции в любом режиме 9000 В.
5. Преобразователь ВИПЭ-2УЗ имеет вариант со схемой преобразования две обратные звезды с уравнительным реактором.
Таблица 19.31
Установочные данные выпрямительно-инверторных преобразователей
Тип Исполнение Количество на одну установку Габариты, мм Масса, кг
Высота Длина Ширина
ВИПЭ-1 Шкаф:
с вентилями 6 2400 1600 900 1150
с контурами RC 1 2240 1500 780 600
управления 1 2000 1000 500 320
Дроссели насыщения 6 520 360 570 60
ВИПЭ-2УЗ Шкаф:
выпрямителя 2 3500 1400 900 1000
(5210) (1400)
инвертора 3 3500 1600 900 2000
(6075) (1400)
управления 1 2250 800 900 1200
с разрядниками 1 2250 1500 900 1200
с контурами RC 1 2250 1500 900 600
ШПИ-3 Шкаф:
полуфазы с вентилями 12 1838 830 1284
управления 1 2000 1100 1114 1035
RC с блоком разрядников 1 2587 600 3000 2280
Примечания. 1. В скобках приведены данные для ВИПЭ-2 о вентиляционной подставкой.
2. Масса шкафов инвертора и выпрямителя ВИПЭ-2 дана без массы вентилятора.
69
Табл ица 19.32
Основные электрические параметры схем выпрямления и выражения для их определения
Параметры Схема соединения вентильных обмоток
Трёх фазная с нулевым выводом Две обратные звезды с уравнитель ным реактором Трехфазная мостовая
Длительность прохождения тока через 2те — = 2,09 2ic 2тс
вентиль Хв 2 а— , си 3 = 2,09
То же через фазу вентильной обмотки Ь-о ю ю сч о о II "" ~|| II I ко 1со 2тс 4к
трансформатора Число пульсаций за период р Число вентилей (фаз) коммутирующей группы q Количество коммутирующих групп nQ ct1^\!Vp cTi = 1/(«Х^) 2 *— , си 6 3 2 1//б"= 0,408 1/(2/3) =0,289 3 =4,18 6 3 2 1//б"= 0,408 1/(2/3) =0,289
Среднее значение тока вентиля /в при номинальной нагрузке /^н/3 /л/3
Максимальное значение обратного напряжения на вентильной группе t7Bmax Отношение действующего значения тока фазы сетевой обмотки 1с к номинальному току преобразователя /dH /2 /3(/о0= = 2,090% /2/3 = 0,471 /2"/3 Uva — = 2.09 U d0 1//6 = 0,408 /2/3 .. 2 = 1.045Udo /27/3 =0,817
Отношение действующего значения тока фазы вентильной обмотки lv к току 1 dB 1 //3=0,577 1/2/Т= 0,289 /2//3=0,817
Отношение среднего значения выпрямленного напряжения преобразователя t/d0 ПРИ холостом ходе трансформатора к действующему значению фазового напряжения вентильной обмотки Uvll 1.17 1.17 3 % — 2к 2 -Uda- — 0,239 1dxa 1.48 1,05 Р 2,34'
Среднее значение выпрямленного напряжения Uа между положительным и отрицательным выводами преобразователя при токе нагрузки /d Мощность вентильной обмотки трансформатора Sv То же сетевой Sc 0 Що—^ха~ = ud0- —0,478/dxa l,48PdH 1.21 PdH 6 — 2й /dxa= = Udo~ — 0,956/dxa 1.0&Лй, 1.05 Pdn
Типовая мощность трансформатора Smin 1,35 P (1,26-?0,07)PdH (с учетом уравнительного реактора) \,G5Pda
Примечания. 1. Соотношения токов / /7 и 1у!1 приведены при коэффициенте трансформации
кт= 1.
2. В расчетных формулах приняты следующие допущения: сопротивление вентилей при приложении прямого напряжения равно нулю, при приложении обратного напряжения — бесконечности; реактивность, приведенная к вентильной обмотке трансформатора, равна нулю; переменное напряжение, подводимое к сетевой обмотке трансформатора, — синусоидально по форме и постоянно по амплитуде.
3. При определении расчетных мощностей обмоток трансформатора принимается прямоугольная форма кри-
вой тока.
— номинальная мощность преобразователя на
стороне выпрямленного тока.
du
ный ток трансформатора, А; кэ — коэффициент эффективности тока нагрузки (для средних условий кэ~1,05); кСх — коэффициент схемы, равный 1 для нулевой и 0,5 для мостовой схем; Vo — среднее значение порогового напряжения вентиля, В; /?д — среднее значение динамического сопротивления вентиля, Ом; tp — время работы агрега-
та, ч; 1?Дт—активное сопротивление обмоток делителя тока, включенных в цепь одной ветви вентилей фазы, Ом; s — число вентилей, соединенных последовательно; а— число вентилей, соединенных параллельно; Rm — сопротивление резистора, шунтирующего группу параллельно соединенных вентилей с учетом сопротивления делителя на-
70
Таблица 19.33
Основные электрические параметры схем инвертирования и выражения для их определения
Параметры Схемы соединения вентильных обмоток трансформаторов
Две обратные звезды с уравни- f тельным реактором Трехфазная мостовая
Продолжительность работы вентиля без учета времени коммутации при заданном угле опережения р Максимальное прямое напряжение анода по отношению к катоду С/(а.К)тах Максимальное обратное напряжение на вентиле (7И) шах Напряжение холостого хода инвертора при различных углах опережения (7НО₽ Инвертируемый ток /и₽ Среднее значение э.д.с. инвертора Ед Действующее значение тока сетевой обмотки 1с 2тг/3 Уз /2Е2 = 2,45Еа A!^/2E2coS₽ = it 2 = 1,17 Е2 cos р . ^6^2 [ cos (р — — cos pj *a Edo— —ха-*и /6 3|3 узя- 5 » 1 д’ s 3 3 •и I " 3 f „ .» т § -й .!= । г я" J, -= 8 & Я И ft) * . ха » СЛ ' И а. 8 е 2 А
Примечания. 1. Значение ^(а-к)тах определяется без учета Ед.
2. Зависимость токов приведена прн условии прямоугольной формы токов вентилей и без учета явления коммутации.
3. Приняты следующие обозначения: ха —коммутирующее реактивное сопротивление; р — угол опережения;
1 — угол коммутации; /и — инвертируемый ток; — выпрямленный ток.
пряжения, кОм; Ис — напряжение на конденсаторе при холостом ходе, В; ар — число групп параллельно соединенных вентилей.
Суммарные потери электроэнергии в преобразовательном агрегате
ДА = (ДАТ + ДАВ + ДДдт Ч- Ч"
+ + ДЛОхл + ДЛугр).
Расходы электроэнергии на охлаждение ДЛохл и управление ДАуПр агрегата находят, умножая на <р соответствующие расходы мощности, измеренные приборами. Потери в инверторном агрегате подсчитывают так же, как и для выпрямительного, учитывая, что основную долю составляют потери, не зависящие от тока нагрузки.
Среднее значение к. п. д. выпрямительного агрегата определяют исходя из показаний электросчетчиков:
т; = 1 — (ДА7 + АДОХЛ) : (Асч Ч" ДАОХЛ)»-
где Дсч — расход электроэнергии,* подсчитанной по показаниям счетчиков; ДА'= =ДА т + ДА в + ДА rc+ДА кш-
Для инверторного агрегата
1 — ДД : (ДСЧ + ДД"),
где ДД"=ДДт+Д‘4в+ДДдт+ДД«с+Д‘4яш-
Среднее значение выходной мощности
Дрек Асч ДДохл ДДупр t t ’
1р Р
где Дрек — количество электроэнергии, возвращенной в питающую сеть переменного тока.
Устройство защиты. Для зашиты преобразователей от перенапряжений применяют разрядники, которые включают в анодные цепи между нулевой точкой и фазой или между выводами плюс и минус преобразователя. В преобразователях последних выпусков использованы разрядники РРА-3 и РБК-3, установленные в шкафы.
На выходе преобразователя для ограничения амплитуды атмосферных перенапряжений, а главным образом для защиты от коммутационных перенапряжений устанавливают разрядник РВПК-3,3. В инверторных агрегатах для этой цели используют биполярный разрядник РВБК-3,3.
Для снижения скорости нарастания обратного напряжения, прикладываемого к вентилям, и уменьшения перенапряжений, появляющихся при отключении ненагружен-ного преобразовательного трансформатора, применяют резисторно-конденсаторные контуры RC. Их подключают обычно между выводами противофазных, вентильных об-
71
моток или между выводами вентильных обмоток (преобразователи УВКЭ-1, ПВЭ-3, ВИПЭ-1 и др.), а иногда между анодом и катодом (преобразователи ПВК-6, ШПИ-3) и устанавливают в так называемых шкафах RC. Общая мощность конденсаторов КМ емкостью 0,777 или 0,436 мкФ составляет 27 или 15 квар; сопротивление резисторов 16—20 Ом.
С целью экономии электрической энергии и улучшения энергетических показателей на преобразователях типа УВКЭ-1 отключены контуры RC н уменьшено число последовательно соединенных вентилей с 24 до 20. Для уменьшения тока через лампы сигнализации о пробое вентилей параллельно лампам установлены резисторы сопротивлением 6504-700 Ом, мощностью 2 Вт.
Равномерное распределение обратного напряжения по последовательно включенным вентилям и снятие внутренних коммутационных перенапряжений в преобразователях УВКЭ-1, ВИПЭ-1, ПВЭ-3, ВИПЭ-2 с принудительным воздушным охлаждением обеспечивается с помощью цепочек RC и шунтирующих резисторов /?ш; параллельно работающие вентили соединяют резисторами СВЯЗИ Rc.
В преобразователях с естественным воздушным охлаждением резисторы связи, шунтирующие резисторы и резисторно-конденсаторные цепочки, не применяют. Равномерное распределение тока нагрузки между параллельно соединенными ветвями вентилей обеспечивают подбором суммарных прямых падений напряжений на них. Хотя обратное напряжение распределяется неравномерно, однако, на отдельных вентилях оно не превышает напряжения лавинообразования. Прямое падение напряжения на вентиле в преобразователе ПВЭ-5А должно быть не выше 1,23 В (амплитудное значение).
В инверторных преобразователях для принудительного деления тока по параллельным ветвям применяют индуктивные делители.
§ 19.4. Преобразовательные трансформаторы
Трансформаторное оборудование преобразовательных агрегатов должно соответствовать требованиям ГОСТ 16772—77.
Типовое обозначение преобразовательного трансформатора, например, ТМПУ-6300/35Ж У1 расшифровывается следующим. образом: трехфазный (Т), с естественным масляным охлаждением (М); для полупроводниковых преобразователей (П), с уравнительным реактором (У); типовая мощность, кВ-А (6300); класс напряжения сетевой обмотки, кВ (35); для электрифицированного железнодорожного транспорта (Ж); климатическое исполнение У, категория размещения 1 по ГОСТ 15150—69. Букву И добавляют к инверторному трансформатору.
Основные технические данные преобразовательных трансформаторов приведены в табл. 19.34—19.36, а управляемых реакторов трансформаторов с бесконтактным регулированием напряжением под нагрузкой в табл. 19.37. В соответствии со стандартами
трансформаторы должны выдерживать следующие циклические перегрузки н % Атом:
ТДРУ-20000/10И; 25 в течение 15 мин
ТМРУ-16000/10-1 1 раз в 2 ч;
50 в течение 2 мин 1 раз в 1 ч; 100 в течение 10 с 1 раз в 2 мин (по ГОСТ 2329—70)
ТДПУ-20000/10Ж; 25 в течение 15 мин
ТДПУ-20000/35Ж; 1 раз в 2 ч;
ТМПУ-6300/35ЖУ1; 50 в течение 2миц
ТМПУ-16000/10ЖУ1; 1 раз в 1ч; 100 в ТДПУ-20000/ 101Т; течение 20 с 1 раз
ТДП-12500/10ИУ1; в 2 мин (по ГОСТ
ТМПУ-6300/35Ж; 16772—71)
ТДП-16000/10ЖУ1
ТМП-6300/35ИУ1
ТДП-12500/10ЖУ1
ТМПУ-6300/35Ж
1 раз в 30 мин;
25 в течение 15 мин; 50 в течение 5 мин; 75 в течение 2 мин;
100 в течение 1 мин (по ГОСТ 18142—72 и 16772—77)
Примечание. За время работы трансформатора в режиме перегрузок среднее квадратичное значение тока за любые 30 мии не должно превышать номинальный ток трансформатора. Если в течение этих 30 мин происходит 100%-ная перегрузка, то время усреднения должно быть 5 мин. (Последнее не относится к трансформаторам по ГОСТ 18142—72). ,
Допускаемые в условиях эксплуатации длительные нагрузки, а также систематические и аварийные перегрузки преобразовательных трансформаторов должны соответствовать нагрузочной способности преобразовательных агрегатов в целом, т. е. совместно преобразователя и трансформатора с системой, охлаждения вида Д. При отключенном дутье преобразовательные трансформаторы допускают длительную нагрузку не менее 60% номинальной.
Допуски значений величин, предусмотренные техническими условиями, соответствуют указанным в табл. 19.26. Превышение температуры отдельных частей трансформатора над температурой окружающей среды при тепловых испытаниях не должно быть больше значений, указанных в § 19.2 (см. с. 65).
§ 19.5. Высоковольтные предохранители
Высоковольтные предохранители предназначены для защиты силовых электрических цепей, электрооборудования и трансформаторов напряжения. В устройствах электроснабжения применяют высоковольтные предохранители для внутренней и наружной установки с кварцевым наполнением ПК1, ПК2, ПКЗ, ПК4 (табл. 19.38), предохранители стреляющего типа ПС-35МУ1 и ПС-10У1, специальные предохранители для защиты трансформаторов напряжения пктн.
72
Таблица 19.34
Электрические характеристики преобразовательных трансформаторов
Тнп трансформатора Номинальные значения Напряжение ветвн реактора, В Напряжение “к>% % ‘х/ moj. Потери мощности, кВт Потерн мощности в уравнительном реакторе. кВт Схема соединения обмоток
Напряжения сетевой обмотки, кВ Линейного тока сетевой обмотки, А Первичной мощности, кВА Напряжения । преобразователя, кВ Тока преобразователя, кА Напряжения вентильной обмотки, кВ Тока вентильной обмотки, А сетевой вентильной
рх в стали в меди «
УТМРУ- 6,3 339/- 3700 3,3 1000 3,02 289 7,7 — — Звезда Две обратные
6300/35Ж 10,5 203/- 7,7 4,0 23 34 или треу- звезды с урав-
35,0 61,1/- 8,2 гольник нительным реактором
ТМПУ- 6,0 447/— 4640 3,3 1250 3,02 361 6,7 10 То же То же
6300/35ЖУ1 10,0 268/- 7,2 1,3 41 1,0 4,0
35,0 77/— 9,5 Звезда
ТМП-6300/35ИУ1 6,0 449/- 4660 3,3 1250 1,521 1020 — 8,7 1,2 9,3 36—38 — — Треуголь-
10,0 268/— — 1000 1,096 817 8,7 — 31—33 НИК
35,0 44,3/- 700 Звезда Две обратные
ТДПУ- 35,0 170/- 11317 3,2 3000 3,08 876 (900) 7,6 1,5 22 109 1,2 17
20000/35Ж (200)/ (13351) (3,76) (3,634) (6,3) (2,0) (34) (115) (1,4) или треу- звезды с урав-
/(133) гольник нительным реактором
ВТМР-3200/10 5,231 -/102 1850 3,02 2000 0,755 577 7,03 5,58 8,60 22,8 — — Две об- Две обратные
3,7 ратные звезды без сое-
звезды с общим динення нулей
нулем Треугольник
ТДП- 6,0 1140/- 11800 3,3 3200 1,52 2610 ___ 7,0 1,1 16 72,5 — — Треуголь-
12500/10ЖУ1 10,0 650/— ник илн звезда Треуголь-
ТДП-12500/10ИУ1 6,3 10,5 1086/— 3,3 3200 2,62 2610 — 8,20 0,8 16 77 — — Звезда с отпай-
611/— 2000 3,30 1630 6,40 ник камн
ТМРУ. 6,0 1140/- 11840 3,3 3200 3,02 924 760 7,35 3,18 33,0 79,0 3,32 8,56 Треуголь- Две обратные
16000/ЮЖ 10,0 650/— ник или звезды с урав-
ТМРУ. звезда нительным реактором
6,0 1068/- 11 100 3,3 3000 3,02 867 760 7,0 3,4 48,0 85,0 — — То же То же
16000/10-1 10,0 611/-
•ч Продолжение
Номинальные значения Потерн мощности, кВт Потери мощ- Схема соединения обмоток
X ! Линейного тока сетевой обмотки, А S я W .со Г- о. ф ности в уравнительном реак-
Тип трансформатора Напряжена сетевой об мотки, кВ о « Z h Напряжена преобразоь теля. кВ о . n X Напряжени веитилыюй обмотки, к = £ ® 55 К -а я Щ ЙЩ X ф 1* т X 3- з торе кВт сетевой вентильной
Первич мощное кВ.А Тока П] зовател Тока ве ной обме Р У в стали В меди
ТМПУ-16000/ 10ЖУ1 6 10 1140/— 650/- 11840 3,3 3200 3,02 924 760 6,7 1,2 •24,0 73,0 2,3 8,0 Треугольник или звезда Две обратные звезды с уравнительным реактором
тдп-16000/10ЖУ1 10,5 638/— (731)/- 11 600 (13 300) 3,2 (3,7) 3200 — 2620 — 7,5 (7,5) 0,47 17,5 74,0 — — Звезда или треугольник Треугольник
ТДРУ- 6,3 1085/845 11 830 3,3 3200 3,02 920 755 7,5 2,7 29 101 1,4 18,6 То же Две обратные
20000/ 10И 10,5 651/508 9 240 3,7 2000 3,77 580 2138 5,9 3,5 29 53 6,3 7,3 звезды с уравнительным реактором с отпайками
ТДПУ- 10,5 651/508 11 900 3,3 3200 3,02 924 755 7,48/5,83 1,2 24,0 90 1,0 18,6 ъ То же без от-
20000/10ИУ1 • 9 240 3,7 2000 3,77 580 2138 паек
6,3 655/512 11 900 3,3 3200 3,03 924 — 7,37/5,74 1,2 '24,0 90 1,0 18,6
9 310 3,7 2000 3,79 580
ТДПУ. 20000/ЮЖ 10,5 653/- 11 900 3,25 3200 3,02 924 758 8,2 1,68 17,7 (28,3) 99 (Ю6) 1,2 (1,4) 18,6 То же
(783)/ (490) (14 300) (3,76) (3,70) (908) (6,6) (2,27)
Примечания. 1. Для трансформатора ТМПу-6300/35 потери холостого хода и короткого замыкания приведены с учетом потерь в уравнительном реакторе.
2. Трансформаторы имеют переключение ответвлений сетевой обмотки трансформатора без возбуждения (ПБВ) ±5% ^ном
3. Для трансформаторов ТДРУ-20000/10И, ТМП-6300/35И, ТДП-12500/10ИУ1 в числителе приведены данные для выпрямительного режима, в знаменателе — для инверторного.
4. Для трансформаторных агрегатов с плавным бесконтактным автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой и скобках приведены данные при выведенной регулировочной обмотке. Трансформаторы допускают работу без реакторов только при введенной регулировочной обмотке.
5. Для трансформатора ВТМР в автотрансформаторной схеме проходная мощность равна 13 008 кВ-А, номинальное напряжение 3775 В.
6. В числителе приведены значения линейного тока сетевой обмотки в режиме выпрямления, в знаменателе — в режиме инвентирования
Таблица 19.35
Габариты преобразовательных трансформаторов
Гип трансформатора Высота, мм Длина, мм Ширина, мм
полная до крышки
УТМРУ-6300/35Ж 4650 3120 3450 3280
ТМПУ-6300/35ЖУ1 4740 3560 3450 3420
ТМП-6300/35ИУ1 4400 3120 3200 3400
ТДПУ-20000/35Ж 5330 3730 5130 3200
ВТМР-3200/10 4000 2730 2850 2600
ТДП-12500/ЮЖУ1 4600 3100 3450 3590
ТД П-12500/10ИУ1 4600 3100 3450 3590
тару-16000/юж 5040 3510 5950 3600
ТМРУ-16000/10-1 5020 3490 6060 3890
ТМПУ-16000/ 10ЖУ1 4920 — 4820 3600
ТДП-16000/ЮЖУ1 4720 3460 3450 3500
ТД РУ -20000/ 10И 5050 3560 4330 3210
ТДПУ-20000/10ИУ1 5030 3560 4330 3600
ТДПУ-20000/ЮЖ 5450 3440 4720 3610
Примеч ание. Продольная и поперечная ширина колеи равна 1524 мм.
Таблица 19.36
Масса преобразовательных трансформаторов
Тип трансформатора
УТМРУ-6300/35Ж ТМПУ-6300/35ЖУ1 ТМП-6300/35ИУ1 ТДПУ-20000/35Ж ВТМР-3200/10 ТДП-12500./10ЖУ1 ТДП-12500/10ИУ1 тару-16000 /ю-1 тару-16000/юж ТМПУ-16000/10ЖУ1 ТДП-16000/10ЖУ1 ТДРУ-20000/ЮИ ТДПУ-20000/10ИУ1 ТДПУ-20000 /ЮЖ
Масса, кг, ие б олее Масса масла, кг
к я ради а -и ар- °2S 3 Я о ф р, о рн теле га га я
о - ф я Я СЪ о го о
и cd И в* Я н " г е и Ч Ч н га ф 3 го го га я ч
Е н CJ % о га ч 3 S ч о. ч
Е О со Я еТг Я Е О го сх Е га Ч
20 800 9 800 4890 2050 5 860 860 220
22400 17900 9 750 5730 — 410 2430 6300 1180 340 1560
18 500 14 100 8 800 3920 400 1920 5000 1040 210 1400
44 200 37 600 22 900 — — — — 11 950 — — 2700
11 800 9 600 5 300 2300 — — 1030 3 775 — — 1100
24 000 — 12 850 4740 — 460 1840 5 760 960 340 1700
25 000 — 13 100 5160 550 2300 6000 1200 340 1900
45 000 33 700 20400 — 6500 1200 — 13 000 4000 600 4800
42 500 33 000 20350 9550 6000 1250 5400 11 300 2100 600 3300
4 2 500 31000 20400 — -— — — 11 300 — — 3300
28 700 26 800 15 750 5700 — 800 1790 6450 950 340 1680
37 450 31 900 19 700 6210 3000 1210 — 10 300 — — 2550
39000 — 19 800 6210 3000 1210 — 10300 — 2500
45 500 38 000 24 500 8090 — 900 3470 11 950 1680 600 3000
Обозначение предохранителей ПК1, ПК2, ПКЗ и ПК4, например, ПК1-6-8/8-40УЗ расшифровывается следующим образом: П —-предохранитель; К — с кварцевым наполнением; 1 — номер серии; номинальное напряжение 6 кВ; номинальный ток патрона предохранителя 8 А; номинальны! ток плавкой вставки 8 А; номинальный ток отключения 40 кА; У — климатическое исполнение; 3 — категория размещения. Предохранители серии ПК выпускаются на номинальные напряжения 3, 6, 10, 20 и 35 кВ, на номинальные токи от 10 до 400 А и номинальные токи отключения от 3,2 до 40 кА (предельные величины номинальных токов приведены не для конкретных типов предохранителей, а для всей серии ПК), внутреннего и наружного исполнения.
Обозначение предохранителей ПКТН, например предохранителя ПКТН-35У1 расшифровывается следующим образом; П — предохранитель; К — с кварцевым наполнением; TH — для защиты трансформаторов напряжения; номинальное напряжение 35 кВ; У — климатическое исполнение; категория размещения 1. Предохранители серии ПКТН выпускают на напряжения 10, 20 и 30 кВ внутреннего и наружного исполнения.
Обозначение стреляющих предохранителей, например' предохранителя ПС-35МУ1, расшифровывается следующим образом; П — предохранитель; С — стреляющий; номинальное напряжение 35 кВ; М — модернизированный; У — климатическое исполнение; категория размещения 1. Стреляющие
7Б
Таблица 19.37
Технические данные управляемых реакторов к преобразовательным трансформаторам с бесконтактным регулированием напряжения
Наименование параметра РТДП-6300/10 РТДП-6300/35
Напряжение рабочей обмотки, В: прн тоне, равном нулю 1333/2310 4440/7700
при токе управления, равном 45 А 400/590 1080/1870
Мощность рабочей обмотки, кВ-А 3130X2/3140X2 3100 X 2/3120 X2
Номинальный ток рабочей обмотки, А 783/453 135/135
Номинальное напряжение обмотки управления, В 220+5/220+5 220+5/220+5
Номинальный ток обмотки управления, А 45+5%/45±5% 45+5%/45+5
Номинальная мощность обмотки управления, кВт 10/10 10/10
Сопротивление обмоткн управления, Ом 4,90/4,90 4,90/4,90
Потери, Вт: в стали Э-330 17600/17600 16000/16000
в меди 25100/25100 31500/29300
Габариты, мм: высота 5300 5300
длина 3000 3000
ширина 3000 3000
Масса, кг 26000 26000
Примечание. В числителе приведены значения, соответствующие соединению обмоток в звезду, в знаменателе — в треугольник.
Таблица 19.38
Технические данные предохранителей на напряжение выше 1000 В (с кварцевым' наполнением)
Тип Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток предохранителя, А Предельный ток отключе-ния /откл- кА Наибольшая мощность отключения (трехфазная) МВ-А Масса (без цоколя), кг
Симметричная составляющая С учетом апериодической составляющей
пк. пкн 3 7,5—400 40 60 200 От 2,9*3 до 11,23
пк, пкн 6 7,5—300 20 30 200 От 3,26 до 13,61
ПКУ 6 8—300 34 — 350 От 3,7 до 15,1
пк, пкн 10 7,5—200 12 18 200 От 4,13 до 16,61
ПКУ 10 8—150 20 — 350 От 4,9 до 15,7
пк, пкн 35 10—40 3,5 5 200 От 17,85 до 19,9
ПКУ 35 8—40 8,25 — | 560 I От 18,0 до 1 24,7 ,
предохранители выпускают на номинальные напряжения 10 и 35 кВ; на номинальный ток 100 А с номинальными токами плавких вставок 8; 10; 16; 20; 32; 40; 50; 80; 100 А, наружной установки.
Выбор предохранителей производится по номинальному напряжению (обычно принимается равным напряжению сети); по номинальному току плавкой вставки и номинальному (предельному) току отключения (выбирается нз условия, что ток отключения
76
должен быть больше действующего значения начального сверхпереходного тока к. з.), а также (при наличии данных в таблицах) по наибольшей мощности отключения.
Прн защите предохранителями трансформаторов отношение номинального тока плавкой вставки предохранителя к номинальному току защищаемого трансформатора должно быть 2—3 для трансформаторов до 135 кВ-А и 1,5—2 для трансформаторов до 320 кВ-А.
Плавкие вставки выбирают таким образом, чтобы обеспечивалась селективность всех последовательно включенных предохранителей во всем возможном диапазоне токов к. з. (время сгорания плавкой вставки определяют по защитным характеристикам, трансформаторов).
§ 19.6. Быстродействующие выключатели постоянного' тока
Автоматические быстродействующие выключатели постоянного тока предназначены для защиты питающих линий постоянного тока и преобразователей от токов коротких замыканий, перегрузок и обратных токов.
Выключатели имеют условные обозначения, характеризующие их исполнение и назначение.
Например, условное обозначение выключателя ВАБ-28-3000/30-Л расшифровывается следующим образом: В — выключатель;
А — автоматический; Б — быстродействующий 1-го класса; порядковый номер конструкции 28; номинальный ток 3000 А; номинальное напряжение до 3000 В; Л — линейный.
Буква У в обозначениях выключателей новых типов показывает климатическое исполнение, а следующая за ней цифра — категорию размещения.
Быстродействующие выключатели ВАБ 28 (рис. 19.8 и табл. 19.39—19.41) в зависимости от назначения и номинального тока имеют восемь исполнений.
Линейные (фидерные) выключатели ВАБ-28 постоянного тока выпускают в комплекте с реле-дифференциальным шунтом РДШ, которое выполняет функции максимально-импульсного реле тока. Оно имеет два исполнения: на номинальный ток 3000 А (РДШ-I) и 6000 А (РДШ-П). При значительных нагрузках на фидере для повышения номинального тока выключателей
Таблица 19.39
Электрические характеристики быстродействующих выключателей I постоянного тока
< Пределы токов устав -ки. А, при отключении аварийного тока О Ф ги при ОТ-ЭГО тока, с га № 3 >. СП с ния контактов выключателя, с, при начальной крутизне тока 0,6-10» А/с £2 К га 5 х s * щ га ф о о - Р о Е ь “3 X с; „ кг t- s. о Число блок-контактов
Тип выключателя Номинальный ток, от размагничивающего витка от реле РДШ-1 от реле РДШ-П Наибольшее значе: ключаемого тока, Время гашения ду1 ключении аварийн! X S ф с Ш Ф с к к ф и ф ю с и Полное время отк. выключателя в це] симальным зиачеш чаемого аварийиог! с, не более замыкающих размыкающих
АБ-2/4 2000 800—2000 (1600— 4000) — 20 000 (40 000) 0,04— 0,075 (0,02— 0,035) 0,0035— 0,0045 0,044— —0,08 (0,025— 0,04) 3 3
ВАБ-28-3000/30-к 3000 200—400 — — 15 000 0,033— 0,037 0,007— 0,008 0,04— 0,045 4 4
ВАБ-28-3000/30-Л 3000 — 1600— 4000; 2400— 6000 4000— 8000; 6000— 12000 15000 0,035— 0,04 0,005— —0,008 0,04— 0,048 4 4
ВАБ-43-4000/30-Л-У4 4000 2000— —5000 27 000 — 0,008— 0,005 0,05 Не менее 4
Примечания. 1. Номинальное напряжение выключателей 3,3 кВ, наибольшее рабочее 4,1 кВ
2. Для выключателей АБ-2/4 в скобках указаны значения для двух последовательно включённых выклю-чателей.
3. Наибольшее значение аварийных токов при номинальном напряжении даны для выключателя АБ-2/4 при индуктивности в цепи 6—14 мГн, для ВАБ-28 при индуктивности 7мГн, для выключателя ВАБ-43 при индуктивности 6—11 мГи.
4. При срабатывании выключателя ВАБ-28 от РДШ и наличии в цепи тока по значению, близкому к уставке реле, полное время отключений увеличивается примерно до 0,1 с.
5. Для выключателя ВАБ-43 начальная крутизна отключаемого аварийного тока 0,4-10® А/с, наименьший отключаемый ток 80 А. Выключатели не предназначены для отключения аварийных токов в безындуктивной цепи.
6. Для выключателя ВАБ-43 наибольший ток включения при напряжении цепей управления 80% и начальной скорости нарастания тока нагрузки 800 А/мс равен 50% /уст.
7. Собственное время размыкания (значение в скобках) выключателя ВАБ-28-3000/30-Л дано с учетом времени срабатывания реле РДШ при начальной крутизне иарастаиия тока (0,3-5-0,7) 10е А/с и отсутствии предварительной нагрузки цепи.
77
, Рис. 19.8. Установочные размеры выключателя ВАБ-28
ВАБ-28-3000/30-Л силовые контакты могут быть соединены параллельно и номинальный ток увеличен до 6000 А. В этом случае для сохранения прежней отключающей способ-J пости необходимо включать последовательно два выключателя, приводимых в действие одним вспомогательным реле РДШ-П.
Катодный выключатель ВАБ-28-3000/30-К । отличается от ВАБ-28-3000/30-Л наличием шины, проходящей через отверстие в магнитопроводе выключателя.
Выключатель АБ-2/4 (см. табл. 19.39— 19.41) поляризованный. Во включенном положении он удерживается током, проходящим через удерживающую катушку. Свободное расцепление обеспечивается специальным механизмом. По своим характе-
ристикам он соответствует 2-му классу (ГОСТ 2585—69). Для настройки (калибровки) косвенным способом выключатели имеют калибровочную катушку. Дугогасительная камера, устанавливаемая на выключатель, лабиринтно-щелевого типа.
В связи с недостаточной отключающей способностью быстродействующих выключа-
Таблица 19.40
Уст.н вечные данные выключателей постоянного тока
Тип выключателя Масса, кг Габариты, мм
Высота Длина (глубина) Ширина
ВАБ-43-4000/30-ЛУ4 240 1830 1035 365
БАБ-28-3000/30-К 406 2275 1150 490
ВАБ-28/3000/30-Л АБ-2/4 393 230 1550 1160 370
Примечание. Выключатель ВАБ-43 может быть применен в качестве катодного.
Таблица 19.41
Электрические характеристики электромагнитов оперативных цепей выключателей
Тип выключателя Кратковременно потребляемый ток. А, при оперативном Ток удержания выключателей, А. не более Собственное время размыкания контактов выключателей от момента подачи напряжения на катушку управления
включении отключении
ВАБ-43 ВАБ-28 АБ-2/4 73/36 50/— 40/80 5/2,5 2/2 0,5 1 0,42—0,5 0,005 0,008 0,0035—0,0045
Примечания. 1. Номинальное напряжение постоянного тока цепей управления ПО или 220 В.
2. В числителе приведены значения, соответствующие напряжению ПО В, а в знаменателе — 220 В в цепи управления. 3. Для выключателя ВАБ-43 время протекания тока при включении равно 0,7 с.
телей, выпускаемых промышленностью, для отключения возможных в устройствах электроснабжения токов к. з. на тяговых подстанциях их применяют соединенными по два последовательно.
Выключатель ВАБ-43 (рис. 19.9 и см. табл. 19.39—19.41) также поляризованный со специальной щелевой камерой.
§ 19.7. Разъединители, выключатели нагрузки, отделители и короткозамыкатели
Разъединители предназначены для включения и отключения под напряжением участков электрической цепи при отсутствии в них токов нагрузки.
Разъединителями допускается включать и отключать ток холостого хода трансформаторов и зарядный ток линий, токи нагрузки трансформаторов небольшой мощности, а также переключать электрические цепи под током при наличии замкнутой шунтирующей токоведушей цепи.
Разъединители некоторых типов, например секционный РСУ-3000 для контактной сети, снабжают специальными дугогасительными рогами, что позволяет отключать ими токи до нескольких сотен ампер. Разъединитель ПКН, применяемый иа ЛЭП для питания автоблокировки, совмещает в себе разъединитель и высоковольтный предохранитель. Выпускаются также специальные разъединители-заземлители нейтралей трансформаторов.
Ручной привод разъединителя рассчитан обычно на усилие при переключениях, не превышающее 200—250 Н. Двигательные приводы снабжаются трехфазными или одно-
фазными коллекторными двигателями мощностью до 1 кВт и редукторами. Блокировка между главными и заземляющими ножами выполняется в схеме управления. Такие приводы допускают и ручное управление.
Двигательные приводы относительно медленно действующие — полное время отключения разъединителя доходит до 4—5 с.
Разъединители выпускают в различном климатическом исполнении, для внутренней или наружной установки, для работы в условиях нормальной и загрязненной атмосферы.
При выборе разъединителя его паспортные характеристики сопоставляют с расчетными условиями работы разъединителя в электроустановке. Разъединители выбирают по напряжению [аналогично формуле (19.1)], току нагрузки [аналогично формулам (19.2) и (19 3)], динамической стойкости при коротком-замыкании (с. 54), термической стойкости [аналогично (19.6)], по числу заземляющих ножей, типу привода.
В условном обозначении разъединителей наружной установки буквы означают: Р — разъединитель; Л — линейный; II — наружной установки; Д — с двумя опорно-изоля-цпопными колонками; У — с усиленной изоляцией; Б — категория (для категории А индекс отсутствует); 3 — с заземляющими ножами; П — с пофазным управлением. В условные обозначения разъединителей внутренней установки добавляются буквы: О — однополюсный; Ф — фигурный; М — модернизированный; К — коробчатый.
Обозначение разъединителей внутренней установки РВЗ-1-10/630-У1, например, расшифровывается следующим образом: разъ-
Т аб л и ца 19.42
Электрические характеристики разъединителей наружной установки классов напряжении 35, 110, 150, 220 кВ
Тип Наибольшее рабочее напряжение, кВ Предельный сквозной ток к. з. (амплитудное значение) . кА Наибольший ток термической стойкости /т , кА Время прохождения тока /Т , с Допустимое натяжение про вода, Н, не более
РНДЗ-35/630 40,5 64 20 4 490
РНДЗ-35/1000У1 40,5 64 25 4 490
РНДЗ-35/2000 40,5 84 31,5 4 980
РНДЗ-35У/1000У1 40,5 64 25 4 —-
РНДЗ-35У/2000У1 40,5 84 31,5 4 —
РНДЗ-110/630 126,0 80 22 3 764
РНДЗ-110/1000У1 126,0 80 31,5 3 764
РНДЗ-110/2000У1 126,0 100 40 3 980
РНДЗ-110У/1000У1 126,0 80 31,5 3 764
РНДЗ-110У/2000У1 126,0 100 40 3 980
РНДЗ-150/1000У1 172,0 100 40 3 764
РНДЗ-150/2000У1 172,0 100 40 3 980
РНДЗ-220/1000У1 252,0 64 25 3 764
РНДЗ-220/2000У1 252,0 100 40 3 980
РНДЗ-220У/1000У1 252,0 64 25 3 764
РНДЗ-220У/2000У1 252,0 100 40 3 980
Примечания.! Разъединители РНДЗ на напряжения 35, ПО, 150 и 220 кВ имеют исполнение ХЛ 2. Время прохождения тока термической стойкости заземляющих ножей равно 1 с.
79
Таблица 19 43
Установочные данные разъединителей наружной установки классов напряжения 35, 110, 150, 220 кВ
Тип Высота (без привода), мм Ширина, мм Расстояние между осями полюсов, мм Тип привода Масса полюса, кг
РНД-35/630 880 1060 66
РНД-35/1000 880 1060 1000 ПРН-Н0М 69
РНД 35/2000 1070 1190 184
РНДЗ-1-35/630 880 1060 84
РНДЗ-1-35/1000 880 1060 87
РНДЗ-1-35/2000 1070 1190 1000 ПРН-220М 208
РНДЗ-2-35/630 880 1060 102
РНД3-2-35/1000 880 1060 104
РНДЗ-2-35/2000 1070 1190 232
РНД-35У/1000 1100 855 139
РНД-35У/2000 1140 964 1000 ПР-У1 191
РНДЗ-1-35У/1000 1100 855 120
РНДЗ-1-35У/2000 1140 964 180
РНДЗ-2-35У/1000 1100 855 164
РНДЗ-2-35У/2000 1140 964 208
РНД-110/630 1385 ' 1800 1800 167
РНД-110/1000 1400 1800 1800 ПРН-ПОМ 172
РНД-110/2000 1685 — 1900 или ПДН-1 323
РНДЗ-1-110/630 1418 1800 1800 198
РНДЗ-1-110/1000 1433 1800 1800 ПРН-220М 205
или ПДН-1
РНДЗ-1-Н0/2000 1685 1860 1900 380
РНДЗ-2-110/630 1418 2100 1800 234
РНДЗ-2-110/1000 1433 2100 1800 239
РНДЗ-2-110/2000 1685 2000 1900 433
РНД-НОУ/1000 2000 1535 1900 ПРН-НОМ 327
или ПДН-1
РНД-НОУ/2000 2080 1600 405
РНДЗ-1-НОУ/1000 2000 1535 390
РНДЗ-1-110У/2000 2080 1600 ПРН-220М 471
1900 или ПДН 1 501
РНДЗ-2-110У/1000 2000 1535 530
РНДЗ-2-110У/2000 2080 1600
РНД-150/1000 2000 — — ПРН-220М 353
РНД-150/2000 2080 — — или ПДН-1 434
РНДЗ-1-150/1000 409
РНДЗ-1-150/2000 ПРН-220 М 496
РНДЗ-2-150/1000 2030 2610 2500 или ПДН-1 461
РНД3-2-150/2000 546
РНД-220У/1000 3300 1292
РНД-220У/2000 3300 1325
РНДЗ- 1-220У/1000 3840 3090 — ПДН-1 1412
РНДЗ-1-220У/2000 — 1453
РНДЗ-2-220У/1000 — 1521
РНДЗ-2-220У/2000 — 1549
Примечание. Полное обозначение марки провода ПДН-1 следующее: ПДН-1У1.
80
Таблица 19.'
Основные технические данные разъединителей наружной установки класса напряжения 10 кВ
Тип Значение предельного сквозного тока, кА Ток термической стойкости, кА, 10-секундный Высота, мм Ширина полная, мм Расстояние между осями, мм, не менее Масса полюса. кг Тип привода
эффек- там ное амплитудное
РОН-Юк/4000 —. 250 65 850 650 1200 105 пчн
РЛНДА-1-10/200 9 15 5 500 580 600 19,7 ПРИЗ-11
РЛНДА-1-10/400 15 25 9 — 670 600 19,8 ПРИЗ'-11
РЛНДА-1-10/630 21 35 14 -—. 670 600 20,0 ПРИЗ-1(
П р> м е ч а и и е. Наибольший ток термической стойкости 100 кА
Таблица 19.45
Основные технические данные разъединителей внутренней установки класса напряжения 10 кВ
Тип Наибольшее рабочее напряжение, кВ Предельный сквозной ток, кА Ток термической стойкости в течение 4 с, кА Высота, мм Длина, мм । Расстояние между осями полюсов, мм Ширина, мм Масса, кг Тип привода Радиус поворота ножа, мм, не менее
РВО-10/400 29/50 16 340 72 429 5,9
РВО-10/630 11,5 35/60 20 340 72 » -. 433 6,9 Без привода -—.
РВО-Ю/1000 71/120 40 400 92 • 433 12,5 со штангой
РЛВОМ-Ю/ЮОО 47/81 40 — — 433 16,5 150
РВ-10/400 29/50 16 380 837 435 26
РВ-10/630 И,5 35/60 20 380 837 250 435 28 ПР-10-11 150
РВ-10/1000 71/120 40 480 880 460 44
РВЗ-10/400-1(11) 29/50 16 740 837 — 30,8
PB3-10/630-I(II) П.5 35/60 20 740 837 250 . — 30,0 ПР-10-11 150
РВЗ-10/1000-1(11) 47/81 40 794 930 — 54,0
РВФ-10/400 29/50 16 373 837 647 41,0
РВФ-10/630 -1 Н,5 35/69 20 406 817 250 664 45,0 ПР-10-11 150
РВФ-10/1000 47/81 40 — 817 '—• 67,0 150
РВРЗ-la-III-10/2000; 12,0 —/85 31,5 535 925 350 1090 89,0 ПР-3 пли 100
РВРЗ-16-III-10/2000 ПЧ-50
PBP3-2-1II-10/2000 1250 —-/85 31,5 535 925 350 1090 102,0 ПЧ-50 или НО
РВР-Ш-Ю/2000 75,0 ПР-3
РВ К-Ю/2000 50/85 36 526 — 350 470 21,0 ПР-3, или - —
РВК-Ю/3000 П,5 120/200 60 610 470 500 555 —— ПЧ-50, или
РВК-10/4000, 120/200 65 616 470 500 655 — ПДВ-5
Примечания. 1. Заземляющие иожи разъединителей РВРЗ управляются приводом ПР-3.
2. В числителе указано эффективное значение предельного тока, в знаменателе — амплитудное.
3. Габариты указаны для однофазных разъединителей—на полюс, для трехфазвых разъединителей — в целом.
81
Таблица 19.46
Основные технические данные ручных приводов к разъединителям наружной установки
Тип
Число свободных цепей блок-контактов вала Габариты, мм
глав- зазем- Высо- Дли- Ши-
него ления та на рина
Вид блокировки
ПРН-ЮМУ 1 ПРНЗ-ЮУ1 ПРНЗ-2-ЮУ1
ПР-У1
ПРН-по
ПРН-1 ЮМ
ПРН-220
ПРН-220М
10
10
10
35
105;
90 105;
90 105;
90
90;
180
ПО
4; 8;
12
4; 8;
12
4; 8;
12
12
2; 4; 6;
8; 10
475 197
475 365
524 485
650 420
495 470
165 8,2 Механическая между главным и заземляю-
220 15 щими ножами
180 54
200
350
23—
33
15
Механическая или электромагнитная Электромагнит пая
35;
110
150-220
35— ПО
92
90;
180
92
2; 4;
6; 8
12
12
4
12
455 220
710 630
600 540
290 12
420 95—
НО
295 35
То же »
4
8
4
Примечания. 1. У приводов типов ПРН-110, ПРН-110М, ПРН-220 и ПРН-220М диаметр выходного вала 35 мм, диаметр отверстия под ввод кабеля к контактам КСА 40 мм.
2. Наибольшее усилие к приводу ПР-У1 при длине рукоятки не более 1.5 м равно 246 Н, напряжение цепи блокировки до 220 В постоянного и переменного токов.
Таблица 19.47
Основные технические данные приводов к разъединителям внутренней установки
Тип Характеристика . Тип разъединителя Масса, кг
ПЧ-50 Привод ручной червячный, исполнения I, II, Ill, IV для установки на стены толщиной 6—25, 45—65 , 90—НО и 130— 150 мм, угол поворота вала 180° РВР-10, РВК-Ю 24
ПР-2-1, ПР-2-II Привод ручной*'рычажный для установки на стены толщиной до 140 мм. Варианты: I—присоединение тяги сзади; II — присоединение тяги спереди, длина рукоятки 250 мм РВФ-10/400-630, РВ-10/400-630 3,5
ПР-3 Привод ручной рычажный для одно-или трехполюсного разъединителя, имеет четыре варианта исполнения. В исполнениях II и IV привод и разъединитель расположены в одной плоскости. Длина рукоятки 425 мм, угол поворота рукоятки привода 150° Внутренней установки на 1000—2000 А От 5,3 до 6,3
ПР-Ю-1 Привод ручной рычажный. Присоединение тяги сзади. Длина рукоятки 250 мм РВ-10/400, РВ-10/630, РВФ-10/400, РВФ-10/630 5,4
ПР-10-II Привод ручной рычажный. Присоединение тяги сзади. Длина рукоятки 350 мм РВ-10/1000, РВФ-10/1000 5,6
Примечание. Приводы типов ПЦ-50 и ПР-3 имеют 4, 8 и 12 блок-контактов КСА, приводы остальных типов, указанных в таблице, — 2,4, 6 и 8 блок-коитактов КСА.
82
Таблица 19.48
Основные технические данные универсальных двигательных приводов
Тип Электродвигатель Момент на выходном валу, Н-м Время переключения прн t/нок,, с, не более Габариты, мм Масса, кг
Тип Мощность, кВ Напряжение , В Частота вращения, об/мин Высота Длина Ширина
УПМ-И УЛ-0,62 0,27 220 8000 280 2,5 542 400 340 60
УПМ-П1 УЛ-0,62 0,27 220 8000 300 2,5 275 500 275 38
УМПЗ УЛ-0,62 0,25 220 8000 270 2,5 420 560 420 65
Примечания. 1. Управление приводом осуществляется вручную, а такж- дистанционно и по системе телеуправления от пульта управления ПУУ-11Б.
2. Исполнение УМПЗ — для разъединителей с заземляющими ножами.
единитель; высоковольтный; исполнение с одним заземляющим ножом; номинальное напряжение 10 кВ; номинальный ток 630 А; климатическое исполнение У и категория размещения I по ГОСТ 15150—69.
Технические данные разъединителей приведены в табл. 19.42—19.45, а технические данные приводов к разъединителям наружной и внутренней установки — в табл. 19.46—19.48.
Обозначение привода к разъединителям высокого напряжения ПДН-1У1, предназначенного для управления главными и заземляющими ножами разъединителей наружной установки, расшифровывается так: П — привод; Д — двигательный; Н — наружной установки; 1 — модификация; У — климатическое исполнение; 1 — категория размещения по ГОСТ 15150—69. В обозначении привода ПРНЗ-2-10У1 буквы и цифры означают: П — привод; Р — ручной; Н — наружной установки; 3 — с заземляющими ножами; 2 — число ножей заземления; 10 — класс напряжения разъединителя, управляемого привода, кВ; У — климатическое исполнение; 1 — категория размещения по ГОСТ 15150—69.
На фидерах контактной сети постоянного тока устанавливают разъединители РС-2000/3,3 или РС-3000/3,3 с двигательными приводами УМП-П или УМП-Ш (см. табл. 19.48). Технические данные разъединителя РС-3000/3,3 следующие:
Угол поворота вала ножей, град:
главных 90; 180; 180
270
заземления 90
Электродвигатель:
номинальное напряжение, В, перемен-
ного тока 220/380 -220/38С
мощность, кВт 1,1 1,1
частота вращения, об/мин 1400
Номинальные напряжения цепи, В:
управления сигнализации и бло- 380 220
кировки промежуточных ре- 220 220
ле •220 220
подогревателя и освещения 220 220
Мощность подогревателя, Вт 150
Свободное число це-п ей блок-кон тактов, —
шт.:
на главном валу » на каждом из валов 18 12
заземления 6
Масса, кг 315 —
Габариты, мм 1285 х —
X 1060 x600
При меч а ия. I. Привод ПДН-1У1 предназначен для управления разъединителями наружной установки, привод ПДВ-1УЗ — внутренний.
2. Привод ПДН-1 имеет четыре исполнения в зависимости от числа и расположения валов для ножей заземления.
3. Привод ПДВ-1 имеет червячный редуктор с передаточным числом 952.
4. В цепях управления, подогревателя н освещения использовано напряжение переменного тока, в цепях сигнализации, блокировки н промежуточных реле — постоянного тока.
Быстродействующие отделители предназначены для быстрого отключения обесточенного участка электрической цепи, в первую очередь для отключения от сети поврежденных трансформаторов 35—220 кВ подстанций, не имеющих выключателей на стороне высшего напряжения. Отделителями можно также включать и отключать ток холостого хода трансформаторов и зарядный ток линий 35—220 кВ.
Номинальное напряжение . 3,3 кВ
Номинальный ток.... 3000 А
Предельный 4-секундный ток
термической стойкости ... 40 кА
Сквозной ток к. з.... 50 »
Угол поворота вала привода 30°
Габариты:
исполнение II.........1000x860 x250мм
исполнение III .... 1000х910х350мм
Масса.................. 85—90 кг
Основные технические данные двигатель-
ных приводов для управления разъедини-
телями:
Тип привода
Максимальный момент на 'валу для главных ножей, Н-м
ПДН-1У1 ПДВ-1УЗ
1765 1250
83
Рис. 1910. Принципиальная схема привода ПДН-1У1:
UMB и ПМО — контакты и катушки магнитного пускателя включения и отключения цепи электродвигателя; РБЭ, РКВ, РКО — реле промежуточные соответственно электромагнитной блокировки, включения и отключения; ВП — выключатель подогрева; ВК— концевой выключатель; КВ — блок-контакты выключения главного вала; КО — блок-контакты отключения главного вала; КУ — ключ управления; П — печь электрическая
Таблица 19.49
Основные технические данные отделителей классов напряжений 35, ПО, 150 и 220 кВ
Тип Наибольшее напряжение, кВ । Ток термической стойкости 3-секундный, кА, ножей Полное вре-мя отключения, с, не более Допустимое натяжение проводов, Н, в горизонтальной плоскости Тип привода глав -ных ножей Масса одного полюса, кг
главных заземляющих
ОД(3)-35/630У1 ОД(3)-1-35/630У1 ОД(3)-2-35/630У1 ОД-1ЮМ/630У1 ОД(3)-1-1ЮМ/630У1 ОД(3)-2-110М/630У1 ОД-1ЮУ/Ю00У1 ОД-110/Ю00У1 ОД-150М/630У1 ОД-150М/Ю00У1 ОД-150У/Ю00У1 ОД-150/Ю00У1 ОД-220М/630У1 ОД-220М/Ю00У1 ОД-220/1000У1 40,5 126 126 126 172 172 172 172 252 252 252 12,5 22 31,5 31,5 20 25 31,5 31,5 22 28 31,5 10,0 12,5 0,5 0,5 0,4(0,5) 0,38(0,45) 0,7 0,7 0,45(0,55) 0,4(0,5) 0,7 0,7 0,5(0,6) 300 500 780 780 500 500 780 500 500 980 шпом шпом ПРО-1У1 ПРО-1У1 шпом шпом ПРО-1У1 ПРО-1У1 шпом шпом ПРО-1У1 63 73 76 162 184 197 453 507 512 533 530 534 557
Примечания. 1. Предельный сквозной ток главных ножей составляет 80 кА, заземляющих — 50 кА.
2. Для отделителей с усиленной изоляцией У по категории Б время отключения приведено прн отсутствии гололеда. В скобках указано полное время (от подачи команды на отключение до полного отключения) для ОД-ПОУ н ОД-ПО при гололеде толщиной 15 мм, для ОД-150У и ОД-220У — при толщине ее 20 мм.
3. Отделители на напряжения 35 и 110 кВ снабжена приводом ПРН-ПОМ для заземляющих ножей.
84
Рис. 19.11 Габаритные и установочные размеры отделителя ОД-110М/630-У! с приводами ПРО-1У1 и ПР 1У1;
1 — ведомый полюс; 2 — ведущий полюс; 3—контактный вывод основной цепи; 4 — контактный вывод заземляющей цепи; 5 —тяги приводов; 6— привод типа ПР-90ЛП-У1; 7 — привода типа ПРО-1У1
Т а б л и и а 19.50
Основные технические данные короткозамыкателей классов напряжений 35, ПО, 150 и 220 кВ
Тип Напряжение, кВ, наибольшее Предельный сквозной ток, кА Ток термической стойкости 3- секундный. кА Время включения, с, не более Допустимое тя-жение провода, Н Масса, кг Привод
КЗ-35 40,5 42/— 14,7 0,40 300 67 шпкм
K3-35T 40,5 42/— 14,7 0,40 800 .106 шпкт
КЗ-11 ОМ 126,0 34/— 13,3 0,35 500 133 шпкм
КЗ-ПОТ 126,0 34/- 13,3 0,40 800 170 шпкт
КЗ-110-У1 126,0 51/20,0 20,0 0,14(0,2) 784 180 ПРК-1У1
КЗ-110У-У1 126,0 32/12,5 12,5 0,18(0,28) 784 210 ПРК-1У1
КЗ-150-У1 172,0 51/20,0 20,0 0,2 (0,28) 784 210 ПРК-1У1
КЗ-150У-У1 172,0 32/12,5 12,5 0,23(0,35) 784 250 ПРК-1У1
КЗ-220М 252,0 34/— 13,3 0,40 500 324 шпкм
КЗ-220-У1 252,0 51/20 20,0 0,25(0,35) 980 250 ПРК-1У1
Примечания. 1. При токе короткого замыкания меньше 500 А рекомендуется применять вместо ?а -земляющей шины провод с резиновой изоляцией, который следует пропустить в окно трансформатора тока 2—3 раза, чтобы получить магнитодвижущую силу 500—800 А.
2. При гололеде толщиной до 20 мм время включения указано в скобках.
3. В числителе приведено амплитудное, а в знаменателе — действующее значение тока.
Таблица 19.51
Основные технические данные выключателей нагрузки внутренней установки
Тип Напряжение, кВ Тип предохранителя Наибольший номинальный ток патрона предохранителя, А Предельный ток отключения, А Ток ограничения, кА Ток включения, кА Габариты, мм
номинальное наибольшее рабочее Высота Длина Ширина
ВНП-16 6 6,9 ПК6/30 30 20 6,7 20 703— 932 608
ПК6/75 75 14 758
ВНП-17 ПК6/150 150 30
ВНП-16 10 11,5 ПК10/30 30 12 5,8 90 835— 932 608
ВНП-17 ПКЮ/50 50 8,6 858
ПКЮ/100 100 16,5
Примечания. 1. Мощность отключения для всех указанных выключателей с составляющей Тока к. з. равна 200 МВ-А, без учета — 300 МВ-А.
2. Для всех выключателей применяется привод ПР(А)-17 или ПЭ-И с.
учетом апериодической
Отделитель представляет собой разъединитель, дополненный отключающими пружинами и специальным приводом. Отделители некоторых типов имеют заземляющие ножи.
Выбирают отделители по тем же условиям, что и разъединители. •
Приводы отделителей (рис. 19.10) допускают автоматическое отключение и ручное включение отделителя. Отделители 150— 220 кВ (табл. 19.49) имеют индивидуальные приводы на каждый полюс, а отделители НО кВ (рис. 19.11) — общий привод такого же типа на все три полюса.
86
Приводы отделителей снабжены устройствами подогрева, включаемыми, когда температура окружающего воздуха становится ниже +5°С.
Обозначение отделителя, например, ОД(3)-1а-110М/630У1 расшифровывается следующим образом: О — отделитель; Д — двухколоиковый; (3) — индекс, свидетельствующий о наличии заземляющих ножей; 1а — вариант установки заземляющих ножей; номинальное напряжение 100 кВ; М — модернизированный; номинальный ток 630 А: У — климатическое исполнение, 1 — категория размещения по ГОСТ 15150—69.
Основные технические данные приводов к отделителям и короткозамыкателям следующие:
Тип привода
Наибольший рабочий момент на выходном валу, Н-м
Усилие на рукоятке при включении отделителя или отключении короткозамыка-теля, Н, не более Угол поворота выходного вала, град Собственное время привода, с, не более Число цепей
Число встраиваемых в привод:
реле
электромагнитов Напряжение подогревателя, В
Мощность подогревателя, кВт
Высота привода, мм Длина, мм Ширина, мм
Масса, кг
ПРО-1У1, ШПОМ,
ПРК- 1У1 ШПКМ
750 500
250 200
120—150 120—155
0,05 —-
16 6
-/з -/2
2-ЭО/1-ЭВ 1-ЭО/—
220 220
150 150
632 830
402 344
640 641
80 100
Примечания. 1. Напряжение катушки электромагнита управле ния 220 В переменного нли постоянного тока.
2. В числителе приведены данные соответственно для приводов ПРО-1У1 и ШПОМ. в знаменателе — для ПРК-1У1 и ШПКМ.
Обозначение привода, например ПРО-1У1 (ПРК-1У1), расшифровывается так: П— привод; Р — ручной; О — для отделителей; К — для короткозамыкателей; 1 — модификация; У — климатическое исполнение; 1 — категория размещения по ГОСТ 15150—69. Приводы обеспечивают автоматическое, дистанционное и местное отключение и ручное включение отделителей и короткозамыкателей.
Короткозамыкатели переменного тока предназначены для создания искусственного глухого к. з. в питающей линии с целью обеспечения срабатывания защиты и отключения линии при повреждении трансформатора подстанции. Короткозамыкатели НО кВ в ряде случаев применяют также и для автоматического заземления нейтрали обмотки ПО кВ понижающего трансформатора (см. § 17.2).
Короткозамыкатели ПО—220 кВ выполняют однополюсными, а короткозамыкатели 35 кВ двухполюсными на базе разъединителей 35—220 кВ. Выбирают их по тем же условиям, что и разъединители, но не проверяют по номинальному току.
В цепи короткозамыкатели устанавливают трансформатор тока (обычно ТШЛ-0,5), с помощью которого фиксируется прекращение подпитки места к. з. Раму короткозамыкателей 110—220 кВ изолируют от земли, а в тягу привода врезают изолирующий элемент.
На тяговых подстанциях постоянного тока применяют специальный короткозамыкатель, который наглухо соединяет отсасы
вающую линию с заземляющим контуром подстанции при нарушении изоляции в РУ 3,3 кВ.
Выбор короткозамыкателей аналогичен выбору отделителей. Обозначение коротко-замыкателя, например, КЗ-110М-У1 расшифровывается следующим образом: КЗ — короткозамыкатель; номинальное напряжение 10 кВ; М — модернизированный; У — климатическое исполнение, I — категория размещения по ГОСТ 15150—69.
Технические данные короткозамыкателей приведены в табл. 19.50, габаритно-установочные размеры короткозамыкатели КЗ-220М-У1—на рис. 19.12.
Короткозамыкатель постоянного тока типа ПКЗ-73 на напряжение 3,3 кВ (рис. 19.13) имеет следующие технические данные:
Номинальное напряжение Номинальный ток
Наибольший допустимый ток в течение 1 с
Собственное время включения
Привод
Напряжение питания удерживающего электромагнита
Ток удерживающего электромагнита
Сопротивление обмотки Усилие на рукоятке ручного взвода, не более Габариты
Масса
1000 В
1000 А
15 000 А
0,7 с пружинный с ручным взводом и удерживающим электромагнитом
НО или 200 В
0,15—0,2 А
250 Ом
150 Н 590x480x175 мм
20 кг
Выключатели нагрузки (табл. 19.51) представляют собой разъединители, снабженные отключающими пружинами и специальными дугогасящими устройствами. Последовательно с их контактами включены высоковольтные предохранители. Контакты выключателя нагрузки рассчитаны на рабочие токи присоединения. Токи к. з. в цепи, защищаемой выключателем нагрузки, отключаются плавкими предохранителями.
Приводы выключателей нагрузки те же, что и для выключателей 10 кВ (см. § 19.1).
Выключатели нагрузки выбираются так же, как и разъединители. Дополнительно проверяется номинальный ток отключения выключателя нагрузки /ном о, А, по условию /номо /нотах, где /н шах — максимальное значение тока нагрузки присоединения, иа котором установлен выключатель нагрузки.
Выбор высоковольтных предохранителей для выключателя нагрузки дан в § 19.5.
Обозначение выключателей нагрузки, например ВНП-16(17), расшифровывается следующим образом: ВН — выключатель нагрузки; П — с предохранителем ПК; 16(17) — соответственно без устройства или с устройством для подачи команды на отключающий электромагнит выключателя.
87
ООН
135 110
330 + 1
Расположение монтажных
Рис. 19.12. Габаритные л установочные размеры короткозамыкателя КЗ-220М-У1 с приводом ПРК-1У1: / — контактный вывод; 2 — полюс короткозамыкателя; 5 — изолятор ИО-3-600У1; 4— тяга; 5 — труба; 6 — трансформаторы тока; 7 — привод ПРК-1У1
г
88
Рис. 19.13. Короткозамыкатель постоянного тока типа ПКЗ-73:
/ — шкаф; 2 — неподвижный контакт; 3— подвижной контакт; 4— пружина; 5 — тяга; 6 — блок-кон-такты; 7 — электромагнит; 8 — сердечник; 9 — рычаг
89
Таблица 19.52
Основные технические данные реакторов РБА и РБАМ на напряжение 10 кВ
, я >>2 Проходная мощность i на три фазы, кВ.А Ток стойкости, кА го я к О о я со 6 2 2 го ц-г
Тип Номинальная е тивность на фаз термической динамической Потерн мощное фазу, кВт Высота трехфа комплекта, мм Диаметр по бе’ ну, мм Сечение прово; Масса фазы, к:
РБА-10-400-3 1,38 6 930 24,8 30,6 2,34 2940 1165 1X320 810
РБАМ-10-400-3 42,8 1,82 3660 1310 2x240 705
РБА-10-400-4 1,84 6 930 21,0 23,5 3,86 3840 1105 2x135 750
РБАМ-10-400-4 43,0 2,14 3570 1380 2x240 720
РБА-10-600-4 1,23 10 400 31,8 34,0 4,36 3840 1075 2x210 700
РБАМ-10-600-4 53,5 3,08 3840 1145 2x320 930
РБА-10-600-6 1,84 10 400 27,5 23,5 6,46 3930 1300 2X185 730
РБАМ-10-600-6 53,9 3,97 3930 1300 2x320 980
РБА-10-1000-4 0,73 17 300 78,5 53,0 4,6 3975 1305 3x320 1290
РБАМ-10-1000-4 78,5 4,6 3930 1375 3x320 1290
РБА-10-1000-6 1,1 17 300 54,2 37 4 7,4 3975 1295 3x320 1320
РБАМ-10-1000-6 77,5 5,7 3750 1480 4X320 1625
Примечание. Реакторы изготовляют для вергикальной, горизонтальной и ступенчатой установки.
§ 19.8. Реакторы и высокочастотные заградители
Реакторы РБА и РБАМ (табл. 19.52) предназначены для ограничения тока к. з. в электроустановках, а также для сохранения уровня напряжения в РУ 10 кВ при к. з. за реактором. Их применяют также для ограничения мощности к. з. на питающих подстанцию или отходящих от нее линиях.
Буквы в обозначениях реакторов расшифровываются следующим образом: Р — реактор; Б — бетонный; А — алюминиевая обмотка; М — малые потери. Числа обозначают: 1-е — класс напряжения; 2-е — длительно допустимый ток, А; 3-е — номинальное индуктивное сопротивление, Ом.
Выбирают реакторы:
по напряжению б/нон^Увом ₽, где 0НОм, 47ИОМ р — соответственно номинальное напряжение установки и реактора;
ПО ДЛИТеЛЬНОМу ТОКу НаГруЗКИ 1В max
р, где /в щах и /вом р соответственно максимальный ток нагрузки цепи, где установлен реактор, и его номинальный ток; по динамической стойкости при к. з.: iy("вом д, где /у и 1вом л соответственно ударный ток к. з. [см. формулу (19.4)] и номинальный ток динамической стойкости. При индуктивности реактора 3% и более проверку по динамической стойкости можно не производить;
по термической стойкости ]’ВкзгС ^/вом т<т, где ВКз—величина, характеризующая количество тепла, выделяемое в цепи при к. з., А2с [см. формулу (19.6)]; /вомт— номинальный ток термической стойкости реактора, A; t? — допустимое время проте
кания номинального тока термической стойкости, с.
Индуктивность реактора Хр определяется по условиям ограничения тока к. з. до заданного значения к. з., %'
Хр — (Хакз — Х1КЗ) 100,
Таблица 19.53
Основные технические данные уравнительных реакторов
Тип Типовая мощность, кВ-А Выпрямленное напряжение, В Ток ветви реактора, А Масса, кг
УРС-125 125 230 1000 850
460 . 500
УРС-250 250 230 2000 1350
345 1400
460 1000
660 630
УРС-400 400 460 1600 2020
660 2500
825 1000
УРМ-630 630 660 2250 2570
825 1800
1050 1400
УРМ-1000 1000 660 3600 3760
825 3150
1050 2500
УРМ-1600 1600 825 4500 5000
1050 3600
Примечания. 1. Частота питающей сети 150 Гц. 2. Регулируемое напряжение 1100 В, глубина ре-» гулирования 100 %.
90
Где Xskb — ^нр/^2кз и Х1кз=/нр//1кз — относительные сопротивления цепи до места к. з. соответственно после и до установки реактора; /жг и Лиз — соответственно заданное значение тока к. з. и ток к. з. в цепи без реактора.
Уравнительные однофазные (табл. 19.53) с воздушным охлаждением (сухие) реакторы УРС и с масляным охлаждением УРМ предназначены для выравнивания мгновенных значений напряжений двух фаз при параллельной работе двух трехфазных схем, выпрямления, например в выпрямителях, собранных по схеме две обратные звезды с уравнительным реактором.
Однофазные с воздушным охлаждением реакторы типа РОСВ предназначены для снижения уровня радиопомех, создаваемых при работе выпрямительно-инверторных преобразователей. Реакторы имеют следующие технические данные:
Тип реактора РОСВ-800 РОСВ-2000
Типовая мощность, кВ-А 800 2 000
Выпрямленный ток, А 800 2 000
Номинальное напряжение, В 3300 3300
Индуктивность при частоте 50 Гц, мГн 0,63 0,88
Проходная емкость, пФ, не более 100 100
Потери в меди, Вт 2500 10 250
Масса, кг Габариты, мм: 350 1 720
высота 880 1 560
ширина 925 1 300
длина 674 1 495
Реакторы РБФА (табл 19.54) и катушки индуктивности (табл. 19.55) применяют в схемах сглаживающих устройств тяговых подстанций постоянного тока.
Технические данные одного блока реактора РБФАУ-3,3-6500/3250У2:
Номинальное напряжение 3,3 кВ Номинальный ток 6500 (3250) А
Индуктивность 1,1 (4,5) мГн
Диаметр:
внешний по бетону 2450 мм
внешний по проводу внутренний по бетону » » проводу
» » осям
изоляторов
Высота с изоляторами
Тип изоляторов
Число »
Тип провода
Длина провода
Число ветвей
» проводов в пазу
Число витков в ряду
» горизонтальных
рядов
Масса реактора
» провода
2438 мм
1590 »
1500 »
2000 »
1215 » ОФ-10-2000
16
А-240
2800 м
4
4
8
14
3280 кг
1840 »
Примечания. 1 В скобках даны значения тока и индуктивности для смешанного соединения секций обмоток блока.
2. Изоляторы и соединительные шины в комплект поставки не входят.
Фильтровый однофазный с масляным охлаждением реактор типа ФРОМ-3200/35У1 предназначен для работы в установках емкостной компенсации реактивной мощности на подстанциях и постах секционирования переменного тока, имеет следующие технические данные:
Типовая мощность 3200 кВ-А
Действующее значение поминального несинусоидального тока 230 А
Индуктивность Потери мощности (при I =230 А): 75+4x8 мГн
в меди 21,7 кВт
» стали 14,1 »
Высота 3680 мм
Длина 2200 »
Ширина 3200 »
Высота при подъеме активной части Масса: 5200 »
общая 9000 кг
активной части 3800 »
бака с арматурой 1210- »
масла, необходимого для работы 2330 »
масла для доливки 900 »
Колея 1524X1524 мм
Таблица 19.54
Основные технические данные реактора РБФАУ-3,3-6500/3250У2
Количество блоков Соединение секций обмоток блоков Индуктивность, мГн Номинальный гок, А Потери мощности, кВт п₽н ' ном Сопротивление постоянному Току, Ом, при ^03=0°^
1 Смешанное 4,5 3250 105 (85) 0,008
1 Параллельное 1,1 6500 — 0,002
2 Смешанное 11,0 3250 215 (170) 0,016
2 Параллельное 3,0 6500 215(170) 0,004
3 Смешанное 20,0 3250 320 (255) 0,024
3 Параллельное 5,0 6500 260 (210) 0,006
4 Смешанное 25,0 3250 430 (340) 0,032
4 Параллельное 7,0 6500 430 (340) 0,008
Примечание. 1. Потери мощности приведены при температуре нагрева обмоток 110°С, в скобках — при 20°С: <В03 —температура воздуха
91
Таблица 19.55
Основные технические данные катушек индуктивности сглаживающих устройств
Катушки Индуктивность, мГн Частота контура, Гц Диаметр, мм Высота, мм Масса, кг
наружный внутренний
Основная 18,10 100 580 200 200 145,0
6,30 200 486 180 153 76,0
3,10 300 516 240 138 68,1
2,12 400 392 200 106 30,9
2,00 500 412 200 118 39,1
1,00 600 320 150 95 18,4
Основная для фильтр-проб-ки Дополни- 20,00 0,50 300 100 541 274 143 68,4
тельная 200 300 500 — 150 82 16,4
0,50 400 600 296 150 74 12,7
0,50 900 1200 283 135 85 12,9
Дополнительная к фильтр-проб-ке 3,00 300 384 к 188 89 23,4
Таблица 19.56
Основные технические данные высокочастотных заградителей
Тип заградителя Напряжение сети, кВ Тип Активная составляющая полного сопротивления, Ом Полоса частот по активной составляющей, кГц
элемент а настройки реактора
ВЗ-600-0,25 35—330 ЭН-0,25 РЗ-600-0,25 480 103—142 125—186 154—255 200—390
ВЗ-1000-0,6 110—500 ЭН-0,6 РЗ-100-0,6 600 54—68 65—88 75—105 96—170 117—275
Высокочастотные заградители (табл.
19.56) предназначены для уменьшения утечки токов высокой частоты каналов связи по ЛЭП высокого напряжения в сторону, про
тивоположную направлению к корреспонденту. Их включают в рассечку ЛЭП. Высокочастотный заградитель состоит из силового реактора РЗ и элемента настройки ЭН.
92
Продолжение
Тип заградителя Ток стойкости, А, реактора Элементы настройки Габариты, мм Масса, кг
термической (1-секундный) динамической Высота Диаметр
ВЗ-600-0,25 20 000 30 000 ЭН-0,25 1365 900 106
ВЗ-1000-0,6 30 000 42 000 ЭН-0,6 1905 1110 315
Обозначение высокочастотного заградителя ВЗ-600-0,25 расшифровывается следующим образом:
В —• высокочастотный;
3 — заградитель;
номинальный ток сети 600 А; индуктивность реактора 0,25 мГи.
§ 19.9. Конденсаторы высоковольтные
Конденсаторы ФМТ-4-12 предназначены для работы в резонансных контурах сглаживающих устройств тяговых подстанций постоянного тока.
Конденсаторы допускают длительную работу в течение всего срока службы при напряжении постоянного тока до 4 кВ при одновременном наложении переменной составляющей частоты от 100 до 1440 Гц. При этом переменная составляющая не должна превышать значений, указанных в техническом паспорте. Технические данные конденсаторов ФМТ-4-12:
Номинальное напряжение 4 кВ Номинальная емкость 12 мкФ
Отклонение емкости конденсатора от номинальной при температуре +20сС не более 20% Тангенс угла потерь конденсаторов, измеренный при частоте 50 Гц и температуре + 20°С 0,0045
Габариты, мм 400X400X119 мм
Масса 25 кг
Конденсаторы косинусные масляного исполнения (типа КМ) и пропитанные синтетической жидкостью (типа КС) предназначены для повышения коэффициента мощности электроустановок. Эти конденсаторы применяют в устройствах компенсации реактивной мощности, а также в устройствах защиты от перенапряжений преобразовательных агрегатов на тяговых подстанциях постоянного тока.
Структура условного обозначения конденсаторов типов КМ и КС показана па примере конденсаторов КМ1-6,3-26 и KCl-6,3-30, где К — конденсатор; М — масляного исполнения; С — синтетические; 6,3 — но-
минальное напряжение, кВ; 26 или 30 — номинальная мощность, квар.
При 20°С конденсаторы КМ и КС имеют
следующую поминальную емкость, мкФ;
КМ1-6,3-12 1 KCl-10,5-30 1
KMl-6,3-13 1 KCl-10,5-37,5 1.
KMl-6,3-24 1,9 KCl-10,5-50 1,4
KMl-6,3-26 2,1 KC2-10,5-60 2
KCl-6,3-30 2 KC2-10.5-75 2,2
KCl-6,3-37,5 3 KC2-10,5-100 2,9
KC2-6.3-50 4 КС-1,05-25 72
KCl-6,3-60 5 KC2-1,05-50 144
KC2-6.3-75 6 KC2-1.05-60 178
KC2-6,3-100 8 KC2-1,05-75 217
KMl-10,5-12 0,35 KM-0,66-13 95
KMl-10,5-13 0,4 KC-0,66-20 146
КМ2-10,5-24 0,7 KM2-0,66-26 190
КМ2-10,5-26 0,8 KC2 0,66-40 292
Выпускают также конденсаторы КМ и КС на напряжения 220, 380, 500 н 3150 В. Конденсаторы на напряжения 1050, 3150, 6300 и 10 500 В выпускают только в однофазном исполнении, на напряжения 220, 380, 500 и 600 В — как в однофазном, так и в трехфазном исполнении. Конденсаторы могут иметь два изолированных вывода в однофазном исполнении или два вывода, один из которых соединен с корпусом (в зависимости от заказа).
Конденсаторы в трехфаЬном исполнении соединяют в треугольник.
Конденсаторы допускают длительную работу при повышении действующего значения напряжения до 110% поминального, а также при повышении действующего значения тока до 130% тока, получаемого при номинальных напряжении и частоте.
Отклонение мощности (емкости) от номинального значения допускается от —5 до + 10%.
Конденсаторы связи СМРБ и СММ и др. применяют в устройствах высокочастотной защиты и связи на линиях электропередачи переменного тока, а также в устройствах отбора напряжения с этих линий для целей защиты и автоматики. Они имеют следующие технические данные:
93
Тип конденсатора Напряжение ЛЭП, к которой СМРБ-110// 3-0,064 СММ-20//3- СММ-20//3- -0,10 6—35
ПО или 220 - 0,035 6—35
присоединяется конденсатор, кВ 0,035
Номинальная емкость, мкФ 0,0064 0,107
Отклонение емкости от номинальной, % + Ю, —5 ±5 ±5
Действующее значение испытательного напряжения 50 Гц (1 -минутное), кВ 215 42 42
Тангенс угла потерь, измеренный при частоте 50 Гц и температуре 20±5°С, не более 0,003 0,003 0,003 Таблица 19.57
Технические данные высоковольтных импульсных конденсаторов некоторых типов
Тип Собственная индуктивность» нГв Максимальный разрядный ток, кА Режим работы
Декремент колебаний Частота импульсов в 1 мин Гарантированный ресурс по числу разрядов
ИМ-3-230 600 1.5 2 10 10’
И МН-5-140 600 2,5 2 10 ю4
ИМУ-5-140 60 150 — 6 103
ИМ-3-100 — — — 100 10&
Примечание. Допустимое отклонение емкости — 10; +20%
Импульсные высоковольтные конденсаторы (табл. 19.57) применяют в различных преобразовательных установках с тиристорным регулированием и т. п. Обозначение импульсных конденсаторов, например конденсатора ИМ-3-230, расшифровывается следующим образом: И — импульсный; М — масляный; номинальное напряжение 3 кВ; номинальная емкость 230 мкФ.
Технические данные конденсаторов, применяемых в установках поперечной и продольной компенсации реактивной мощности, см. в § 10.2 и 10.3 (том I).
Компенсирующие комплектные конденсаторные трехфазные установки общепромышленного типа применяют в устройствах энергетического хозяйства при необходимости компенсации реактивной мощности (улучшения cos(p). Установки серии УК-0,38 на напряжение 380 В выпускают мощностью до 540 квар, а установки серии УКМ на напряжение 6,3 и 10 кВ — мощностью до 1125 квар.
§ 19.10. Измерительные трансформаторы
Трансформаторы тока применяют в установках переменного тока различных напряжений для питания токовых катушек измерительных приборов, счетчиков, реле защиты и автоматики.
Трансформаторы тока выполняют илн в виде отдельно устанавливаемых аппаратов, или же встраивают их в высоковольтные выводы выключателей и силовых трансформаторов.
Трансформаторы тока выполняются с разным (до трех) количеством вторичных обмоток, используемых во вторичных цепях
различного назначения (измерение, учет электроэнергии, релейная защита, режимная автоматика).
Трансформаторы тока изготовляют в различном климатическом исполнении, для внутренней или наружной установки, для работы в условиях нормальной или загрязненной атмосферы.
При выборе трансформаторов тока ориентируются на данные, приведенные в табл. 19.58—19.62. Указанные в таблицах пределы параметров относятся не к конкретному трансформатору, а ко всем трансформаторам этого типа (в зависимости от сердечников и обмоток). При объединении трансформаторов в группы с одним номинальным напряжением пределы относятся ко всей группе.
В условных обозначениях трансформаторов тока буквы означают: Т — трансформатор тока; Ф — в фарфоровом корпусе, Н — наружной установки; П — проходной; Л — с литой изоляцией; У — усиленный; О — од-новитковый; Ш —- шинный; М — модернизированный; К — катушечный; В — встроенный; Т (ие первая буква) — встроенный в силовые трансформаторы; 3 — для защиты от замыкания на землю; Р или Д — предназначенный для релейной зашиты; 0,5 — предназначенный для измерения. Первое число после буквенного обозначения у всех трансформаторов тока означает номинальное напряжение в киловольтах, а два последних — номинальный ток соответственно первичной и вторичной обмоток.
Например, условное обозначение трансформатора тока ТПОЛ-Ю-0,5/Р-600-5 расшифровывается следующим образом: Т —• трансформатор тока; П — проходной; О —
Таблица 19.58
Технические данные трансформаторов тока наружной установки на напряжение 35—220 кВ
Тип Номинальное напряжение, кВ Номинальный первичный ток /1НОМ-А Кратность тока термической стойкости кт Кратность тока динамической стойкости '‘дин Масса трансформатора с маслом, кг
ТФН-35М 35 15—1000 65 100 и 150 200
ТФНД-35М 15—2000 32,5 и 45 50, 100, 150 350
ТФНР-35 35 500—3000 49 и 57 125 и 145 От 330 до 427
50—600
ТФНД-11 ОМ НО 750—2000 34,6 и 43,3 ПО и 150 440
500—2000 60 75 760
ТФНД-ПОМ-П 22,7 100 2390
ТФН Д-220-IV
ТФНД-220-I 220 300—1200 60 60 2130
ТФНД-220-II 300—1500 33 60 2550
от 10,2 до 51 от 27 до 108
Примечания. 1. Данные приведены для трансформаторов с номинальным вторичным током 5А.
2. Трансформаторы тока имеют сердечники (обмотки), предназначенные для релейной защиты (Р, Д) и для измерения (0,5).
3. Для трансформаторов ТФН-35М, ТФНД-ПОМ-И и ТФН Д-220-1 дана 1-секундная термическая стойкость; для трансформаторов ТФНР-35, ТФНД—4-секундная; для остальных 3-секундная.
Таблица 19.59
Технические данные трансформаторов тока на напряжение 10 кВ
Тип Номинальный первичный ток /1НОМ, А Кратность тока Масса, кг
термической СТОЙКОСТИ «т динамической СТОЙКОСТИ *дИН
ТПЛ-10 ТПЛУ-10 5—400 , 10—100 От 35 до 45 120 От 165 до 250 250 От 9 до 17 От 10 до 19
ТПОЛ-10; ТПОЛ А-10 600—1500 От 36 до 65 От 90 до 160 От 15 до 17
Примечания. 1. Трансформаторы тока применяют в комплектных распределительных устройствах.
2. Трансформаторы тока имеют сердечники (обмотки), предназначенные для релейной защиты (Р) и для измерения (0,5).
3. Номинальный вторичный ток всех трансформаторов 5 А.
4^ Трансформаторы тока допускают 10%-ную длительную перегрузку.
5. Для трансформаторов ТПЛ и ТПЛУ дана 4-секуидная термическая стойкость, для ТПОЛ и ТПОЛ А—1 - секундная.
Таблица 19.60
Технические данные низковольтных трансформаторов тока внутренней установки
Тип Номинальное напряжение, кВ Номинальный первичный ток Л ном, А Номинальный вторичный ток, А Масса, кг
ТК-20 0,66 5—1000 5 От 1 до 1,98
ТК-40 0,66 5—1500 5 От 1,28 до 2,5
ТШ Л-0,5 0,5 500—16 000 7,5 23
Примечания. 1. Трансформаторы тока ТК предназначены для работы в электроустановках, не связанных с воздушными сетями.
2. Для трансформатора тока ТШЛ четырехсекундный ток термической стойкости равен 16000 А. Первичной обмоткой трансформатора ТШЛ является заземляющий провод (шнна) короткозамыкателя.
3. Класс точности трансформаторов тока ТК прн номинальной вторичной нагрузке 0,5 или 1; класс точности трансформаторов тока ТТТГ.П может быть 0,5; 1 или 3 в зависимости от вторичной нагрузки.
95
i а и л и ц aly.tn
Технические данные трансформаторов тока, встроенных в силовые выключатели
Тип -Номинальное напряжение, кВ Номинальный первичный ток71ном. А Выключатели, с которыми применяются трансформаторы тока Масса, кг
ТВ-35 35 150—1500 С-35 МКП-35 ВМО-35 От 11,1 до 20,0
ТВ-110 ПО 200—2000 МКП-110 МКП-1 ЮМ У-110 От -93 до ПО
ТВ-220 4 220 600—2000 У-220 От 145 до 155
Примечания. 1. Данные приведены для трансформаторов с номинальным вторичным током 5 А.
2. Классы точности, в которых могут работать трансформаторы тока, 0,5; 1; 3; 10 (в зависимости от вторичной нагрузки).
Таблица 19.62
Технические данные трансформаторов тока, встроенных в силовые трансформаторы
Тип Номинальное напряжение, кВ Номинальный первичный ток А 1ном> Масса, кг
ТВ-10 10 2000—6000 От 15 до 26,5
ТВТ-10 10 5000—6000 От 12,6 до 14,1
ТВТ-35М 35 300—3000 От 36 до 48,5
ТВТ-110 ПО 300—2000 От 94-, 3 до 121,3
ТВТ-220 220 600—4000 От 90,4 до 144
Примечания. 1. Данные приведены для трансформаторов с номинальным вторичным током 5 А.
2. Классы точности, в которых могут работать трансформаторы тока, 0,5; 1; 3; 10 (в завнсимостн от вторичной нагрузки).
одновитковый; Л — с литой изоляцией; номинальное напряжение 10 кВ; 0,5/Р — предназначенный для релейной защиты и измерения; номинальный первичный ток 600 А; номинальный вторичный ток 5 А.
Технические данные трансформатора тока нулевой последовательности ТЗЛ следующие:
Число охватывающих кабелей 1
Наружный диаметр охватываемого
кабеля, не более 75 мм
Односекундный тою термической
стойкости 0,14 кА
При выборе трансформаторов тока паспортные характеристики ТТ сопоставляют с расчетными условиями его работы в электроустановке. Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:
по напряжению [см. выражение (19.1)];
по току нагрузки [см. выражения (19.2) и (19.3)];
по номинальному вторичному току, который в транспортных электроустановках принимается равным 5 А;
по классу точности; класс точности для обмоток, питающих цепи счетчиков электроэнергии, должен быть 0,5, а для обмоток, пн-
96
тающих электроизмерительные приборы, —• не ниже 3. Точность ТТ, питающих цепи релейных защит, проверяется по условиям допустимой 10%-ной погрешности;
по номинальной вторичной мощности;
по стойкости к коротким замыканиям. Динамическая стойкость отдельно стоящих ТТ проверяется по выражению 1/Г2АДИнХ ХЛном^^у, где Юдин — кратность тока динамической стойкости (см. табл. 19.58 и 19.62); Дном — номинальное значение первичного тока ТТ, A; iy — максимальное мгновенное значение тока короткого замыкания, А [см. выражение (19.4)]. Динамическая стойкость встроенных трансформаторов тока не проверяется. Термическая стойкость ТТ проверяется по выражению
(Кт/1ном)^^т^?ДКЗ,
где Кт — кратность тока термической стойкости (см; табл. 19.58—19.60);
— допустимое время протекания тока термической стойкости;
Виз — определяется по формуле (19.7). Выбор конкретного ТТ производят по каталогам, где также приведены наибольшие допустимые нагрузки и максимальная кратность нагрузок при 10%-ной погрешности трансформатора.
Таблица 19.63
Технические данные трансформаторов напряжения
Тип Напряжение, В Номинальная мощность, В-A, в классе точности TH Максимальная мощность вне класса точности, В-Д Схема соединения обмоток
первичной обмотки вторичной обмотки дополнительной обмотки 0.5 1 3
НОС-0,5 380 или 500 100 25 50 100 200 1/1—0
НТС-0,5 380 мли 500 100 — 50 75 200 400 У/У*-0
НОМ-6 6 000 100 — 50 75 200 400 1/1—1
НТМК-6-64 6000 100 — 75 150 300 640 У/У*—0
НТМИ-6-66 6000 100 100:3 75 150 300 400 У/У*—0
НОМ-Ю-66 10 000 100 — 75 150 300 640 1/1—0
ЗНОЛТ-6 6000 / 3 100:/3 100:3; 50 75 200 400 1/1/1—0
нтмк-ю 10 000 100 120 200 500 960 У/У*— 0
НТМИ-10-66 10 000 100 100:3 120 200 500 960 У/У*—0
знолт-ю 10 000:/ 3 100:/ 3 100:3 75 150 300 640 1/1/1—0
НОМ-35-66 35 000 100 — 150 250 600 1200 1/1—0
3HOM-35-65 27 500 127—100 — 150 250 600 1200 1/1—0
ЗНОМ-35-65 35000 :/3 100:/3 100:3 150 250 600 1200 1/1—0
ЗНОЛТ-35 35000:/ 3 100:/3 100:3 150 250 600 1200 1/1/1-0
НКФ-110-57 110000:/ 3 100:/3 100 400 600 1200 2000 1/1—0
НКФ-110-58 110000:/ 3 100:/3 100:3 400 600 1200 2000 1/1—0
Н КФ-220-58 220000: У~3 100:/ 3 100 400 600 1200 2000 1/1—0
Примечание. Знаком* отмечены схемы соединения обмоток в звезду с выведенной нулевой точкой.
Трансформаторы напряжения применяют в установках переменного тока с напряжением 380 В и выше для питания катушек напряжения измерительных приборов н счетчиков, реле защиты и автоматики.
Технические данные трансформаторов напряжения, применяемых в транспортных электроустановках, приведены в табл. 19.63.
Трансформаторы напряжения НОМ-35-66, ЗНОМ и НКФ предназначены для наружной установки, остальные— для внутренней. В обозначениях трансформаторов напряжения буквы означают: Н — трансформатор напряжения; 3 — один вывод первичной обмотки заземлен; О — однофазный; Т — трехфазный; М — с масляным охлаждением; С — сухой; Л — с литой изоляцией; Ф — в фарфоровой покрышке; К — с компенсирующей обмоткой для уменьшения угловой погрешности; И — пятистержневой. Первая цифра после буквенного обозначения у всех трансформаторов напряжения означает напряжение первичной обмотки в киловольтах.
При выборе трансформаторов напряжения их паспортные характеристики сопоставляют с расчетными условиями работы в электроустановке. Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям: по напряжению (первичному и вторичному); по классу точности: при питании цепей расчетного учета электроэнергии класс точности должен быть 0,5, а при питании цепей измерения и защиты — не ниже 3 (класс точности определяется мощностью вторичной нагрузки); по максимальной мощности вне класса точно
сти (при необходимости);ио изоляции выводов первичной обмотки; по схеме соединения вторичных обмоток; по месту установки. Трансформаторы напряжения изготавливаются в различном климатическом исполнении для внутренней и наружной установки.
§ 19.11. Изоляторы
Изоляторы служат для крепления токоведущих частей и изоляции их от земли н других частей установки, находящихся под иным потенциалом.
Опорные изоляторы (табл. 19.64), а также опорно-стержневые (табл. 19.65) н опорно-штыревые изоляторы (табл. 19.66) применяют для крепления и изоляции шин, а также некоторых видов электрооборудования в закрытых и открытых РУ. Проходные изоляторы (табл. 19.67) устанавливают при проходе шин через стены и перекрытия внутри помещений, а также при выводе их из зданий.
Обозначение изоляторов, например изолятора ОФ-35-375, расшифровывается следующим образом; О — опорный; Ф — фарфоровый; номинальное напряжение 35 кВ; 375 — наименьшая разрушающая нагрузка при изгибе, кгс. В обозначения других типов изоляторов введены следующие буквы: С — стержневой; Ш — штыревой; П — проходной и др.
Выбор изоляторов производят по номинальному напряжению U„CK и номинальному току /ном (только для проходных изоляторов)., которые должны быть равны
4 Зак. 16Ц
97
Рис. 19.14. Опорные изоляторы ОФ с внутренней заделкой арматуры (с) с круглым (6), овальным (в) и квадратным (г) основаниями
Таблица 19.64
Технические данные опорных фарфоровых изоляторов внутренней установки
Тип изолятора Основные размеры, мм (рис. 19.14)
Н ' D К
Оф-6-375 100 77 —
Оф-6-375 кр 165 108 -—
Оф-6-375 ов 165 160 135
Оф-6-750 кр 185 130 —
Оф-6-750 ов 185 215 140
Оф-10-375 120 80 —
Оф-10-375 кр 190 108 —
Оф-10-375 ов 190 160 но
Оф-10-750 120 102 —.
Оф-10-750 кр 215 130 —.
Оф-10-750 ов 215 215 140
Оф-10-1250 кв 225 175 —.
Оф-10-2000 132 160 —.
Оф-10-2000 кв 235 190 —
ОФ-35-375 372 110 —
ОФ-35-375 кр 380 130 —.
ОФ-35-375 ов 380 215 140
ОФ-35-750 372 140 —-
ОФ-35-750 кв 400 190 —
или меньше соответственно рабочего напряжения и тока установки; по роду установки и по механической прочности.
В условиях загрязненной атмосферы в зависимости от характера и степени загрязнения применяют изоляторы с увеличенной длиной пути тока утечки, либо изоляторы на большее напряжение.
В зависимости от степени загрязнения атмосферы определяют удельную эффективную длину пути утечки Х8, см/кВ, при номинальном напряжении. Значение должна быть не ниже нормированного «Руководящими указаниями по выбору и эксплуатации изоляции в районах с загрязненной атмосферой» (Минэнерго, 1975 г.).
Эффективная длина пути утечки Ls^kaU, где U—наибольшее рабочее меж-дуфазное напряжение, кВ.
При выборе размеров изоляционной конструкции требуется знать геометрическую длину пути утечки:
L = L3k 3- Хэк!7,
где к — коэффициент эффективности, определяемый в соответствии с «Руководящими указаниями».
Я
98
Таблица 19.65
Таблица 19.66
Технические данные опорно-стержневых изоляторов наружной установки
Тип изолятора Основные размеры (рис. 19.15), мм Масса, кг
Н D
ИО-3-600 92 152 4,3
ОНСУ-10-300 (вари- (вариант I) анг 11) 302 ; 295 150 8,9
КО-10 284 185 26,0
ОНС-20-500 315 150 9,0
ОНС-20-5001 315 150 9,0
ОНС-20-2000 355 200 22,5
ИОС-35-5001 440 175 16,0
ИОС-35-500П 440 175 16,0
НОСУ-35-5001 570 214 34,4
ОНВП-35 1000 400 230 22,5
ОНС-35-1500 500 225 43,5
ОНС-35-2000 500 225 43,5
ОНСУ-40-Ю00 500 230 39,0
ИОС-110-400 1050 220 61,0
НОС-110-600 1100 225 71,0
КО-110-12^0 1100 230 83,2
КО-110-1500 1100 245 106,0
КО-110-2000 1100 245 106,0
ОНС-110-1600 1100 230 94,3
ОНС-110-2000 1100 230 94,3
разру-
Примечание. Для изолятора КО-10 тающая нагрузка ^разр — 19.6 кН
Технические данные опорно-штыревых изоляторов
Тип изолятора Габариты, мм (рис. 19.16)
Н D
ОНШ-6-ЗОО 170 140
ОНШ-10-500 205 170
ОНШ-10-2000 210 236
ОНШ-35-1000 400 370
ОНШ-35-2000 400 430
ОС-1 280 355
Примечание. Для изолятора ОС-1 ^радр = =9,8 кН, номинальное напряжение 20-кВ.
При выборе изоляторов по механической прочности учитывают усилия, действующие на жесткие шины при к. з. и передаваемые ими на изоляторы.
Расчетная нагрузка на изолятор при изгибе Арасч^Адоп-
Допустимая нагрузка на изолятор Fnon = 0,6 fpaap, где Тразр — гарантированная наименьшая разрушающая нагрузка при изгибе.
Для опорных, опорно-стержневых и опорно-штыревых изоляторов расчетная нагрузка, Н:
fpac4= 1,76/2/кв - 10-’/а,
где ty — ударный ток трехфазного к. з.. А [см. выражение (19.4)]; а — расстояние между осями шин смежных фаз, м; I — расстояние между изоляторами вдоль шнн, м; кв — поправочный коэффициент на высоту шины при расположении ее на изоляторе «на ребро»:
Кв — Л/Диз.
Здесь //из— высота изолятора; И — расстояние от основания изолятора до середины расположенной на нем плашмя шины.
Для проходных изоляторов расчетная нагрузка, Н:
Граод = 0,88ф - Ю-’/а-
§ 19.12. Электроизмерительные приборы
На тяговых подстанциях амперметры для контроля за нагрузкой устанавливают у понижающих и преобразовательных трансформаторов на стороне ПО; 27,5; 35; 10 кВ; на
4*
99
Таблица 19.67
Технические данные проходных изоляторов для наружно-внутренней установки
4 Тип изолятора Номинальный ток 'ном’А Габаритные размеры, мм
L D
ИП-10/630-750У1 630- 565 355 142
ИП-10/1000-750У1 1000 565 355 142
ИП-10/630- 1250У1 630 565 360 158
ИП-10/1000- 1250У1 1000 565 360 158
ИП-10/1600-1250У1 1600 620 375 205
ИП-10/2000-1250У1 2000 640 375 205
ИП-10/3150-120У1 3150 640 375 205
ИПУ-10/630-750 630 620 410 142
ИПУ-10/1000-750 1000 620 410 142
ИПУ-10/630-1250У1 630 620 415 158
ИПУ-10/1000-1250У1 1000 620 415 158
ИПУ-10/1600-1250У1 1600 665 430 205
ИПУ-10/2000-1250У1 2000 685 430 205
ИПУ-10/3150-1250У1 3150 685 430 205
ИП-35/400-750У1 400 1020 850 200
ИП-35/630-750У1 630 1040 850 200
ИП-35/1000-750У1 1000 1080 850 225
ИП-35/1600-750У1 1600 — — —
ИПУ-35/400-750У1 400 1050 860 235
ИПУ-35/630-750У1 630 1090 860 235
ИПУ-35/1000-750У1 1000 1090 860 235
ИПУ-35/1600-750У1 1600 1090 860 235
ИПУ-35/3150-750У1 3150 — — —
ИП-10/400-750У1* 400 560 395 по
ИП-10/630-750У1* 630 580 395 по
ИП-10/1000-750У1* 1000 580 395 но
ИП-10/2000- 1250У1* 2000 650 415 140
Примечания. I. Толщина стенки, иа которую крепится изолятор не должна превышать 40 см„ 2. Знаком * отмечены изоляторы, имеющие внутренний конец категории размещения 3 (у других изоляторов — 2 или 3).
3. L — полная длина изолятора; Ьг — длина изолятора без токоведущих частей; D — диаметр изолятора в месте прохода через стенку.
4 Последняя цифра в обозначении изолятора — разрушающая нагрузка F в кН.
фидерах 27,5; 35; 10 кВ, ДПР, плавки гололеда и автоблокировки, на первичной и вторичной стороне ТСН. На подстанциях постоянного тока амперметры с наружным шунтом устанавливают на всех выпрямительных агрегатах, на фидерах 3,3 кВ и для измерений обшей тяговой нагрузки подстанции.
На трансформаторных подстанциях амперметры для контроля за нагрузкой устанавливают у силовых трансформаторов и иа фидерах ответственных потребителей.
На шинах тяговых и трансформаторных подстанций напряжения ПО или 220 кВ, 27,5; 35 и 10(6) кВ измеряют вольтметрами, присоединенными к вторичным обмоткам трансформаторов напряжения соответствующих РУ. Напряжение иа шинах 3,3 кВ подстанций постоянного тока измеряют вольтметрами с- отдельными добавочными резисторами. ,
Ваттметры и варметры применяют для измерения активной и реактивной мощности в трехфазиых трехпроводных сетях переменного тока 50 Гц.
Электроизмерительные приборы разделяют по точности на классы 0,05; 0,2; 0,5; 1; 1,5; 2,5 н 4, которые определяются основной допустимой приведенной погрешностью (±) в процентах. Так, прибор класса точности 1 имеет основную допустимую приведенную погрешность ± 1 % и т. д. Кроме того, возможны дополнительные погрешности, обусловленные различными факторами, в результате действия которых общая погрешность может быть выше.
Погрешность измерения при использовании измерительных трансформаторов тока и напряжения может быть больше собственной погрешности прибора, так как эти трансформаторы также обладают некоторой погрешностью.
На тяговых подстанциях и постах секционирования применяют амперметры и вольтметры типов Э378, Э377, Э8021, ЭНО, М151, М367, ваттметры и варметры Д335 и Д335/1 и др.
Глава 20
ЦЕПИ СОБСТВЕННЫХ НУЖД, УПРАВЛЕНИЯ, СИГНАЛИЗАЦИИ И ЗАЩИТЫ
§ 20.1. Источники питания собственных нужд
К источникам питания собственных иужд на тяговых подстанциях подключают оперативные цепи (включения выключателей, управления, сигнализации, защиты, автоматики, телемеханики, блокировок безопасности), устройства электроподогрева выключателей н их приводов, а также приводов разъединителей, устройства дутьевого (вентиляторного) охлаждения трансформаторов и полупроводниковых преобразователей, РУ, для питания устройств СЦБ, электрическое oc-s вещеиие и электрическое отопление, санитарно-техническое оборудование (вентиляторы, душевые установки, иасосы и т. п.), станки в мастерской подстанции. В отдельных случаях от источников собственных иужд получают питание электрические нагрузки совмещенного с тяговой подстанцией дежурного пункта дистанции контактной сети.
Схема питания собственных нужд подстанций в первую очередь определяется способом питания оперативных цепей. Тяговые подстанцци выполняют, как правило, с применением оперативного постоянного тока, получаемого от аккумуляторных батарей, работающих в режиме постоянного подзаряда (см. § 20.2); оперативный переменный ток применяется только на относительно простых трансформаторных подстанциях.
Сборные шины постоянного тока обычно выполняют одинарными иесек-ционированиыми. К иим подключается аккумуляторная батарея и подзарядное устройство, воспринимающее постоянную нагрузку оперативных цепей в нормальном режиме работы подстанции. К шинам подключены также фидеры цепей включения выключателей (отдельные цепи для каждого РУ), цепи управления и т. д.
На подстанциях постоянного тока отдельным фидером, подключенным через предохранители непосредственно к аккумуляторной батарее, питаются цепи защиты РУ выпрямленного тока от замыкания на землю.
На вновь строящихся подстанциях при аккумуляторных батареях до СК-10 включительно устанавливается один подзарядно-зарядиый агрегат типа ВАЗП. На подстанциях с батареями больших номеров устанавливается два таких агрегата. Второй агрегат подключается на время формовочного заряда батареи.
На фидеры наиболее ответственных потребителей (цепей включения выключателей, цепей управления, защиты и сигнализации) напряжение подается по двум кабельным линиям для каждого присоединения, что обеспечивает повышенную надежность питания.
Шины собственных иужд постоянного тока оборудуют устройствами контроля изоляции и напряжения. На филерах цепей включения выключателей устанавливают реле контроля предохранителей, а на фидерах питания подзарядных агрегатов — токовые реле контроля цепей. Сборные шииы, а также все отходящие от них фидеры защищены предохра нителями.
Электроэнергия переменного тока для питания потребителей собственных нужд поступает от трансформаторов собственных нужд (ТСН). Современные схемы предусматривают питание потребителей на напряжении 380 и 220 В от системы с глухозазем-ленной нейтралью.
ТСН на подстанциях переменного тока питаются от шпи тягового напряжения, а на подстанциях постоянного тока — от РУ промежуточного напряжения при двойной трансформации нли РУ районных потребителей — при одинарной.
На подстанциях всех типов, кроме опорных ПО—220 кВ, обычно устанавливают по два ТСН мощностью 250—400 кВ А каждый. На опорных подстанциях 110—220 кВ, имеющих выключатели с мощными подогревными устройствами, дополнительно применяют два специальных трансформатора для подогрева мощностью по 250—400 кВ-А каждый.
Общая нагрузка собственных иужд с учетом питания цепей подогрева выключателей, электроотоплеиия здания подстанции, электроснабжения устройств СНВ и потребителей дежурного пункта дистанции контактной сети достигает 1400 кВ-A на опорной подстанции 220 кВ, 970 кВ-А — иа опорной подстанции НО кВ, 400—800 кВ-А — иа транзитных подстанциях ПО—220 кВ. При этом мощность устройств питания СЦБ достигает 100 кВ-А иа подстанцию, мощность подогрева выключателей — от 25 кВ • А для транзитной подстанции НО кВ до 650 кВ-А иа опорной подстанции 220 кВ; мощность отопления здания подстанции — 60 кВ-А (подстанция переменного тока) и 140 кВ-А (подстанция постоянного тока), мощность отопления и вентиляции аккумуляторных батарей—180 кВ-А, мощность цепей осве-
101
Рис. 20.1. Принципиальная схема питания шкафов собственных нужд:
1, 2— соответственно шкафы № 1 и 2 переменного тока; 3, 4, 5 — шкафы автоматики подогрева приводов выключателей соответственно 27.5 кВ (только для подстанций переменного тока). 35 и 110 кВ;
6 — шкаф СН переменного тока в здании подстанции; 7 — шкаф отопления н вентиляции аккумуляторной; 8— шкаф СН переменного тока 220 В РУ 3,3 кВ (только Для подстанций постоянного тока);
9 — дизель-генератор (резервное питание); 10 — шкаф освещения подстанции; 11 — щиток аварийного освещения подстанции; 12'— шкаф СН постоянного тока; 13 — зарядно-подзарядный агрегат ВАЗП; 14 — аккумуляторная батарея СК-6 или СК-20; 15 — шкаф подогрева масляных выключателей; 16 — шкаф автоматики подогрева приводов выключателей 110 кВ
щення здания 4—6 кВ-А, открытой части подстанции — 35 кВ-А.
Все приведенные значения относятся к подстанциям, сооружаемым в районах с расчетной зимней температурой окружающего воздуха —40°С.
На подстанции с двумя ТСН мощность каждого трансформатора должна обеспечивать (с учетом использования его перегрузочной способности) питание всех потребителей собственных нужд включая устройства подогрева для высоковольтной аппаратуры. На подстанциях, где, помимо основных ТСН, устанавливаются трансформаторы подогрева, мощность каждого основного ТСН выбирается без учета питания подогревных устройств РУ НО—220 кВ.
Шнны собственных нужд переменного тока (рис. 20.1) выполняют одинарными, секционированными автоматическими выключателями. На вводах от ТСН также устанавливаются автоматические выключатели, которые являются одновременно и коммутационными и защитными аппаратами. В летний период обычно включен один ТСН; схемой предусматривается АВР второго ТСН. В знмнин период включаются оба ТСН, а на опорных подстанциях 110—220 кВ и
102
трансформаторы подогрева. ТСН, а также трансформаторы подогрева в этом случае работают раздельно на секции шин.
С целью предотвращения попадания высокого напряжения в цепи собственных нужд прн нарушении изоляции в РУ выпрямленного тока подстанций постоянного тока все потребители собственных нужд, расположенные в местах, где такое нарушение изоляции возможно, присоединяют к шинам собственных нужд через групповые изолировочные трансформаторы.
Фидеры, питающие цепи подогрева выключателей, их приводов и приводов разъединителей, а также цепи отопления, присоединяют через контакторы и магнитные пускатели с дистанционным управлением.
Для резервирования питания устройств СЦБ на подстанциях предусматривается установка полуавтоматизированного дизель-ге-нератора мощностью 48—75 кВт.
К шинам собственных нужд, помимо постоянных потребителей, могут подключаться также различные передвижные устройства (подстанции, масляное хозяйство, испытательная станция), а также переносной электроинструмент, для чего предусмотрены резервные Лндеоы.
§ 20.2. Аккумуляторные батареи
Аккумуляторные батареи применяются как автономный источник для питания оперативных цепей постоянного тока и для резервирования питания различных устройств и цепей тяговых подстанций.
Преимущественное применение нашли батареи из свинцово-кислотных аккумуляторов стационарного типа (табл. 20.1 и 20.2); на отдельных тяговых подстанциях установлены также свинцово-кислотные стартерные и щелочные кадмиево-никелевые (табл. 20.3—20.5) аккумуляторные батареи.
Напряжение аккумуляторных батарей НО или 220 В. В последние годы иа тяговых подстанциях применяют батареи на 220 В, что позволяет:
уменьшить сечение цепей включения выключателей ПО—220 кВ, имеющих приводы с достаточно большой (до 160 кВт) мощностью потребления;
применять серийную комплектную аппаратуру управления и защиты общепромышленного изготовления;
использовать подзарядные устройства со стабилизацией напряжения.
Батареи включают по так называемой упрощенной схеме без элементного коммутатора и с разным количеством элементов для питания цепей включения выключателей и цепей управления, зашиты, сигнализации и других потребителей. При этом предусматривается работа батареи в режиме постоянного подзаряда при стабильном напряжении 2,15—2,2 В на элемент, отсутствие периодических тренировочных разрядов и уравнительно перезарядов, дозаряд аккумуляторных батарей до напряжения 2,3 В на элемент и плотности электролита 1,2—1,21 г/см3 в течение не менее одних суток один раз в три месяца.
Аккумуляторная батарея должна обеспечивать работу наиболее мощного привода выключателя подстанции после получасового разряда ее током постоянной и аварийной нагрузки при отключенном подзарядном устройстве, а также работу аварийного освещения и устройств телемеханики и связи после 2-часового разряда батареи.
При напряжении батареи 220 В на тяговых подстанциях постоянная нагрузка не превышает 10—20 А, кратковременная достигает 700—720 А, нагрузка аварийного режима не превышает 10—15 А. Определяющими для выбора батареи по току являются кратковременные нагрузки.
Нормальная работа потребителей энергии батареи допускается при колебаниях напряжения в пределах 0,65—1,2 номинального напряжения.
Номер А' батареи выбирается по условию обеспечения минимального допустимого напряжения на релейной аппаратуре и на зажимах электромагнитов включения приводов в аварийном режиме.
На современных тяговых подстанциях применяются аккумуляторные батареи СК-6 и СК-20 при напряжении 220 В и СК-5, СК-12 и СК-20 при напряжении 110 В. У батареи иа 220 В имеются 'четыре отпайки:
от 1,100, 10S и 121-го (на подстанциях с выключателями НО—220 кВ) элемента, а у батареи на НО В — соответственно от 1,48, 52 и 69-го элемента.
От 108 (52)-го элемента нормально питаются цепи управления и защиты при работе батареи в режиме постоянного подзаряда-. На питание от 100(48)-го элемента эти цепи переключаются при дозарядке батареи. От 120 (69)-го элемента питаются цепи включения выключателей.
При выборе аппаратуры собственных нужд постоянного тока следует учитывать, что максималвные значения токов короткого замыкания в цепи батареи СК-6 составляют 2 кА (108 элементов) и 2,25 кА (120 элементов), а для СК-20 — соответственно 3,7 и 4,1 кА.
Подзарядные устройства обеспечивают постоянный подзаряд батарей (ток подзаряда 0,15 А при напряжении на элементе 2,15— 2,2 В, где Л'—номер элемента), дозаряд (0,3 «V до напряжения 2,3 В на элемент), заряд после аварийного разряда батареи (ток заряда 1=2N при напряжении 2,15—-2,2 В на элемент), а также питание постоянной нагрузки батареи (все токи даны в амперах),
Обычно батареи разряжаются до напряжения не ниже 1,95 В на элемент. Такую батарею можно заряжать токами (14-2) N при напряжении 2,15—2,2 В на элемент при времени заряда 3—4 ч. Первый (формовочный) заряд батареи осуществляется токами 5,25 N (батареи - СК-1 — СК-5), 3,75 N (батареи СК-6 — СК-20) или 2 N (батареи СН). Все токи даны в амперах.
В качестве подзарядных устройств применяют полупроводниковые выпрямители (табл. 20.6), подключаемые к сети переменного тока через трансформаторы, что исключает электрическую связь сетей переменного и постояного тока.
В условных обозначениях стационарных свинцово-кислотных аккумуляторов (с по-верхиостио-коробчатьЛи пластинами) буквы означают; С — стационарный, К — для коротких режимов разряда; 3 — в закрытом исполнении. Например, типовое обозначение аккумулятора СК-10 расшифровывается следующим образом: С — стационарный; К — для коротких режимов разряда; 10 — частное от деления номинальной емкости 10-часового режима разряда данного типа аккумулятора иа 36 (емкость аккумулятора С-1 или СК-1 равна 36 Ад).
В условных обозначениях стационарных аккумуляторов с намазными пластинами буквы означают: С — стационарный, Н — с намазными пластинами; цифры после букв — номер аккумулятора, равный частному от деления номинальной емкости при 10-часовом разряде данного аккумулятора на 40 (емкость аккумулятора СН-1).
Условное обозначение стартерной батареи ЗСТ-65ЭМ расшифровывается следующим образом: 3 — число последовательно соединенных аккумуляторов; СТ — стартерная; номинальная емкость батареи 65 А-ч (при 20-часовом режиме разряда); ЭМ—материал моноблока — эбонит; материал сепараторов — мииипласт.
103
Таблица 20.1
Электрические характеристики свинцово-кислотных аккумуляторов с поверхностно-коробчатыми пластинами
Тип аккумулятора \ Максимальный зарядный ток. А Максимальный разрядный ток, А (в числителе), и гарантируемая емкость, А-ч (в знаменателе), при режимах разряда
* 10-часового 3-часового 1 -часового
СК-1, С-1, СЗ-1 9 3,6/36 9/27 18,5/18,5
СК-2, С-2, СЗ-2 18 7,2/72 18/54 37,0/37,0
СК-3, С-3, СЗ-З 27 10,8/108 27/81 55,5/55,5
СК-4, С-4 36 14,4/144 36/108 74,0/74,0
СК-5, С-5, СЗ-5 45 18,0/180 45/135 92,5/92,5
СК-6, С-6 54 21,6/216 54/162 111,0/111,0
СК-8, С-8 72 28,8/288 72/216 148,0/148,0
СК-10, С-10 90 36,0/360 90/270 185.0/185,0
СК-12, С-12 108 43,2/432 108/324 222.0/222,0
СК-14, С-14 126 50,4/504 126/378 259,0/259,0
СК-16, С-16 144 57,6/576 144/432 296,0/296,0
СК-18, С-18 162 64,8/648 162/486 333,0/333,0
СК-20, С-20 180 72,0/720 180/540 370,0/370,0
СК-24, С-24 216 86,4/864 216/648 444,0/444.0
СК-28, С-28 252 100,8/1008 252/756 518,0/518,0
СК-32, С-32 288 115,2/1152 288/864 592,0/592,0
СК-36, С-36 324 129,6/1296 324/972 666,0/666,0
Примечания. 1. Указанная в таблице емкость гарантируется иа 4-м цикле при соблюдении следующих условийз плотность электролита в начале разряда 1,205±0,005 г/см3 (при температуре 25°С); средняя I температура электролита при разряде 25°С; конечное напряжение при разряде 1.8 В для 3- и 10-часового режима и 1,75 В для 1-часового режима.
2. Десяти -и 3-часовой режимы даны для аккумуляторов СК и С, а 1-часовой—для аккумуляторов СК и СЗ.
(
/
Таблица 20.2
Технические данные свинцово-кислотных аккумуляторов с поверхностно-коробчатыми пластинами
Тип аккумулятора Тип пластины Число пластин к аккумуляторе Габариты сосуда, мм Масса аккумулятора без электролита, кг
положн-тел ьных отрицательных Ширина Длина Высота
СК-1, с-1 1 —/2 215+4 80±4 270+4 8,6
СК-1, с-2 2 1/2 215+4 130+4 270+4 14,1
СК-3, С-3 И-1 3 2/2 215+4 180 ±4 270+4 18,5
СК-4, С-4 4 3/2 215+4 230+4 270+4 23,0
СК-5, С-5 * 5 4/2 215+4 260+4 270±4 28,0
СК-6, С-6 3 2/2 220+4 195±4 485+4 31,7
СК-8, С-8 4 3/2 220+4 205+4 485+4 41,6
СК-10, С-10 5 4/2 220+4 260+4 485 ±4 51,3
СК-12 С-12 И-2 6 5/2 220+4 270+4 485+4 59,5
СК-14, С-14 7 6/2 220+4 315±4 485+4 67,2
СК-16, С-16 8 7/2 265+2 415±2 583+2 100,1 *
СК-18, С-18 9 8/2 265±2 455 ±2 583+2 110,2
СК-20, С-20 10 9/2 265 ±2 490+2 583 ±2 121,0
СК-24, С-24 6 5/2 460+2 230+2 588 ±2 136,1
СК-28, С-28 И-4 7 6/2 460+2 365+2 588+2 156,0
СК-32, С-32 8 7/2 460+2 400±2 588+2 174,9
СК-36, С-36 9 8/2 460±2 440±2 588±2 194,4
Примечания. 1. В числителе указано число средних пластни, в знаменателе — крайних.
2. Сосуды аккумуляторов СК-1 (С-1) — СК-14 (С-14) изготовлены из стекла, а СК-16 (С-16)—СК-36 (С-36)—• из дерева.
104
Таблица 20.3
Электрические характеристики кадмиево-никелевых аккумуляторов ламельного типа
Тип Номинальная емкость, А-ч 6-часовой режим заряда (нормальный) Разрядный ток. А, при режиме разряда
Зарядный ток, А Емкость, сообщаемая при заряде, А-ч 8-часовом 1-часовом
КН-10 10,00 2,50 15,00 1,25 10,00
КН-22 22,00 5,50 33,00 2,75 22,00
КН-45 45,00 11,25 67,50 5,65 45,00
КН-60 60,00 15,00 90,00 7,5 60,00
КН-100 100,00 25,00 150,00 12,5 100,00
Примечания. 1. Номинальное напряжение аккумулятора равно 1,25 В.
2, Разряд аккумуляторов при 8-часовом режиме до 1,0 В, прн 1-часовом — до 0,5 В.
3. Аккумуляторы, заряженные при нормальной температуре и разряженные при низкой температуре нормальным током до напряжения 1 В, в среднем отдают при температуре окружающей среды — 20°С не меиее 75%, а при температуре — 40°С — не менее 20% номинальной емкости.
4. Емкость аккумуляторов уменьшается на 25--30% после 30 суток хранения при комнатной температуре.
Таблица 20.4
Технические данные никель-кадмиевых аккумуляторов ламельного типа
Тип Номинальная емкость А«ч Ток, А, в нормальном режиме Количество электролита. л Габариты, мм Масса, кг
заряда разряда Высота Длина Ширина без электролита с электролитом
нк-з 3 0,75 0,28 0,04
НК-13 13 3,30 1,25 0,12 126 102 33 0,60 0,75
НК-28 28 7,00 2,75 0,27 216 127 34 1,35 1,69
НК-55 55 14,00 5,65 0,45 216 127 55 2,20 2,78
НК-80 80 20,00 7,50 0,75 352 154 47 3,50 4,46
НК-125 125 31,00 12,50 1,20 352 154 72 5,10 6,60
Примечания. 1. Номинальное напряжение аккумуляторов 1,25 В.
2. В нормальном режиме время заряда равно 6 ч. напряжение в конце разряда должно быть не менее 1 В. Срок хранения аккумулятора 5 лет
3. Аккумуляторы выпускают подготовленными к длительному хранению. Аккумуляторы, не бывшие в эксплуатации, после хранения в течение 3,5 лет сохраняют свои электрические характеристики.
Габариты и масса никель-кадмиевых батарей
Таблица 20.5
Тип Каркас Габариты, м» Virf.ia кг
Высота Длина Шноина без электролита с электиоли-«ом
17НК-13 Деревянный 177 803 143 13,8 16,4
34НК-13 » 177 803 253 26,0 31,8
10НК-28К Металлический 261 550 155 17,2 20,6
4НК-80 Деревянный 397 348 179 17,7 20,6
5НК-55К Металлический 177 801 132 13,9 16,4
17НК-28К 257 475 309 28,0 33,8
105
Таблица 20.6
о
Полупроводниковые преобразовательные устройства, применяемые для зарядки аккумуляторных батарей
Тип Назначение Область применения Номинальное выпрямленное напряжение, В Напряжение питающей сети, В Выпрямленный ток, А Потребляемая мощность, кВт Масса, кг Габариты, мм
ВАЗП-380/260- Выпрямительный Для питания установок псс- 380/260 220/380 40/80 % 17/23 430 1900X800X600
40/80 УЗА-150-Ф зар ядно-подзаряд ный агрегат на полупроводниковых приборах Зарядное автома- тоянного тока на подстанциях всех категорий, для зарядки аккумуляторных батарей и параллельной работы с аккумуляторной батареей, формовки отдельных аккумуляторов Для выпрямления переменно- 32—80 380 с нулем 55-150 15 265 1585X620X500
УЗА-80-110 тическое устройство на полупроводниковых приборах То же го тока и зарядки стабилизированным напряжением тяговых аккумуляторных батарей То же 110 380 80 12,8 265 1585x620x540
ВУ-110/24А Выпрямительное Для зарядки аккумуляторных 0—110±5% 220/380 24 — 60 500X560X380
ЗУК,-70-120 устройство Зарядное устрой- батарей Для зарядки щелочных акку-• (ступенчатое регулирование через 5 В) 0—120 220 (в режиме заряда аккумулятора при постоянном напряжении) 70 235 1130x684x620
ство на кремниевых вентилях муляторных батарей
Примечание. Агрегат типа ВАЗП обеспечивает стабилизацию напряжения ± 2% при колебании напряжения питающей сети от — 5 до +10% номинального значения. Выпрямленное напряжение в режиме стабилизации плавно регулируется от 220 до 260 В при токе от 4 до 80 А и от 260 до 380 Л при токе от 4 до 40 А. Агрегат снабжен устройством защиты от перенапряжений, перегрузок и токов к. з.
В условных обозначениях щелочной батареи 17НК-28К буквы и цифры означают: 17 — количество последовательно соединенных аккумуляторов; НК — никель-кадмиевая; номинальная емкость батареи 28 А-ч; К — в металлическом каркасе.
Свинцово-кислотные аккумуляторы СК с поверхностно-коробчатыми пластинами допускают 30-минутный режим разряда (током, равным 25 А, умноженным на номер аккумулятора) до конечного напряжения 1,75 В; превышение тока 1-часового режима не более чем в 2,5 раза при кратковременных (д<? 5 с) бросках тока. Свинцово-кислотные аккумуляторы серии СН с намазны-ми пластинами лучше удовлетворяют режиму постоянного подзаряда и обеспечивают нагрузку высоко» мощности при кратковременных бросках тока и коротких режимах разряда.
До начала эксплуатации свинцово-кислотные аккумуляторы и аккумуляторные батареи следует хранить на стеллажах в нормальном положении в сухом, отапливаемом зимой помещении при температуре от +5 до +35°С. После монтажа батарею заливают электролитом, приготовленным из серной кислоты и дистиллированной воды. Плотность электролита должна быть для стационарных батарей 1,180±0,005 г/см3 (приведенная к температуре 25°С), для стартерных батарей—1,27 г/см3(приведенная к температуре 20°С).
§ 20.3. Схемы управления, сигнализации и контроля
Общие требования. На тяговых подстанциях, имеющих значительное количество различных управляемых объектов, схемы управления и сигнализации достаточно сложны. На трансформаторных подстанциях, где в цепях управления применяются преимущественно высоковольтные выключатели и низковольтные контакторы, а защиты и устройства автоматики встроены в приводы, схемы управления и сигнализации значительно проще.
Рабочее напряжение вторичных цепей, к которым относятся цепи управления и сигнализации, должно быть не выше 440 В постоянного и 400 В переменного тока; для цепей оперативного тока потери напряжения до панелей устройства, или привода выключателя, разъединителя должны быть не более 10% при наибольшей нагрузке. Контроль изоляции цепей оперативного тока предусматривается при наличии общего для всех присоединений питания. Питание оперативным током вторичных цепей отдельного присоединения, как правило, производится через отдельные для этого присоединения предохранители или автоматические выключатели.
Устройства релейной защиты и автоматики ответственных элементов имеют пос-тоянке действующий контроль состояния цепей питания оперативным током. Контроль цепей отключения для постоянного тока выполняется во всех случаях, а контроль цепей включения только на выключателях линий напряжением ПО кВ и выше, а также
на всех выключателях, включаемых под действием устройств АВР.
Устройства контроля исправности цепей, предохранителей и т. п. на телемеханизиро-ванных подстанциях без постоянного дежурства персонала применяются автоматические с подачей сигнала о неисправности. Цепи оперативного тока, в которых возможна ложная работа различных устройств от перенапряжений при работе соленоидов включения и других аппаратов, а также при замыканиях на землю, соответствующим образом защищают.
По условиям механической прочности присоединенные к зажимам панелей и аппаратов жилы кабеля должны иметь сечение не менее 2,5 мм2 для алюминия и 1,5 мм2 для меди. В одном контрольном кабеле допускается объединять цепи управления, измерения, защиты и сигнализации постоянного и переменного тока. Допускается также применять общие кабели для разных объектов. Кабели, подходящие к панели, должны присоединяться к сборкам зажимов или к выводам испытательных блоков; кабели, подходящие к измерительным трансформаторам, допускается присоединять к ним непосредственно. '
Соединение аппаратов друг с другом в пределах одной панели должно выполняться, как правило, непосредственно. Промежуточные зажимы устанавливают только там, где провод переходит в кабель; объединяют одноименные цепи, включают переносные испытательные и измерительные аппараты, если нет испытательных блоков или аналогичных устройств.
Схемы управления и сигнализации должны обеспечивать высокую надежность работы, быть по возможности простыми (число последовательно включенных контактов должно быть минимальным и т. п ), обеспечивать при необходимости разделение цепей управления от цепей сигнализации и- защиты, иметь резервирование (кольцевание) питания.
Схемы и аппаратуру управления и сигнализации выполняют, учитывая требования эргономики: мнемонические схемы с расположенными на них ключами и кнопками, различные надписи должны быть наглядными и четкими, сигнализация ненавязчивой, а аварийные и предупредительные сигналы резко отличаться от нормальных и т. д.
Схемы управления предусматривают д и-станционное управление всеми высоковольтными выключателями, частью высоковольтных разъединителей, отделителями, короткозамыкателями, некоторыми низковольтными аппаратами (контакторами, пускателями н др ). Все эти аппараты либо имеют соответствующие приводы, либо возможность дистанционного включения и отключения аппаратов заложена в их конструкции.
Ручными приводами оборудованы большинство высоковольтных разъединителей, а также ряд низковольтных аппаратов.
Параллельно с местным дистанционным управлением предусматривают телеуправление многими аппаратами, а также
107,
Рис. 20.2. Схема управления масляным выключателем 35 кВ
включение или отключение их устройствами автоматики. Объем телемеханизации и автоматизации на подстанциях и постах секционирования рассмотрен в главе 21.
Команда на включение масляных выключателей с электромагнитными приводами и быстродействующих выключателей 3,3 кВ подается не непосредственно, а через промежуточные контакторы, что объясняется большой мощностью, необходимой для включения. Команда иа включение болыйого числа аппаратов (в частности, масляных выключателей с пружинными приводами), а также на отключение всех аппаратов подается непосредственно через контакты ключей или кнопок управления, контакты выходных реле защиты, автоматики и телемеханики.
В схемах управления различных присоединений (понижающий трансформатор, преобразовательный агрегат, ТСН, фидеры 10— 35 кВ и др.) устанавливают реле фиксации команды управления, которое находится под током после подачи команды иа включение аппарата и обесточивается только после подачи команды (вручную или по ТУ) на его отключение.
Шинки, к которым подключена аппаратура управления какого-либо присоединения, обычно обозначают ±У (рис. 20.2) при подаче в цепи управления постоянного от аккумуляторной батареи или выпрямленного тока (через отдельные предохранители). Подача питания на различные включающие аппараты, как правило, осуществляется от отдельных шинок включения ШВ через индивидуальные предохранители. Выделяются также шинки включения ШВТ и отключения ШОТ различных аппаратов по телеуправлению.
Положение контактов в схемах соответствует невозбуждеиному состоянию электромагнитного аппарата, а для иеэлектромаг-нитного — положению аппарата, в котором он находится при отсутствии внешнего воздействия.
Схемы управления обычно совмещают со схемами сигнализации и защиты данного присоединения, показывая иа них как подключение аппаратуры защиты к элементам силовых цепей, так и выходные цепи защиты.
В качестве примера рассмотрим схему управления масляным выключателем 35 кВ
(см. рис. 20.2). Команда на включение выключателя подается либо вручную кнопкой Кв, либо по ТУ контактами исполнительного реле ТМ с шинки ШВТ. При этом кратковременно возбуждается катушка контактора включения КСВ. Выключатель вклюгается и размыкает свои блок-контакты М в цепи катушки КСВ, одновременно подготавливается цепь подачи питания на соленоид отключения выключателя СО.
Предусмотрена блокировка от «прыгания» (реле РБМ): при нажатой кнопке Кв и включении выключателя на к. з. с последующим его отключением повторного включения не будет, так как цепь катушки контактора включения будет разорвана размыкающими контактами сработавшего*, при включении выключателя реле РБМ (по цепи через обмотку реле ПМВ и резистор R1 и далее на самоиодпитке через резистор R2 получает питание обмотка реле РБМС. После отключения выключателя при нажатой кнопке Кв реле РБМ продолжает находиться в возбужденном состоянии, так как замыкающий контакт РБМ подает напряжение на обмотку РБМШ). Подача питания иа катушку КСВ возможна только при отпускании кнопки Кв (обесточивается обмотка РБМт) и отключенном положении выключателя (обесточивается обмотка РБМС).
Команда на отключение подается либо вручную кнопкой Ко, либо по телеуправлению контактами реле ТМ от шиики ШОТ. При этом непосредственно получает питание соленоид отключения выключателя СО.
Сопротивление резисторов в цепях КСВ и СО выбирают таким образом, чтобы при случайном закорачивании реле-повторителей положения выключателя ПМО или ПМВ напряжение на обмотках КСВ и СО не превышало 10—20% номинального значения.
Схемы сигнализации иа тяговых подстанциях содержат цепи сигнализации положения различных аппаратов, предупредительной и аварийной сигнализации. Питание на шинки местной сигнализации +ШС и +ШМС подается через отдельные предохранители.
Сигнализацию положения имеет большинство дистанционно управляемых аппаратов. Обычно для сигнализации служат две лампы: красная, ровное горение ко-
Рис. 20.3. Схема включения реле импульсное сигнализации
108
торой говорит о включенном положении аппарата, и зеленая, загорание которой сигнализирует о его отключении. При оперативном отключении аппарата зеленая лампа горит ровным светом (шинки + I1IMC и —ШС), при аварийном — мигающим ( + ШМ и —ШС).
Предупредительная сигнализация (звонок) служит для привлечения внимания персонала к возникающим нарушениям режима в работе того или иного оборудования. Она выполняется звуковой и световой с использованием реле импульсной сигнализации РИС (рис. 20.3). При срабатывании указательного реле РУ (блинкера) какого-либо объекта его контакты подают питание на входной трансформатор реле РИС и выходные контакты PC этого реле замыкают цепь звонка. Съем звукового сигнала производится нажатием кнопки КСВ. После этого реле вновь готово к работе.
Аварийная звуковая сигнализация (сирена), общая для всей тяговой подстанции, применяется для того, чтобы обратить внимание обслуживающего персонала на срабатывание защит. На шинке аварийной сигнализации ША- напряжение появляется только при аварийном отключении аппаратуры. Конкретное указание, на каком выключателе произошло срабатывание защиты, обеспечивается миганием зеленой лампы данного аппарата.
Телесигнализация положения аппаратов и контроль за режимом работы оборудования осуществляются сигнальными реле телемеханики, подключенными к входным цепям аппаратуры ТС.
. Контроль состояния питания оперативных цепей должен быть постоянно действующим. Различают контроль операций и контроль целости предохранителей.
Контроль операций осуществляется сигнализацией положения аппарата.
Контроль целости предохранителей может быть осуществлен установкой специального реле на шинки оперативного тока после предохранителей. Наличие напряжения на всех присоединениях контролирует реле общего контроля цепей ОКЦ, которое включается контактами двух повторителей положения выключателя на каждом присоединении (ИМО и ПМВ иа рис. 20.2). При наличии напряжения и целости цепи отключения выключателя один из повторителей, прямой или обратный, будет находиться в возбужденном состоянии. В противном случае срабатывает реле ОКЦ, после чего подаются звуковой и световой сигналы.
Контроль изоляции оперативных цепей должен быть непрерывным. При контроле изоляции цепей оперативного постоянного тока (рис. 20.4,а) реле контроля изоляции РКИ включается между средней точкой делителя, образованного резисторами /? одинакового сопротивления, и землей. При нормальной изоляции относительно земли по катушке реле РКИ протекает разность токов утечек с обеих полюсов (переключатель П — в положении 0) оперативной цепи и реле РКИ не возбуждается.
Рис. 20.4. Схемы контроля изоляции: а — оперативных цепей постоянного тока; б — оперативных цепей переменного тока
Прн сопротивлении изоляции одного из полюсов ниже 1,5 МОм реле срабатывает, что приводит к подаче сигнала о нарушении изоляции. При этом вольтметр V/S2, отградуированный в мегаомах, покажет разность между сопротивлениями изоляции полюсов (предварительно переменным резистором Rn стрелку прибора устанавливают в среднее положение).
В положении / переключателя П измеряют сопротивление изоляции цепи «+», а в положении II — цепи «—» оперативного тв-ка относительно земли.
При контроле изоляции оперативных цепей переменного тока с незаземленной нейтралью применяют схему рис. 20.4,6. При нормальной изоляции цепи относительно земли все реле РКИ возбуждены. При нарушении изоляции фазы обесточивается соответствующее реле РКИ, воздействующее на сигнальный аппарат.
Защитные блокировки, как правило, включают в схемы управления. Питание на цепи блокировки подают через отдельные предохранители (шинки ШЗБ) или через предохранители шинок включения ШВ.
Защитные блокировки разделяют на следующие: оперативная блокировка, предназначенная для предотвращения неправильных операций с разъединителями; блокировка безопасности, при которой двери высоковольтных ячеек могут быть открыты только после отключения всех токоведущих частей разъединителями и заземления их заземляющими ножами; блокировка заземляющих ножей, исключающая неправильные действия с ними (см. т. I, глава 16).
§ 20.4. Низковольтная (напряжением до 1000 В) аппаратура защиты, собственных нужд и оперативных цепей
Общие сведения. Номенклатура применяемых на тяговых и трансформаторных подстанциях низковольтных аппаратов очень
109
обширна. Ниже приводятся данные по наиболее распространенным из них.
В качестве основных аппаратов, осуществляющих включение и отключение токоприемников в нормальном режиме работы, применяются магнитные пускатели серий ПА и ПМЕ или контакторы серии КТВ, а также воздушные автоматические выключатели АВМ с дистанционным приводом.
В качестве защитных аппаратов от токов короткого замыкания используются автоматические выключатели серий ABM, А-3100, АП-50 и для менее ответственных потребителей — предохранители.
Для защиты от перегрузки используются тепловые реле ТРИ и ТРП, встраиваемые в пускатели ПА и ПМЕ, тепловые расцепители автоматических выключателей А-3100, АП-50, максимальные расцепители с обратнозависимой от тока выдержкой времени выключателей АВМ. Защита от неполнофазных режимов осуществляется тепловыми реле ТРП и ТРП, устанавливаемыми в двух фазах. Оперативное отключение обеспечивается рубильниками, автоматическими выключателями или съемом патронов предохранителей.
Аппаратура защиты низковольтных цепей. Автоматические воздушные выключатели выбирают по номинальному току и напряжению, по номинальному току расцепителя, по характеристикам защиты, а также исходя из условий монтажа и установки.
Выключатели серии АВМ выпускают в открытом исполнении. Последующие индексы означают: С — селективные выключатели; Н — неселективные; В — выдвижного исполнения. Выключатели стационарного крепления (невыдвижные) имеют переднее присоединение шин, а выдвижные, устанавливаемые в комплектных РУ, — втычные контакты с задней стороны.
Автоматические выключатели серии АВМ выполняют двух- и трехполюсными с ручным непосредственным, с ручным рычажным и с дистанционным электромеханическим приводами. По максимальной токовой защите они могут быть с максимальными расцепителями, имеющими обратнозависимую от тока выдержку времени при перегрузках и
мгновенно срабатывающими при коротких замыканиях (неселективные); с максимальными расцепителями, имеющими обратнозависимую от тока выдержку времени при перегрузках и независимую от тока выдержку времени при коротких замыканиях (селективные); без максимальных расцепителей.
Автоматические выключатели серии А-3100 (табл. 20.7) выпускаются без расцепителей для применения в качестве веав-томатических аппаратов и со следующими нерегулируемыми расцепителями максимального тока: тепловыми, имеющими обратнозависимую от тока выдержку времени при перегрузках и коротких замыканиях; электромагнитными — для выключателей, отключающих мгновенно все токи, большие тока уставки; комбинированными, имеющими тепловой и электромагнитный элементы.
Выключатели серии АП-50 различаются по числу полюсов — трех- и двухполюсные; расцепителями: максимального гока — с электромагнитными и тепловыми расцепителями (исполнение МТ), только с тепловыми расцепителями (исполнение Г) и только с электромагнитными расцепителями (исполнение М); без расцепителей на номинальный ток 50 А (неавтоматические выключатели); по номинальному току расцепителей максимального тока и току отсечки электромагнитных расцепителей; с расцепителями минимального напряжения (исполнение Н); по исполнению в пластмассовом корпусе — защищенное исполнение, в дополнительном металлическом кожухе — пыленепроницаемое исполнение. Выключатели могут быть без блок-контактов и с блок-контактами.
Магнитные пускатели серий П А и ПМЕ предназначены для дистанционного управления трехфазными асиц-хронными двигателями с короткозамкнутым ротором. Пускатели с тепловым реле осуществляют защиту двигателей при перегрузке, а также нулевую защиту при внезапном отключении питающей линии.
Пускатели серий ПА и ПМЕ различают в зависимости от номинального тока главных контактов; по роду защиты от воздействия окружающей среды — открытые, защищенные и пылеводонепроницаемые; по
Таблица 20.7
Технические данные автоматических выключателей серии А-3100
Тип Номинальный ток, А Число полюсов Расцепитель Номинальный ток расцепителя. А
А3160 50 1, 2 или 3 Тепловой 15—50
А3110, А3120 100 2 или 3 Комбинированный 15—100
А3110 100 2 или 3 Электромагнитный 15—100
А3120 100 2 или 3 Электромагнитный 100
А3130 200 2 или 3 Комбинированный 120—200
Электромагнитный 200
А3140 600 2 или 3 Комбинированный 250—600
Электромагнитный 600
Примечания. 1. Выключатели рассчитаны на применение при напряжении до 220 В постоянного тока и до 500 В переменного.
2. Все выключатели в любом (одно-, двух- или трехполюсном) исполнении могут быть выполнены без расцепителя.
ПО
Таблица 20.8
Технические данные низковольтных плавких предохранителей
1 Тип Номинальный ток, А Номинальный ток плавкой вставки, А Действующее значение отключаемого тока, кА, при напряжении, В
до 380 до 500
ПР-2 15 6—15 0,8/8 7
60 15—60 1,8/4,5 3,5
100 60—100 6/11 10
200 100—200 6/11 10
350 200—350 6/13 11
600 350—600 13/23 20
1000 600—1000 15/20 20
ПН-2 100 250 30—100 80—250 100 100 50 50
400 200—400 40 25
600 300—600 25 25
Ц27 20 6, 10 0,35 —
20 15—25 0,6 —
ЦЗЗ 60 40, 60 1,0 —
Примечания. 1. Значени:; отключаемого тока указаны для переменного тока пря cos f — 0.3-г0.4; для постоянного, тока — прн постоянной времени, ранной 0,015 с.
2. Номинальные напряжения: 500В для предохранителей ПР-2 н ПН-2 (кроме предохранителя на ток600А), 380 В для предохранителей Ц27 н ЦЗЗ и 220 В для предохранителя ПН-2 на 600 А.
3. У предохранителей ПН-2 нормируется действующее значение отключаемого тока при напряжении до 220 В постоянного тока; для предохранителей на 100 и 250 А он равен 100 кА. а для предохранителей на 400 и 600 А — соответственно 60 и 40 кА.
4. В числителе — отключаемый ток для предохранителей габарита I, в знаменателе — для предохранителей габарита II.
возможности изменения направления вращения двигателей — нереверсивные и реверсивные; по номинальному напряжению втягивающей катушки; наличию или отсутствию тепловой зашиты — с тепловыми реле или без них; количеству и исполнению блок-кон-тактов.
Плавкие предохранители (табл. 20.8) предназначены для зашиты от токов короткого замыкания и недопустимых длительных перегрузок электрических установок.
Защитная характеристика предохранителя — это зависимость полного времени отключения (общей продолжительности горения вставки и горения дуги) от отключаемого тока.
Работу плавкого предохранителя характеризует также значение отключаемого тока.
Выбор предохранителей для всех точек сети должен обеспечить селективность нх действия. Это достигается соответствующим подбором (чаще всего через ступень) номинальных токов плавких вставок, включенных «последовательно» предохранителей. Предохранители выбирают также с учетом пусковых токов двигателей и бросков тока намагничивания трансформаторов.
Трубчатые предохранители типа ППТ применяются для защиты оперативных и сигнальных цепей напряжением до 220 В постоянного и переменного тока. Их выполняют с плавкими вставками ВТФ-6 и ВТФ-10 (номинальный ток соответственно 6 и 10 А).
Предельный ток, отключаемый этими плавкими вставками при напряжении 220 В и частоте 50 Гц, равен 1000 А.
Таблица 20.9
Технические данные трехполюсных контакторов КТВ
Величина Номинальный ток. А Тнп контакторов
с дугогашением без дугогашения
II 75 КТВ-32/КТВ-32Л КТВ-132/КТВ-132Л
III 150 КТВ-ЗЗ/КТВ-ЗЗЛ КТВ-133/КТВ-133 Л
IV 300 КТВ-34/КТВ-34Л КТВ-134/КТВ-134Л
V 600 КТВ-35/КТВ-35Л КТВ-135/КТВ-135Л
Примечания. Номинальное напряжение втягивающей катушки 127, 220, 380 В переменного тока и 110, 220 В постоянного.
2. В числителе указаны типы контакторов с задним присоединением, в знаменателе — с передним.
Ill
Таблица 20.10
Техническое данные рубильников и переключателей
Наименование и тип аппарата Номинальный ток, А • Напряжение, В, тока Число полюсов
постоянного переменного
Рубильн ик - разъедин итель 100—1000 440 500 1. 2, 3
РО
Переключатель-разъеди- 100—400 440 500 1
нитель ПО' 100—600 440 500 2, 3
Рубильники РП и РПЦ 100—1000 440 500 2
Рубильники РП, РПЦ 100-1000 440 500 3
и РПО
Переключатели ППО и 100-000 440 500 2, 3
ППУ
Примечание. Рубильник-разъединитель РО и переключатель-разъединитель ПО приводятся в действие центральной рукояткой, остальные рубильники и переключатели имеют центральный рычажный привод.
Предохранители ПР-2 открытого исполнения с закрытыми разборными патронами без наполнителя, типа ПН с закрытым патроном и наполнителем, типа Ц — резьбовые.
Низковольтная коммутационная аппаратура. В качестве низковольтных коммутационных аппаратов применяют рассмотренные выше автоматические выключатели и магнитные пускатели. В качестве коммутационных в цепях управления и защиты применяются следующие аппараты.
Контакторы переменного т о-к а серии КТВ (табл. 20.9) с принудительным гашением дуги предназначены для отключения силовых цепей переменного тока нод нагрузкой, контакторы без принудитель-
Номинальное напряжение силовой цепи, Номинальный ток силовой цепи, А Номинальное напряжение катушки, В Номинальный ток катушки, А Ток отпадания якоря, А, не менее Собственное время срабатывания, мс: при втягивании .» отпадании
Число полюсов (замыкающих контактов)
Примечание. В числителе указан ток КМВ-621.
При кратковременной подаче напряжения на катушку контактора ток в силовой цепи может быть больше указанных значений.
Рубильники и переключатели (табл. 20.10) предназначены для замыкания и размыкания электрических цепей.
Универсальные переключат е-л и УП-5300 предназначены для ручного переключения цепей управления напряжением до 440 В постоянного тока и до 500 В переменного, частотой 50 Гц.
Контакты переключателей допускают длительную нагрузку постоянным и переменным током до 20 А, кратковременную (не более 10 с) до 75 А, кратковременную (не болёе 3 с) до 250 А.
Пакетные и пакетно-кулачковые выключатели и переключатели применяет в качестве коммутационных аппарате» в низковольтных цепяХ.
ного гашения дуги — для отключения электрических цепей без нагрузки. Контакторы КТВ различают по номинальному току главных контактов, числу полюсов — 2, 3, 4 и 5, способу присоединения проводов силовой пени, номинальному напряжению втягивающей катушки.
Выпускают контакторы КТВ с двумя замыкающими и двумя размыкающими блок-контактами.
Контакторы постоянного т о-к а типа КМВ предназначены для дистанционного включения и отключения электромагнитных приводов высоковольтных выключателей. Технические данные контакторов КМВ-521 и КМВ-621 следующие:
В 220
50/63
48; ПО; 220
4,5; 2; 1,0
0,7; 0,3; 0,15
100
50
2
для контактора КМВ-521, в знаменателе — для
Кнопки типа КЕ (табл. 20.11) и универсальные кнопки К-20, К-23 и К-03, выпускаемые ранее, применяют для дистанционного управления электрическими аппаратами и для коммутации низковольтных цепей.
Сигнальная аппаратура. Световая сигнальная аппаратура, применяемая на тяговых и трансформаторных подстанциях, предназначена для привлечения внимания обслуживающего персонала к положению объектов управления и различным неисправностям или отклонениям от нормального режима на подстанциях. При отсутствии персонала сигнальная аппаратура на подстанциях должна быть отключена.
Сигнальную арматуру АСС-38 и АС-220, табло ТСМ-1 и др. размещают на стойках, панелях и шкафах подстанций.
Технические данные сигнальной арматуры следующие;
Тип арматуры
• Тип сигнальной лампы Напряжение, В Мощность сигнальной лампы, Вт, не более
Тип цоколя
Цвет линз
АСС-38 АС-220
СЦ21 РНЦ220-10
ПО 220
8 15
двухконтактный штифтовой 2Ш-12
красный, зеленый, желтый и молочный
Таблица 20.11
Технические данные кнопок управления серии КЕ
Режимы работы Род тока Номинальное напряжение, В Предельный ток, А Ток, А, при 3 млн. циклов включений-отключений
Включение при коэффициенте мощности 0,6—0,7 Переменный (частота 50—60 Гц) 500 31,5 6,3
Отключение при коэффициенте мощности 0,3—0.4 500 6,3 . 0,63
Включение и отключение Постоянный 1 220 0,63 | 0,2
при отношении L/R коммутируемой цепи 0,05 с
Примечания. 1. Номинальный ток продолжительного режима работы 6,3 А.
2. Здесь L — индуктивность, Гн; Г? — активное сопротивление. Ом.
Т а б л и ц а 20.12
Технические данные сирен сигнальных СС-1, СС-2 и звонков электрических 3 и ЗП
Тип Напряжение, В Род тока Потребляемая мощность Громкость звукового сигнала, дБ
СС-1 127, 220, 380 Переменный частотой 50— 60 Гц До 60 В-А 105
СС-2 ПО, 220 Постоянный До 60 Вт 105
3 127, 220 Переменный частотой 50 Гц — —
ЗП 12, 24 , 36, 127 , 220 То же — —
Примечание. Громкость звукового сигнала сирены определяют на расстоянии 1 м от нее.
Для подсвета различных указательных надписей, крупных табло и т. п. применяют лампы накаливания с нормальной световой отдачей. В качестве сигнальных элементов, преимущественно в электронной аппаратуре, широко используют коммутаторные лампы и тиратроны МТХ 90.
Звуковые сигналы на подстанциях подаются сиренами и звонками (табл. 20.12).
Б л о к-к онтакты сигнальные К С А применяют для установки с высоковольтными выключателями, разъединителями и др. Они предназначены для замыкания и размыкания блокировочных и других вспомогательных электрических цепей и цепей сигнальных ламп с номинальным напряжением до 220 В включительно.
Применяются блок-контакты КСА-2, КСА-4, КСА-5, КСА-6, КСА-8, КСА-10 н КСА-12; в обозначении типа блок-конгакта цифра означает число коммутируемых цепей.
Все контакты рассчитаны на разрываемый переменный ток 10 А при напряжении НО В и 5 А — при 220 В и разрываемый постоянный ток 1,5 А при 110 В*и 1 А — при 220 В. Для контактов всех типов длительно допускаемый ток, проходящий через них, равен 10 А.
§ 20.5. Вторичные цепи измерительных трансформаторов
Вторичные цепи трансформаторов тока. Питание цепей зашиты, измерений, учета осуществляется через трансформаторы тока (ТТ) с разными классами точности.
Устройства релейной защиты допускается присоединять к трансформаторам тока совместно с электроизмерительными приборами. Токовые обмотки счетчиков к ТТ, как правило, присоединяют совместно с электроизмерительными приборами. Присоединять их вместе с цепями защиты допускается только в том случае, если при этом не изме-
113
Таблица 20.73
Схема соединения трансфер-на торс С тока и нагрузки.
Расчетная формула Внешней. нагрузки на фазу ТТ
При. многофазных к.з.: ^Г = гпп + zPf + гпвр.
При. однофазных к.з.: + ZpE + *ЛВр
При многофазных к.з.: Гпер-
При однофазных к з.: Ze ~Zfrnp + Zpt)+rfjpp
Для наиболее нагружек-нои фазы при многофазных к.з. : Z£K3(rnp + Zpf) +rr^p
z-E-fnpz+f£pzz +
+ (1 +V3) Zp3E + Гnep Токи д обмотках TT1 и TTZ приняты равными
Для многофазных к.з. в случае соединения обмоток 8 треугольник' Z^~3 Гглр1 i-Zpf£ + й +П о звезду:
Схема соединенна ТТ и нагрузки Расчетная срормупа Внешней нагрузки на сразу ТТ
А _„ Tipi Яргх ZpfE Гпр7 Zpzr *лрг TpZ Для треугольники : ZE~3(rnp1+4-Г для многофазных к.з В случае соединения по схеме звезда при трехфазных к.з.: Zc -ТУ Гпрг + zp?r + гпвр ; при двухфазных к.з.: Ze = Z ГррЕ + Zpzx + гпер
ТрП TftpZ *Lp3Z
A В г Пр ZpE "np TpE np Zpt При трехфазном к.з: Zt^fd (Гпр + ZpE) + Гrjgp ' при двухфазном к.з.: Ze - 2(rnp + Zpr) + гпер» при двухфазном к.з. за трансформаторомх/Д. или однофазном к.з. за трансформатором Ze= 3(rnp+zPz) + гпер
С
A В у-уу ГПр Трг Гпр ZPX гпр При тоекфазных к.з.: Z^^/d Гпр + ZprОпер',При двухфазных к.з. (АС или ВС) ZE ~ $ГаР + Z₽r + ГреР ’ при двухфазном к.з. за трансформатором У/Си или однофазном к.з. за трансформатором'*/'*: Z£=drnp+ Zpz + rPBp
и
А ГшД* А* Т-Е - Z ГПр + Zpz
рГцГ”Р1 4Р,Г, £ Грр1 \ zp2t:^np2^fyr^ ZpZC^npZ^p^ Гпрг Для ТТ1 Zr = = pnp1 + +ZZp3£ + Грер. Для TTZ Ze = = pnpZ + Zpzt + cZpjE+rnep Значения даны для многофазных к.з.; токи в обмотках ТТ1 и ТТ2 принять/ равными
ТП „ zp3Z Н [Jzpjt rTZ
Примечание. гпер —
переходное сопротивление цепи.
няется класс точности ТТ в цепях учета и обеспечиваются необходимые характеристики релейной защиты. Электроизмерительные приборы включают в цепи высокочастотных, дифференциальных защит и защит, подключенных к фильтру токов нулевой последовательности, только через промежуточные ТТ.
Минимальное сечение проводов вторичной цепи F устанавливается расчетом, но не должно быть менее 2,5 мм2 по меди. Номинальная нагрузка вторичной цепи обмотки ТТ S2=/22HZ2B-А, где /2Н— номинальный ток, равный 5 A, Z2 — полное сопротивление внешней цепи вторичной обмотки, Ом.
Чтобы определить суммарное на фазу сопротивление Z2 для разных схем соединения ТТ, в формулы, приведенные в табл. 20.13, подставляют сопротивления указанных приборов, взятые из каталогов. Зная допустимые значения Z2 для трансформатора соответствующего класса точности определяют допустимое сопротивление соединительных проводов в цепях измерения и учета.
По расстоянию от места установки ТТ до соответствующего прибора определяют сечение соединительных проводов. При определении сечения проводов вторичных цепей ре
1М
лейной защиты учитывается схема этих цепей и кратность тока короткого замыкания через трансформаторы тока по отношению к номинальному току его первичной обмотки.
Необходимая чувствительность защиты обеспечивается при токовой погрешности ТТ, не превышающей 10% Расчетная кратность тока к'расч при этом:
для токовых защит с независимой выдержкой времени, направленных токовых и дистанционных защит к'Расч=1,1 /сз/Лн> где /сз — первичный ток срабатывания защиты, А; 71н — номинальный первичный ток ТТ, А;
для дифференциальных токовых защит и защит, включенных на сумму токов двух и более ТТ, клрасч=7скз/Ан, где /скз—-максимальный ток при внешнем (сквозном) коротком замыкании, А; .
для максимальных токовых защит с ограниченно зависимой выдержкой времени К'расч=1,1 /согп/Лн, где /согл — ПерВИЧНЫЙ ток, при котором производится согласование защит смежных элементов сети.
При к. з., близких к месту установки защиты, через ТТ могут проходить большие токи, при которых погрешности ТТ сущест-
венно превысят 10%. Токовая н угловая погрешности ТТ могут в этом случае привести к отказу в действии защиты. Во избежание этого при близком к. з. токовая погрешность не Должна превышать 50% для защит с токовыми реле РТ-40 и для дистанционных защит с направленными реле сопротивления; 30% для реле направления мощности РБМ с жесткими упорами, 50% для реле РБМ с упорами и шунтирующими конденсаторами, 10% для реле РБМ и ИМБ выпуска до 1970 г.; для реле направления мощности направленных защит от замыкания на землю реле РБЛ1 с жесткими упо-
Максимальная допустимая 10 20
токовая погрешность, %
То же, А 1,2 1,4
По значениям к'расч, Ктах и А определяется окончательное значение Красч. Для дифференциальных токовых защит, токовых защит с ограниченно зависимой выдержкой времени Красч=к'расч, т. е. эти защиты можно не проверять на повышенные погрешности при к. з. вблизи места их установки.
При Ктах/А>к'расч принимается Красч = = КтахМ, а при КщахМ^к' расч считается Ярасч = К расч»
По полученным значениям кРасч, пользуясь каталожными кривыми предельных при 10 %-ной погрешности кратностей ТТ, определяют допустимое значение полного сопротивления внешней цепи вторичной обмотки Z2HOn. При отсутствии таких кривых можно пользоваться приведенными во всех каталогах кривыми 10%-ной (непредельной) кратности, принимая, что значения предельной кратности на 5—10% ниже определенных по этим кривым.
При питании вторичных цепей от не-: скольких последовательно соединенных ТТ значение Z2non соответственно увеличивается в п раз при п последовательно соединенных однотипных трансформаторах.
В расчетах используют значения Ze, наибольшие нз определенных при различных видах к. з. (трехфазное, двухфазное). Значение переходного сопротивления г=0,1 Ом.
По значению Z2non, известным из каталогов значениям сопротивлений аппаратуры
Т, °C 0 0,005 0,01
ку 0 1,13 1,25
Условия безопасности соблюдаются при доп, где Пдои=1000 В.
Вторичные цепи трансформаторов напряжения. На подстанциях для питания цепей защиты, автоматического регулирования, из- мерений и учета применяются группы однофазных TH либо трехфазных TH с одной или двумя вторичными обмотками и разными классами точности. Одни и те же TH обычно могут работать с разными классами точности в зависимости от нагрузки. В цепях питания расчетных счетчиков применяют TH । с классом точности 0,5, для питания измерительных приборов— 1,0 и для питания релейной защиты — 3,0.
рами 20%, с упорами и шунтирующими конденсаторами 40%, для реле старых конструкций 10%.
При использовании максимальных токовых, дистанционных и направленных токовых защит в рассматриваемом режиме определяется максимальная расчетная кратность ТОКа Ктах = /щз шах//1н, ГДе /цел шах—' максимальный возможный ток через ТТ при к. з. вблизи места установки защиты. По приведенной выше для реле разных типов максимальной допустимой погрешности (от 10 до 50%) определяется вспомогательный коэффициент А:
30 40 50 60 70 80
1,7 2,0 2,5 3,4 5 9
(обмотки реле, приборов измерения и учета) во вторичной цепи ТТ, схеме их присоединения и выражению ZE (см. табл. 20.13),определяют допустимое значение сопротивления соединительных проводов (на фазу ТТ). Сопротивления, составляющие Ze , складываются арифметически, что создает расчетный запас.
Расчетное сечение провода А=р//гДОп, мм2, где р — удельное сопротивление медных жил кабеля, равное 0,018-Ю-60м-м; / — длина кабеля от ТТ до места установки защиты.
По условиям удобства присоединения к релейной аппаратуре и рядам зажимов (клеммным сборкам) обычно применяют провод сечением не более 6 мм2 (при использовании одной жнлы кабеля на фазу) или (2-4-3) 4 мм2 (йри использовании двух или трех жил кабеля на фазу).
Вторичные пепи ТТ заземляют в одной точке в удобном для присоединения месте (РУ, панели управления или защиты). Проверяют значение 6'2тах напряжения, В, на зажимах его вторичной обмотки при максимальной кратности тока к. з. (это особенно важно в защитах на переменном оперативном токе, где нагрузка велика);
^2 max — KyKmax 1^2 /2Hz2 доп »
где Ку — коэффициент, определяемый в зависимости от постоянной времени цепи к., з. Т [см. выражение (19.5)]:
0,015 0,02 0,025 0,03
1,39 1,46 1,52 1,55
На тяговых и трансформаторных подстанциях обмотки TH включают по схеме полной звезды или открытого треугольника. При наличии у TH вторичных обмоток, предназначенных для измерения напряжения нулевой последовательности (3 По), их включают по схеме разомкнутого треугольника.
Вторичные цепи TH защищают автоматическими выключателями АП-50. В цепях обмоток TH, соединенных в звезду, устанавливают трехфазные выключатели с электромагнитными н тепловыми расцепителями, а в цепях обмотки 3 Uo — отдельный выключатель только с тепловым расцепите
115
лем, обеспечивающий отключение к. з. во вторичных цепях с коэффициентом чувствительности не ниже 1,5. Обычно ток срабатывания выключателя принимают равным 1,2—1,5 номинального тока TH. Электромагнитные расцепители типа НКФ для отстройки от бросков токов намагничивания имеют уставку 80—100 А. Тепловые расцепители отключают выключатель при токе в 1,35—1,7 раза большем номинального.
Цепи обмоток, соединенных в звезду, и обмоток 3 Uo выполняют отдельными кабелями, идущими от TH к панелям управления и защиты. Во вторичных цепях TH 110 и 220 кВ применяют только кабели в металлической оболочке. Не допускается разводка заземленных и незаземлениых проводов цепей напряжения жилами разных кабелей. Кабели в цепях основных и дополнительных обмоток TH от TH до панелей управления и защиты прокладывают рядом по всей длине. В РУ 6—220 кВ при нагрузках TH, превышающих мощность TH в высшем для него классе точности, устанавливают отдельные TH для питания расчетных счетчиков. TH напряжением ПО кВ и выше и TH, питающие защиту шин всех напряжений, должны иметь контроль исправности цепей от TH до панелей управления и защиты. Обычно применяются контрольные устройства КРБ-12.
Расчет вторичных цепей TH заключается в определении нагрузки TH и сечения проводов от TH до панелей управления и защиты. Для практических расчетов используют приближенные методы, дающие некоторый расчетный запас. Приведем один из них (на основе метода, предложенного В. Н. Вавиным).
Ток в любой фазе TH определяется как /ф=Л+0,73/2+/з, где /( — больший из двух токов междуфазиых нагрузок, подключенных к рассматриваемой фазе, А; /2 — меньший из этих токов, А; 13 — ток нагрузки, подключенной иа фазное напряжение рассматриваемой фазы, А (выбирается по каталогам). По большему для трех фаз значению /ф=/фШах определяется необходимая мощность TH. При определении следует учитывать перспективу развития РУ.
При соединении трех однофазных трансформаторов напряжения в звезду расчетная мощность нагрузки каждого из них
^тн 1р = ^/ф тах>
где ил — линейное напряжение, равное 100 В.
Расчетная мощность трехфазиой группы однофазных трансформаторов или мощность одного трехфазиого . трансформатора, В-А:
*->ТН Зр —- V 3 шах-
При соединении трансформаторов напряжения в открытый треугольник для каждого из TH расчетная мощность, В-А:
^ТН от ~ ^Ф-
Расчетная мощность- сравнивается с каталожным значением мощности применяе
116
мого TH в заданном классе точности. На каждой секции шин, как правило, устанавливают по два TH такого типа.
Площадь сечения проводов во вторичных цепях TH определяется допустимыми значениями потери напряжения. Потери напряжения Д-(7 в проводах от TH не должны превышать до места установки счетчиков 0,5%, измерительных приборов 1,5%, реле защиты и автоматики 3% номинального напряжения (0/Л = 100В).
Расчетное сопротивление одной жилы фазного провода для этих условий
Гдоп = ДН/У^3 /ф шах-
По значению гдоп выбирается сечеиие жил кабеля. Оно должно быть ие меиее 1,5 мм2 по меди.
Вторичные обмотки TH заземляют, соединяя нулевую точку или один из концов обмотки с заземляющим устройством. Заземление выполняется иа ближайшей к TH сборке зажимов.
§ 20.6. Релейная защита
Релейная защита устройств электрификации и электроснабжения железных дорог выполняется в основном так же, как и защита общесетевых электроустановок. Ее специфические особенности обусловлены характером тяговых нагрузок, типами применяемого оборудования и условиями эксплуатации.
Основные требования, предъявляемые к релейной защите: селективность, чувствительность, быстродействие, надежность, простота выполнения, экономичность.
Наиболее высокими чувствительностью, быстродействием и надежностью обладают бесконтактные электронные защиты (табл. 20.14).
Типы и схемы релейной защиты различных электроустановок разнообразны. Приведенные в табл. 20.15—20.17 сведения об основных защитах, включенных в современные типовые проекты тяговых подстанций и постов секционирования, позволяют оценить требования к защитам основных присоединений системы тягового электроснабжения и высоковольтных линий электропередачи, определить назначения и характеристики этих защит и при необходимости выбрать и рассчитать соответствующую защиту.
Общими для всех схем релейной защиты являются следующие положения: действие отдельных видов защит каждого присоединения фиксируется соответствующим указательным реле (блинкером); в устройствах защиты линий 110—220 кВ устанавливают магнитографы, приборы фиксации повреждения и др., а иа защитах фидеров контактной сети 27,5 кВ — определители места к. з.; предусматривается возможность резервирования защит смежных элементов; осуществляется увязка защит с устройствами системной автоматики (автоматического повторного включения — АПВ, автоматического включения резерва—АВР, автоматической частотной разгрузки и повторного
Таблица 20.14
Электронные защиты фндеров контактной сети 27,5 кВ
Вид и исполнение защиты 1 Зона действия и согласование защит между собой 2 Определение параметров защиты 3 Особенности выполнения защиты (примечания) 4 Расчетные параметры 5
Для фидеров тяговых Подстанций — двухступенчатая дистанционная электронная защита, дополненная ускоренной токовой отсечкой н телеблокировкой: первая ступень защиты — ненаправленная дистанционная защита без выдержки времени, которая автоматически переводится в режим токовой отсечки без выдержки времени при сильном понижении напряжения прн близких к подстанции к. з. Для ускорения отключения близких коротких замыканий первая ступень защиты дополняется ускоренной токовой отсечкой; вторая ступень защиты — направленная, дистанционная защита с выдержкой времени Первая ступень обеспечивает защйту без выдержки времени большей части зоны подстанция—пост (80-4-85)% и посылает сигнал на запуск телеблокировки. Защита селективна по отношению к токам нагрузки. Для двухпутных участков должна обеспечиваться селективность по отношению к токам, протекающим по защищаемому фидеру со стороны соседней подстанции при близком к. з. на соседнем фидере. Зона действия второй ступени — до шин смежной подстанции. При двустороннем питании межподстанцион-ной зоны вторая ступень защиты резервирует первую и устройство телеблокировки (при к. з. в зоне подстанция— пост), а также защиту фидера поста секционирования н телеблокировку (при к. з. в зоне пост секционирования— смежная подстанция). В случае одностороннего питания межпод-станционной зоны вторая ступень выполняет роль первой (при к. з. вблизи поста секционирования). Селективность по отношению к токам нагрузки обеспечивается тем, что угол срабатывания защиты больше максимальных возможных углов Для двухпутных участков уставка срабатывания гсзI = (0>8 -J- 0,85) /1г21. Для однопутных участков ?сз1 = (0,8 4-0,85) /гги. Значения уставки проверяются по формуле кв ^раб min ZC3l< к • / "и 'н. max где кв = 0,9; кн = 1,2 4- 1,3. Напряжение перевода защиты в режим отсечки ^сз = Uкз. min^H, гДе икз min = _rj 0,5?22 /1 ном 2 (гс1 +гт1) + 0,5г22 Zi , 7/2 / о2 с! и ном' кз. min. Ток срабатывания ускоренной токовой отсечки /сз = Лн ^кз. max. При к. з. на шинах поста для двухпутных участков Защита выполняется в двух модификациях: типа УЗТБ-71— комплект защиты фидеров контактной сети двух фидеров и устройство телеблокировки фидеров; типа УЭЗФ — отдельные комплекты защиты фидеров без устройства те-леблокировкн; УЭЗФТ — вариант для тяговых подстанций Zj — расстояние между подстанцией и постом секционирования, км; г21 — сопротивление 1 км петли контактная подвеска— рельс при работе одного пути двухпутного участка; г22 — то же при параллельном соединении подвесок путей; г-ц — сопротивление 1 км петли контактная подвеска — рельс однопутного участка; £/K3t min — минимальное напряжение на шинах подстанции при к. з. на шинах поста секционирования; *^кз min — минимальная мощность к. з. на шинах питающего напряжения подстанции; / кз шах — максимальный ток фидера при к. з. на шинах поста секционирования; zCi — сопротивление питающей системы; гт1 — сопротивление тягового трансформатора;
Продолжение
00 —
Вид и исполнение защиты Зона действия и согласование защит между собой Определение параметров защиты Особенности выполнения защиты (примечания) Расчетные параметры
1 2 3 4 5
Для фидеров поста секционирования — двухступенчатая дистанционная защита, дополненная ускоренной токовой отсечкой и телеблокиров- ,.кой: первая ступень — направленная дистанцион-,ная защита без выдержки времени; сдвига фаз между током и напряжением при нагрузке. Зона действия ускоренной токовой отсечки (30 -г 40) % зоны между подстанцией и постом секционирования Первая ступень обеспечивает защиту без выдержки времени от коротких замыканий в пределах большей части зоны пост — подстанция и посылку сигнала на запуск телеблокировки. Селективность защиты по отношению к токам нагрузки определяется ее угловой характеристикой. Однако для повышения надежности отстройки . Уцом . * кз max— о z . „ , ч „ } » 2 (?ci + + г21/1 для однопутных участков . У ном 1 кз max — п , 1 . / \ 1 1 2 (гс1 4" 4" z’u li Выбранное значение /сз должно удовлетворять условию 'сз 'н max- кв Уставка срабатывания второй ступени на двухпутном участке гсз II = ^ч^кзтах, ГДе Кч = 1,5; при узловой схеме питания гкзтах — 2 (0,5г22 4 4" г2т при раздельном питании двух путей гкз max = г22 В расчетах принимается большее из определенных значений гкзтах. На однопутном участке гкэтах=г111. Выдержка времени второй ступени 0,5 с. Уставка срабатывания первой ступени на двухпутном участке zC3i == (0,8 .4- 0,85) /j z2i, на однопутном участке гс31 = (0,8 4-0,85) Значение уставки проверяется по формуле ^в^рабт1п гсз I -С " - . , кн 'нтах • •• УЭЗФП — вариант для постов секционирования n-i — число трансформаторов на подстанции; • • гкз max — максимальное сопротивление, замеряемое защитой, при к. з. на шинах смежной подстанции; /2—расстояние между постом секционирования и соседней подстанцией, км; / = /14* /г! Ураб min — минимальное напряжение на шинах поста секционирования в рабочем режиме. 4
ill9
вторая ступень — ненаправленная дистанционная защита с выдержкой времени
Токовая отсечка без выдержки времени — в этот режим автоматически переводится вторая ступень защиты при напряжении на шинах поста секционирования ниже определенного уровня
следует проверять ее селективность по отношению к максимальным токам нагрузки Вторая ступень при двустороннем питании межподстанцион-ной зоны резервирует первую ступень защиты фидера и телеблокировку (при к. з. в зоне пост — подстанция). При одностороннем питании в случае к. з. вблизи подстанции выполняет роль первой ступени.
При к. з. в зоне действия второй ступени защиты посла, т. е. вблизи подстанции и отказе телеблокировки, эта ступень защиты может быть неселективна со второй ступенью защиты соседней подстанции, так как время их действия одинаково.
Вторая ступень защиты “поста может также неселективно работать при к. з. на смежных фидерах поста и отказах первых ступеней защит соответствующих фидеров подстанций Основное назначение токовой отсечки перекрывать мертвую зону по напряжению первой ступени защиты фидера поста. При к. з. на соседних фидерах вблизи поста возможна неселективная работа токовой отсечки, что исправляется АПВ
Для второй ступени
гсз II = ^ч гкз max-
Максимальное сопротивление, замеренное при к. з. на шинах подстанции:
для однопутного участка
^кз max = ^1»
для двухпутного
гкз max = ^22 ^1*
Выдержка времени второй ступени ^СЗ II = 0>5 С
Напряжение перевода защиты второй ступени в режим токовой отсечки:
UC3 = кз max»
^кз max =3-7-5 кВ.*
Ток срабатывания ускоренной отсечки /сз = /сн I кз тах, где лн = 1,54-2;
для двухпутных участков z кз max =
________________^ном______________
2(^С2 4“ 4~ 055222^2 4“ ^21^1
{7КЗ max максимальное напряжение на шинах поста при к. з. на фидере в 24-3 км от поста;
/'кз max — максимальный ток через фидер поста при к. з. на шинах смежной подстанции;
гС2 — сопротивление питающей системы со стороны соседней подстанции;
Продолжение
Вил и исполнение защиты Зона действия и согласоввние защит между собой Определение параметров защиты Особенности выполнения защиты (примечания) Расчетные параметры
Для коротких деповских фидеров — быстродействующая электронная защита (БПЗ) Зона действия в случае применения на фидерах контактной сети не превышает 30% расстояния до поста секционирования для однопутных J ^ном кзтах“ 2 (гС2 + zT2/n3) + гп Z ’ 1сз — кн 1 кз maxi -где кн = 1,54-2 Время срабатывания защиты /сз = 0,005 -5-0,01 с • гТ2 — сопротивление тя гового трансформатора соседней подстанции; п2 — число трансформаторов соседней подстанции
Примечание. Электронные защиты фидеров контактной сети 27,5 кВ срабатывают при глухих коротких замыканиях и при коротких замыканиях через дугу.
Защиты линий электропередачи 6, 10 и 35 кВ Таблица 20.15
Вид повреждения на линии Вид и исполнение защиты Зона действия н способ согласования защит - А Определение параметров защиты Особенности выполнения
Многофазное К. 3. Поперечная токовая направленная защита без выдержки времени в двухфазном исполнении П араллельные линии' 10 и 35 кВ, пь Зона действия защиты — вся линия от питающей до тяговой подстанции. Защита не согласуется с защитами смежных элементов. При к. з. в пределах зоны каскадного действия защита срабатывает только после отключения поврежденной линии со стороны питающей подстанции. Мертвая зона реле направления мощности защиты при к. з. вблизи шин тяговой подстанции невелика. Защита при таких к. з. не срабатывает и резервируется максимальной токовой защитой с выдержкой времени на питающей подстанции тающие тяговые подстанции Ток срабатывания защиты: г __ Лн_ / 'сз — 'и maxi кв где «н = 1,15 4- 1,25; кв = 0,85. Значение 1сз проверяется по условию /Сз > 0,1кп /®тах. где кн = 1,5 4- 2. Зона каскадного действия, км: 1 - lcs 1 ИЗ) 1’ S кз max Должно выполняться условие: 1к < 0,25/. Пуск защиты осуществляется пофазно. Защиту выводят из работы при отключении для ревизии одной из параллельных линий Оперативный ток к защите подается через последовательно включенные повторители или блок-контакты выключателей во избежание отключения выключателя на неповрежденной линии при отключении поврежденной линии сначала выключателем на смежной подстанции
ЬЭ
Многофазное к. з.
Максимальная токовая защита с независимой нли зависимой выдержкой времени в двухфазном двух- или трехре-лейком исполнении
Токовая отсечка без выдержки времени в двухфазном двухрелейном исполнении
Коэффициент чувствительности пусковых органов
кч ~
'сз
/<2) .
' КЗ пнп
Одиночные линии 6, 10 и 35 кВ с односторонним питанием
Защита охватывает (основное действие) всю защищаемую линию до шин подстанции потребителя, резервирует защиту трансформатора или фидеров потребителя. Во многих случаях такое резервирование невозможно (при к. з. за трансформаторами малой мощности у потребителя и т, п.). В этих случаях уменьшают зону резервирования
У защиты с независимой выдержкой времени последняя принимается на ступень больше выдержки времени основной защиты питаемого потребителя; для защиты с реле, имеющим зависимую выдержку времени, время срабатывания защит двух смежных элементов согласуют, строя кривые характеристик защит
Защита отстраивается от максимального тока короткого замыкаиня в конце защищаемой лнннн
/ - — I
'сз — 'н max-
Кв
При реле РТ-40
ки= 1,1-4-1,2; кв = 0,85.
При реле РТ-80
кя = 1,1 -г 1,2; кв=0,8.
Значение /сз проверяется по условию
/<2> .
' КЗ ГП1П , _
«ч------------ > 1,5
'сз
при к. з. в конце защищаемой линии и«,>1,2-в конце зоны резервирования
/сз= Кн^кТпЛп >
при реле РТ-40 кн=1,2 1,3,
при РТ-80 кн=1,5.
Зона действия отсечки
/з = г^._^__(гс+2т)1:2ол.
L ' сз 1 J
Должно выполняться условие
/3 > (0,15-7-0,2) I
Защита в двухрелейном исполнении имеет вдвое меньшую чувствительность при к. з. за трансформаторами подстанции со схемой соединения У/Д Для защиты с индукционными реле типа РТ-80, имеющими ограниченно зависимую выдержку времени, не требуется применять реле времени
Промежуточное реле должно иметь небольшое замедление для того, чтобы защита не срабатывала при срабатывании трубчатых разрядников на линии. Защиты с реле РТ-80 не требуют применения промежуточных реле
Продолжение
Вид повреждения из линии
Вид н исполнение защиты
Зона действия и способ согласования защит
Определение параметров защиты
Особенности выполнения
Однофазное замыкание на землю
Многофазное к. з.
Направленная защита нулевой последовательности ЗЗП-1, с реле направления мощности, подключаемым к трансформатору тока нулевой последовательности и к разомкнутому треугольнику трансформатора напряжения. Защита выполняется без выдержки времени
Реагирует на замыкания на землю в пределах защищаемой линии. Типовые схемы выполнены только для сети 6 и 10 кВ В сети 35 кВ токовые цепи следует подключать к фильтру токов нулевой последовательности
Ток /03 принимается возможно большим из диапазона уставок реле от 0,7 до 2,0 А при условии:
!с Smin ~ ‘с шчх
«ч =------------------->1,25 для
' сз
кабельных линий,
«ч > 1,5 для воздушных линий
Линии продольного электроснабжения 6 и 10 кВ
Вариант 1. Двухступенчатая максимальная токовая защита в двухфазном двухрелей-юм исполнении
Защита может выполняться в трех вариантах в зависимости от выбранных тока и времени срабатывания ее ступеней. Выполнить защиту линии с дальним резервированием, реагирующую на к з. за трансформатора ми потребителей, как правило, невозможно Необходимо согласовывать время срабатывания защиты и предохранителей на стороне высокого напряжения по!реби1елей /пр при к. з. за предохранителем
При fnp < 0,01 4- 0,02 с для любого потребителя, присоединенного к линии:
для первой ступени /(2> .
, ' кз mm
где = 1,5;
Защита может работать в случае присоединения к шинам подстанции двух или нескольких фидеров
Защита может работать на отключение фидера или, если энергосистема не допускает такого режима, на сигнал. На линиях, питающихся от тяговых подстанций постоянного тока, применяют защиту ЗЗП-1М с повышенной отстройкой от высших гармонических
Обычно применяется исполнение защиты по вариантам 1 или 2. При необходимости выбора защиты по варианту 3 промежуточное реле первой ступени, действующее на отключение выключателя, заменяют на реле времени
123
Однофазное замыкание на землю
Многофазное к. з.
Вариант 2. Токовая отсечка без выдержки времени в двухфазном двухрелейном исполнении (первая ступень), дополненная максимальной токовой защитой в двухфазном двухрелейном исполнении (вторая ступень)
Вариант 3. Двухступенчатая максимальная токовая защита в двухфазном двухрелейном исполнении. Обе ступени с выдержкой времени Та же защита, что и для одиночных линий 6, 10 и 35 кВ с односторонним питанием
Те же защиты, что и для линий продольного электроснабжения 6 и 10 кВ. В ряде случаев вторая ступень защиты принимается в двухфазном трехрелейном исполнении
Выдержка времени второй ступени принимается на ступень выше максимального значения /пр любого присоединения
Выдержка времени первой ступени защиты принимается на ступень выше максимального значения /пр любого присоединения, а выдержка времени второй ступени на одну ступень выше, чем пергой
для второи ступени
/ —
'сз- 'нтах> Кв
где «н = 1,5 4-2, а кв = 0,85.
Чувствительность по току не проверяется. Выдержка времени первой ступени 0, второй — 0,5 с
При /пр > 0,01 4-0,02 с для первой ступени
/ СЗ = Кн^пр вз>
где «н = 1,2 4- 1,3.
При соблюдении условия /3> (0,15 4-4-0,2)/ значение /3 определяют так же, как и для токовой отсечки одиночных линий 6, 10 и 35 кВ. Для второй ступени /сз и кч определяются так же, как для максимальной защиты одиночных линий 6, 10 и 35 кВ Токи срабатывания обеих ступеней защиты выбирают тай же, как для двухступенчатой максимальной защиты
Применяется при /Пр>0,014-4-0,02 с и невозможности реализации необходимой зоны действия отсечки при выполнении защиты по варианту 2
См. защиты линий 6, 10 и 35 кВ с односторонним питанием
Линии продольного электроснабжения ДПР 27,5 кВ
Двухфазная трехрелейная схема вторых ступеней защиты может применяться для повышения чувствительности при возможности дальнего резервирования защит отдельных мощных потребителей с трансформаторами по схеме У/Д
См. защиты линий продольного элект роснабжения 6 и 10 кВ
Продолжение
Вид повреждения на линии
Вид и исполнение защиты
Зона действия и способ согласования защит
Определение параметров защиты
Особенности выполнения
Линии 6 и 10 кВ питания устройств СЦБ (высоковольтные линии автоблокировки)
Многофазное К. 3. Те же защиты, что и для линий продольного электроснабжения 6 н 10 кВ При применении у потребителей предохранителей типа ПКН ВЭИ в большинстве случаев проходит защита по варианту 1, а предохранителей ПКН-М — по вариантам 2 или 3 См. защиты линий би 10 кВ продольного электроснабжения
Однофазное Направленная защита ну- Защита может работать при питании См. защиты линий 6, 10 и 35 кВ
замыкание на землю левой последовательности типа ЗЗП-1, выполняемая так же, как и для линий 6 и 10 кВ с односторонним питанием от подстанций не менее двух линий автоблокировки с односторонним питанием
Защита максимального напряжения нулевой последовательности , подключаемая к разомкнутому треугольнику трансформатора напряжения линии Защита охватывает всю линию. При питании от подстанции одной защищаемой линии защита может быть выполнена на отключение линии без выдержки времени. Поскольку защита неселективна, то при питании от подстанции двух и более линий предусмотрено действие защиты только на сигнал Поскольку потеря напряжения в линии от токов однофазного замыкания на землю мала, напряжение на разомкнутом треугольнике трансформатора напряжения при глухом металлическом замыкании даже в конце линии практически достигает номинального значения 100 В. Поэтому при напряжении срабатывания 15 В (минимальная уставка реле РН-53Д) чувствительность защиты не проверяется
Дополняется защитой максимального напряжения нулевой последовательности, действующей при работе только одной защищаемой линии
Примечание. В выражениях для определения параметров защиты приняты следующие обозначения: /03 — ток срабатывания защиты, А! Кд — коэффициент надежности;
к0 — коэффициент возврата реле; кч— коэффициент чувствительности; 7нтах — максимальный ток нагрузки, А; /Иmax- максимальны® ток трехфазного к. з., от которого отстраивается защита, А; I — длина защищаемой линии, км; ^"зт-п ~ минимальны** ток двухфазного к. з., А (для поперечной токовой направленной защиты — на границе ее каскадного действия); С?ном — номинальное напряжение линии, В; ?с и zT — сопротивление соответственно фазы питающей системы и трансформатора тяговой подстанции, Ом; гол — сопротивление 1 км лнини, Ом/км; /с s mjn — минимальный суммарный емкостный ток сети. А; /с тах— максимальный емкостный ток защищаемой линии, А;/ кз-’ ток к. з. в линии, при котором для предохранителей всех потребителей <Пр<0,0140,02 с.
Защиты линий электропередачи НО и 220 кВ
Таблица 20.16
Вид повреждения на линии Вид и исполнение защиты Зона действия я способ согласования защит Примечания
Многофазное к. з. К. з. на землю На Трехфазная трех-или двухступенчатая дистанционная защита с блокировкой от качаний, дополненная двухфазной токовой отсечкой без выдержки времени То же, но с высокочастотной блокировкой Четырех- или трехступенчатая направленная токовая защита нулевой последовательности На тр опорных тяговых подстанциях Первая ступень защищает 0,8—0,85 линии, вторая (с выдержкой времени) охватывает конец линии и шины смежной подстанции, третья срабатывает при отказе защиты или выключателей смежных участков (дальнее резервирование). Токовая отсечка резервирует первую ступень дистанционной защиты при близких к. з. -Основная защита — высокочастотная, охватывающая всю линию до смежной подстанции. Дистанционная защита используется в качестве резервной Первая и вторая ступени четырехступенчатой (первая трехступенчатой) защиты — отсечки без выдержки времени ,' отстраиваются от к. з. на землю на шинах смежной подстанции и от к. з. на параллельной линии при ее каскадном отключении с одной стороны. Третья (вторая) ступень — отсечка с выдержкой времени, согласовывается со вторыми ступенями защит смежных линий. Последние — четвертая или третья ступени защит — резервные анзитных тяговых подстанциях Применяется при необходимости отключения линии без выдержки времени с целью повышения устойчивости электрической системы 1
Многофазное к. з. и Защиты такие же, как и на линиях То же, что и на опорных подстанциях Помимо отключения выключателя в
к. з. на землю to Сл опорной подстанции, но устанавливаются в перемычке 110—220 кВ подстанции и включаются на сумму токов выключателя в перемычке и понижающего трансформатора на стороне 110—220 кВ • перемычке, защита отключает выключатели среднего и низшего напряжения трансформатора, присоединенного со стороны поврежденной линии
126
Продолжение
Вид повреждения иа линии
Вид и исполнение защиты
Зона действия и способ согласования защит
Примечания
Многофазное к. з.
К. з. на землю
Многофазное к. з. и к. з. на землю
Защита минимального напряжения с выдержкой времени на отключение, с шестью реле напряжения (три включены на линейное и три — на фазное напряжение). На оба трансформатора напряжения подстанции устанавливается один комплект защиты
Трехфазная направленная токовая защита с выдержкой времени, включаемая на соединенные в треугольник трансформаторы тока обмотки 110—220 кВ понижающего трансформатора. Обмотки напряжения реле мощности подключаются к трансформаторам напряжения 27,5 кВ (на сторонах 10 или 35 кВ понижающие трансформаторы должны работать раздельно)
Токовая направленная защита нулевой последовательности с выдержкой времени. Токовые обмотки реле защиты подключаются к трансформаторам тока в нейтралях обмотки 110—220 кВ понижающих трансформаторов, обмотки напряжения реле направления мощности — к трансформаторам напряжения 27,5 кВ Защита такая же, как и на транзитных. подстанциях, но подключена к трансформаторам напряжения 27,5 кВ
Защищает весь участок линии до смежной подстанции. Выдержка времени защиты принимается на ступень больше времени действия второй ступени дистанционных или второй (третьей) ступени защит нулевой последовательности смежных участков ЛЭП
На отпаечных тяговых подстанциях
Защита действует при к. з. на участке линии до смежной подстанции, секционирующей линию. Отстраивается по току от тока рекуперации электронодвижного состава; время срабатывания на ступень больше, чем у вторых ступеней дистанционных и вторых (третьих) ступеней защит нулевой последовательности смежных подстанций
Защита должна действовать при к. з. на землю в пределах линии до смежной подстанции. По току защита отстраивается от небаланса в нейтрали НО—220 кВ при нагрузке и внешнем многофазном к. з., по времени—так же, как и защита от многофазного к. з. (см. выше)
Зона действия такая же, как у аналогичной защиты на транзитных подстанциях
Устанавливается только на тяговых подстанциях переменного тока. Защита предназначена для ликвидации подпитки места к. з. на ЛЭП 110—220 кВ через контактную сеть и понижающие трансформаторы, действует на отключение понижающих трансформаторов со стороны обмоток 27,5 кВ
Устанавливается на отпаечных подстанциях, трансформаторы которых питаются от разных цепей ЛЭП
То же
Устанавливается только на тяговых подстанциях переменного тока для ликвидации подпитки места к. з. на ЛЭП 110 и 220 кВ по контактной сети через понижающие трансформаторы
Примечание. Параметры всех рассмотренных защит определяются в проекте защиты сети 110—220 кВ, питающей электрифицированную железнодорожную линию, который выполняется проектной организацией Минэнерго.
Защиты трансформаторов, шин и преобразовательных агрегатов
I а б । и ц и 'ij 17
Вид повреждения или нарушения нормального режима работы Вид и исполнение защиты Зона действия и способ согласования защит Определение параметров защиты Особенности выполнения защиты Расчетные параметры
Понижающие трансформаторы 110 и 220 кВ
К. з. в обмотках трансформатора и на его выводах Витковые замыкания в трансформаторе Застревание механиз ма регулирования напряжения под нагрузкой Трехфазная продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени в трехфазном трех-(для трехобмоточных трансформаторов) или двухрелейном (для двухобмоточных) исполнении Газовые защиты с отдельными реле на баке трансформатора, расширителе (реле уровня масла) и в устройстве регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) Датчик в устройстве РПН Защищает весь трансформатор и внешнюю ошиновку до трансформаторов тока защиты, Защита не согласуется с другими защитами Защита отключает трансформатор при внутренних повреждениях в баке трансформатора (в том числе и витко-вых замыканиях) и в устройстве РПН, сопровождающихся бурным газовыделением. Защита воздействует на сигнал при слабом газообразовании (в том числе при токовой перегрузке) и медленном снижении уровня масла в баке и расширителе трансформатора Защита срабатывает при застревании механизма РПН в промежуточном положении См. отдельный на с. 138 расчет Защита действует на отключение трансформатора со стороны всех его обмоток. Промежуточное реле защиты, как правило, является и промежуточным реле газовой защиты Реле, действующее на отключение трансформатора (поплавок, лопасти и т, п.), регулируется на срабатывание при скорости потока масла в пределах 0,5— 1,5 м/с. Промежуточное реле защиты выполняется с самопод-хватом. Обмотки само-подхвата включаются в цепи отключения выключателей всех. обмоток трансформатора Защита отключает трансформатор со стороны всех его обмоток. При этом на трансформаторе без выключателя на стороне НО—220 кВ
to
Ww* -
Вид повреждения или нарушения нормального режима работы Вид и исполнение защиты Зона действия и способ согласования защит
Внешние (сквозные) к. 3. На стороне основного питания (ПО и 220кВ)— максимальная токовая защита с выдержкой времени в трехфазном трехрелейном исполнении с пуском по напряжению Защита реагирует на к. з. всех видов в трансформаторе и на шинах низшего и среднего напряжения, резервирует защиты трансформатора от внутренних повреждений (дифференциальную и газовую), согласуется по току и по времени с защитами трансформатора на стороне низшего (НН) и среднего (СН) напряжения. Выдержка времени принимается на ступень больше, чем у максимальных защит на сторонах низшего и среднего напряжения трансформатора •
На стороне обмотки 27 максимальная тяговой 5 кВ — токовая Защита реагирует на все к. з. на шинах 27,5 кВ, а также ре-
Продолжение
Определение параметре! защиты Особенности выполнения защиты Расчетные параметры
/ — Кн ! 'сз — 'ном т!> где кн= 1,14-1,2; к.в=0,85 При этом 1сз ~ *сел /Сз> где «сел = 1,05-8-1,1. В качестве /сз принимают большее из полученных значений. Чувствительность по току /(2) кз т(п . , г вначале защита отключает выключатели на стороне низшего и среднего напряжения, а затем отделитель Пуск осуществляется *сел — коэффициент се-
от реле напряжения на шинах низшего и среднего напряжения, включенных на линейное напряжение лективности; /ном Ti — номинальный ток первичной обмотки трансформатора; /'сз — большее значение пересчитанного на напряжение ПО или 220 кВ тока срабатывания максимальной токовой защиты обмоток СН или НН трансформатора; Уном — номинальное напряжение на шинах низшего и среднего напряжения
Kq = . ^1,0» 'СЗ Напряжение пуска защиты п ^раб min ь'сз > Мв где Ураб min=0 ,95УнпМ; «„=1,1-8-1,2; «в=1,2. Чувствительность по напряжению не проверяется
Для первого комплекта реле (работает при включении обоих транс- Защиту включают на сумму токов обоих понижающих трансформа- /ном — номинальный ток тяговой обмотки трансформатора
5 Зак. 1611
защита с выдержкой времени в двухфазном двухрелейном исполнении с пуском по напряжению, с двойным комплектом реле, включенных на сумму токов обоих понижающих трансформаторов
зервирует защиты присоединений 27,5 кВ. Защита согласуется по времени с защитами присоединений 27,5 кВ. По току и напряжению срабатывания защиту со смежными элементами можно не согласовывать.
Выдержка времени принимается на ступень больше, чем у максимальных защит присоединений шин 27,5 кВ
На стороне тяговой обмотки 10 кВ или обмотки 10—35 кВ, питающей районные потребители , — максимальная токовая защита с выдержкой времени в двухфазном двухрелейном исполнении с пуском по напряжению
Защита реагирует на все к. з. на шинах 10—35 кВ, а также резервирует защиты присоединений этих шин. Дальнее резервирование весьма ограничено. Защиту согласовывают по времени с защитами присоединений 10—35 кВ
форматоров НО Hjfci 220 кВ):
, ^21иом
лв где «н=1,1-г1,2;
«в = 0,85
Для второго комплекта (работает при включении одного трансформатора)
I_______/
' СЗ — ‘ ном >
кв
где «н = 1,1-М ,2;
/св = 0,85. Чувствительность по току
/(2> •
' кз mm , -/сч =--------- > 1,5
/сз Напряжение срабатывания Uc3 принимается таким же, как для максимальной защиты на стороне основного питания, поскольку используются общие реле. Чувствительность по напряжению можно не проверять
Ток, напряжение и время срабатывания защиты выбирают аналогично таким же параметрам защиты (второго комплекта) на стороне обмотки 27,5 кВ трансформатора
торов во избежание ложного срабатывания при к. з. на шинах «районной» обмотки в режиме, когда на стороне 27,5 кВ трансформаторы работают параллельно, а на шины «районной» обмотки работает только один трансформатор. Пуск осуществляется от реле напряжения, включенных на линейное напряжение TH 27,5 кВ
В ряде случаев защита первого комплекта оказывается достаточно чувствительной при работе одного трансформатора и второй комплект реле не устанавливается
Пуск по напряжению осуществляется от реле напряжения, включенных на линейные напряжения TH-10 (для защиты обмоток 10 кВ) или ТН-35 (для защиты обмоток 35 кВ). Для двухобмоточных трансформаторов принципиально можно было бы
Продолжение
UbL
Внд повреждения или нарушения нормального режима работы » Вид и исполнение защиты Зона действия и способ согласования защит я Определение параметров защиты Особенности выполнения защиты Расчетные параметры
Перегрузка Максимальная токовая защита с выдержкой времени и действием на сигнал в однофазном однорелейном исполнении Защита реагирует на перегрузку трансформатора по току сверх номинального. Устанавливается на стороне основного питания трансформатора. Защита не требует согласования с защитами смежных элементов / к" 1 ' сэ— 'ном> лв где «а=1,05; кв=0,85. Для каждой обмотки /НОм принимается по ее паспортной мощности. Выдержка времени защиты примерно 9 с не устанавливать за^ци-ту на стороне НН, ограничившись установкой ее на стороне ВН. Однако, при срабатывании такой защиты на трансформаторах с ко-роткозамыкателями обесточиваются (на время АПВ) -линии НО и 220 кВ. ДлЬ сокращения зоны срабатывания короткозамыкате-лей на обмотке НН 1акже устанавливается защита. Такая же защита устанавливается и на трансформаторах с выключателями на стороне ВН Если обмотки СН или НН трансформатора имеют мощность, равную 0,67 мощности обмотки основного питания, то на них также устанавливают защиты от перегрузки, аналогичные защите обмотки основного питания /ном — номинальный ток соответствующей обмотки трансформатора
Районные понижающие трансформаторы (РПТ) 3516- -10 кВ
К. з. в обмотках трансформатора и на его выводах 1. Трехфазная продоль-ная дифференциальная токовая защита без выдержки времени в трех: См. защиту понижающих трансформаторов ПО или 220 кВ См. отдельный расчет Применяется для трансформаторов мощностью 6,3 MB-А и более, до-пус»л ТСЯ П|>Н
рз со •’“t
фазном двухрелейном исполнении
2. Токовая отсечка без выдержки времени в двухфазном двухрелейном исполнении.
Защищает часть обмотки трансформатора, примыкающей к стороне 35 кВ, где установлена защита. К. з, на остальной части обмотки и на выводах НН трансформатора отключаются максимальной токовой защитой
/сз — Кн^кз’тах * гДе «н=1,3-г1,4.
Чувствительность по току
/<2> • кз пшв „ кч =---------- > 2.
'сз
ДЛИ I р ПК |||| р I Iini III 4,0 МВ-А
/J.Jmn, ’-максимальный ток, протекающий по первичной обмотке при трехфазном к. з. на вторичной обмотке РПТ; ^кзт!пв “ Минимальный ток, протекающий через место установки защиты при двухфазном к. з. на стороне ВН
Витковые замыкания в трансформаторе, связанные с выделением газа и понижением уровня масла в баке трансформатора Внешние (сквозные) к. з.
Газовая защита
Максимальная токовая защита с выдержкой времени в двухфазном двух- или трехрелейном исполнении
См. защиту понижающих трансформаторов ПО или 220 кВ
Защита реагирует на все к. з. в трансформаторе, на его выводах и на шинах НН, резервирует дифференциальную защиту или токовую отсечку РПТ, а также защиты присоединений шин НН. Защита согласовывается по току и времени срабатывания с защитами присоединений шин НН
. Кн^з .
1 сз — 'н тах>
кв
где кн = 1,15-г1,25; кв = 0,85.
/нтах — выбир ается с учетом «наброса» нагрузки при отключении второго РПТ. При отсутствии данных о са-мозапуске электродвигателей допустимо принимать
/сз = (3-5-4) /номт.
Чувствительность по току при трехрелейной схеме
/(2)
'кз нИпн
*4 = . I
'СЗ
Защита действует на отключение РПТ со стороны ВН и НН. Для РПТ мощностью
4,0 МВ-А и более обычно применяют трехре-лейную схему
Кз — коэффициент само-запуска электродвигателей потребителей, питающихся от РПТ;
/нтах — максимальный ток нагрузки всех потребителей шин НН; /номт — номинальный ток трансформатора;
4зт1пн - минимальный ток, протекающий через место установки защиты при двухфазном к. з. на шинах НН
Продолжение
Вид повреждения или нарушения нормального режима работы Вид и исполнение защиты Зона действия и способ согласования защит Определение параметров защиты Особенности выполнения 4 защиты Расчетные параметры
- • при двухрелейной схеме /(2) кз minn •
Л Перегрузка Максимальные токовые защиты в однофазном однорелейном исполнении с выдержкой времени и действием на сигнал * 7 См. защиту понижающих трансформаторов 110 или 220 кВ рансформаторы собствен Кч ~ oj " СЗ Должно соблюдаться условие: кч‘> 1,5 при к. з. на шинах НН ных нужд и подогрева (7 СН) *
К. з. в обмотках трансформатора и иа его выводах Внешние (сквозные) Токовая отсечка без выдержки времени в двухфазном двухрелейном исполнении Максимальная токовая Охватывает часть обмотки трансформатора, примыкающей к стороне питания. К. з. на остальной части обмотки и на выводах НН ТСН отключаются максимальной токовой защитой Защита реагирует иа См. защиту районных пбнижающих трансформаторов / *н / 'сз— „ 'и max, «в где кн = 1,154-1,25; кв = 0,85. Максимальный ток нагрузки /нтах ТСН выбирается с учетом «набросай нагрузки на него при отключении па- /кз’пНпш- минимальный ток в месте установки защиты при замыкании на землю фазы на шинах собственных нужд; /xs'min ““ минимальный ток двухфазного к. з, на выводах НН
К. 3. защита с выдержкой времени в двухфазном трехрелейном исполнении все к. з. в трансформаторе, на его выводах и на шинах собственных нужд низкого напряжения •
Перегрузка
шинах
(эаллельно работавшего
• Максимальная токовая См. защиту понижающи Чувствительность по току /<>) . ' кз m mtn , _ Кч— >1,5- 1 сз Если «ч < 1,5 j то допускается проверять чувствительность в режиме минимального тока двухфазного к.з. на выводах НН /(2) , ' кз min , _ , >1,5. •сз х трансформаторов 110 Защита, как правило,
защита с выдержкой времени и действием на сигнал в однофазном однорелейном исполнении или 220 кВ устанавливается на стороне НН ТСН
Сборные шины 110 или 22b кВ опорных тяговых подстанций
Все виды к.
з. на | Дифференциальная то- Защищает обе секции ^сз1 “ Кн/н max, гДе Трансформаторы тока /н max — максимальный
ковая защита в трех- шин. На каждой сек- «н = 1,15-7-1,25. всех присоединений, ток нагрузки наиболее
фазном трехрелейном ции устанавливается ^С32 = Д//кз max, гДе кя = 1,5; Д/г = 0,1. используемые в защите, загруженного присоеди-
исполнении с реле, со- свой комплект защит, должны, как правило, иметь одинаковый коэф- нения шин;
держащими насыщаю- отключающий при к. эе Берется максимальное Д/;— допускаемая пог-
щиеся трансформаторы (РНТ) • все присоединения шин н секционный выключатель. Защита не согласуется с защитами смежных элементов, выполняется без выдержки времени значение тока /кз max любого присоединения при внешнем к. з. В качестве /сз принимается большее из значений / СЭ1 И Лэ2- * Коэффициент чувствительности /кз т!п ш п кч — J >2. 'сз фициент трансформации. Схемой предусмотрено устройство контроля цепей трансформаторов тока, действующее на сигнал и выводящее, защиту нз работы, а также устройство замедления срабатывания защиты при опробовании обходной системы шин подачей напряжения через обходной выключатель. решность трансформаторов тока защиты; /кз min ш — минимальное значение тока к. з. на шинах
Продолжен не
Вид повреждения или нарушения нормального режима работы Вид и исполнение защиты Зона действия и способ согласования защит Определение параметров защиты Особенности выполнения защиты Расчетные параметры
• • Для контроля исправности цепей применяют реле РТ-40/2 с параллельным соединением обмоток и уставкой 1А
Многофазные к.з.
Сборные шины 10 и 35 кВ (защита секционными выключателями)
Токовая отсечка с вы- Защита в сочетании с резервными защитами /сз — Ксел/сзп гДе ксел = 1,05-г-1,1.
держкой времени в
двухфазном двухрелей- понижающих трансфор- Время срабатывания
ном исполнении * маторов (на подстанциях 110 или 220 кВ) и питающих линий (на подстанциях 10 и 35 кВ) обеспечивает селективное отключение секций шин; согласовывается по току и времени срабатывания с первыми ступенями защит присоединений, питающихся от шин принимается на ступень больше времени срабатывания первой ступени защиты любого присоединения, питающегося от шин я
Сборные шины 110 или 220 кВ (защита секционными выключателями)
Многофазные к. з.
Двухступенчатая токовая отсечка в двухфазном дзухрелейном исполнении
Резервирует дифференциальную защиту шин, а также первые ступени защит присоединений; согласуется по току и времени срабатывания с первыми ступенями защит присоединений, питающихся от шин.
Защита выполняется двухступенчатой: пер-
Параметры защиты выбираются аналогично параметрам срабатывания защиты секционных выключателей 10 и 35 кВ
Вопросы ,согласования с защитами смежных элементов решаются в увязке с защитами линий НО и 220 кВ
/С31 — максимальный ток срабатывания первой ступени защиты любого присоединения, питающегося от шин
вая ступень без выдержки времени, вторая — с выдержкой. В работу вводится только одна ступень защиты
Однофазные замыкания на землю Трехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности Резервирует дифференциальную защиту шин, а также защиты от замыкания на землю присоединений 110 и 220 кВ. Все ступени защиты работают с выдержкой времени и согласовываются с защитами присоединений по току и времени срабатывания Параметры срабатывания защиты согласуют с защитами линий 110 и 220 кВ. Чувствительность защиты по току /(2) 'кз min 1кзт\п ~ минимальное значение тока двухфазного к.з. на шинах 110 или 220 кВ «
Л-п — / <=* 'СЗ
Присоединения (вводы и питающие линии)
Отказ выключателей Устройство резервирования основных выключателей (УРОВ) Устанавливается в РУ 110—220 кВ и отключает все присоединения, по которым может подпитываться место к.з. на присоединении, вы- Для блокировочных реле присоединений ПО и 220 кВ ток срабатывания выбирается по условию 'сз — к 'н max, П-В где кн = 1 > 15-г 1,25; кв = 0,7. Коэффициент чувствительности блокировочного реле /из min . - В РУ ПО и 220 кВ устройство снабжается дополнительной токовой блокировкой с трехфазным реле тока РТ-40/Р-5, разрешаю- /н max — максимальный ток нагрузки присоединения;
9 ключатель которого не отключился при срабатывании защиты присоединения; устройство согласовывается по времени с временем действия резервных защит присоединений. Время действия УРОВ выбирается на ступень больше времени, необходимого для отключения защитой выключателя поврежденного присоединения и времени возврата защиты этого присоединения в исходное положение щим УРОВ личии срабатывание только при Ha-к. з. в схеме ^кз min — минимальный ток нагрузки присоединения при к.з. в конце зоны резервирования его защиты *
135 Л'ТТ ““ 7 ,0 'СЗ •
Продолжение
о Вид повреждения или нарушения нормального режима работы Вид и исполнение защиты Зона действия и способ согласования защит Определение параметров защиты Особенности выполнения защиты Расчетные параметры
Преобравовательные агрегаты тяговых подстанций постоянного тока
Многофазные к. з. в трансформаторе, внешние к. з. на стороне выпрямленного тока Максимальная токовая защита без выдержки времени в двухфазном двухрелейном исполнении с .реле, содержащими насыщающиеся трансформаторы Защищает весь преобразователь от места установки защиты До шин выпрямленного тока. Не согласуется по току и времени действия с защитами присоедине- Ток срабатывания предварительно определяется как ^сз = ^в max! / г' /в max d Реле с насыщающимися трансформаторами устанавливают для отстройки от броска тока намагничивания при включении трансформатора. В реле РНТ для защиты используются . последовательно соединенные дифференциальная и уравнительная обмотки * /в max — пересчитанный на напряжение питания максимальный допустимый по термической стойкости вентилей ток преобразователя 1в гаах а, задаваемый заводом-изготовителем; /ном — номинальный ток сетевой обмотки преобразовательного трансформатора; /ном dT — номинальный выпрямленный ток преобразовательного трансформатора; кт — коэффициент трансформации трансформаторов тока защиты; АшСр — магнитодвижущая сила срабатывания реле РЙТ-565; /нэ min — минимальный ток в месте установки защиты при трехфазном (для схемы преобразо-
ний шин выпрямленного тока, поскольку выключатели , установленные на этих присоеди- нениях, имеют время срабатывания на порядок меиьшее, чем защита преобразователя в max /ном 'ном dt Для современных преобразователей “ах d= = 4000 ~ 4500 А. Расчетное число витков реле защиты (^д + шу)р= ^ез где Ашср = ЮО А. По каталогу принимается ближайшее меньшее значение + Шу и рассчитывается , Ашср
'сз — “ ’ , 1 кТ. Шд4-Шу Чувствительность защиты по току к !кз min , , вания две обратные звезды с уравнительным реактором) илн двухфазном (для мостовой схемы) к. з. на выводах вентильной обмотки трансформатора *
I СЗ
Витковые замыкания в трансформаторе Газовая защита См. защиту понижающие 220 кВ трансформатором 110 и /кэ оп
Замыкание анодного вывода на землю либо замыкание друг с другом двух, не находящихся в противофазе фаз разных звезд вентильной обмотки трансформатора Максимальная с выдержкой времени токовая защита обратной последовательности (только для преобразователей со схемой две обратные звезды с уравнительным реактором) Защита не согласуется по току и времени действия с защитами смежных элементов. Выполняется с выдержкой времени для отстройки от случайного появления в нагрузке токов обратной последовательности (например, при срабатывании разрядников). Реагирует также на двухфазные к.з. в вентильной обмотке трансформатора сэ~ к , где кч = 1,5 Выдержка времени .• защиты 0,5 с. Защита дополнительно по чувствительности не проверяется Для вновь вводимых в действие преобразователей не устанавливается • /кз оп — ток обратной последовательности в месте установки защиты при замыкании на землю анодного вывода вентильной обмотки трансформатора
Нарушение охлаждения преобразователя . Специальное ветровое реле, реагирующее на скорость охлаждающего воздуха Применяется для преобразователей , имеющих принудительное охлаждение (например ВИПЭ-2, ПВЭ-3) Реле действует на отключение агрегата при скорости воздушного потока в системе охлаждения, меньшей установленной заводом-изготовителем преобразователя (обычно при скорости менеё 8—10 м/с) •
От пробоя вентилей Специальная защита Реагирует на перераспределение напряжений в параллельных ветвях вентилей и шунтирующих резисторов каждой фазы преобразователя При дисбалансе напряжений загорается лампа, освещающая фоторезистор в цепи релейного устройства, которое срабатывает и отключает агрегат, либо действует на сигнал
включения после нее — АЧР и ЧАПВ). Цепи тока и напряжения защит выполняют, соблюдая условия, обеспечивающие надежную работу защиты. Во многих случаях осуществляется ускорение действия защиты в момент повторного оперативного включения присоединевия или включения по схеме АПВ.
В приведенных расчетах (см. табл. 20.14— 20.17) параметры защит определяются для первичной обмотки. Если это спепиально не оговорено, токи принимаются в амперах, напряжение — в вольтах, сопротивление — в омах, время — в секундах, расстояния — в километрах. Приведение значений тока, напряжения, сопротивления ко вторичным обмоткам выполняется с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока кт и напряжения кн. Ступень времени защиты принимается 0,4— 0,6 с.
Ниже приведены расчеты защит, не вошедшие в табл. 20.17.
Дифференциальная токовая защита понижающих трансформаторов. Для трехобмоточцых трансформаторов защита принимается в трехфазном трехрелейном исполнении; для двухобмоточных трансформаторов — в трехфазном двухрелейном исполнении. Трансформаторы тока ТТ на обмотках понижающего трансформатора, соединенных в звезду, соединяются в треугольник, а на обмотках, соединенных треугольником,— в полную звезду (используется три трансформатора тока) для трехобмоточных трансформаторов и в неполную звезду (используется два трансформатора тока) для двухобмоточных трансформаторов.
1. Определяют токи в обмотках трансформатора при номинальном режиме его работы. Для трансформаторов, у которых неодинаковы мощности обмоток ВН, СН и НН, номинальнь/е токн обмоток всех напряжений определяют по наибольшему из значений мощности. При расчете токов используют действительный (не усредненный) коэффициент трансформации понижающего трансформатора при среднем (нулевом) положении устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Если на какой-либо обмотке регулятор переключения напряжения без возбуждения (ПБВ) установлен в положение, отличное от среднего (нулевого), токи в обмотке определяют при коэффициенте трансформации, соответствующем выбранному положению регулятора ПБВ.
2. Коэффициенты трансформации трансформаторов тока кт подбирают таким образом, чтобы при номинальной нагрузке обмоток трансформатора токи в реле зашиты не превышали 5 А.
3. Определяют токи ipH, А, в реле защиты при номинальном режиме: /рн=/ном/кт — для обмоток реле, подключенных к* звезде трансформаторов тока; 1Рн=УЗ /НОм/кт — для обмоток, подключенных к треугольнику.
4. Рассчитывают максимальные (при трехфазном к. з.) и минимальные (при двухфазном) значения IKS токов глухого (металлического) к. з., протекающих по обмоткам
трансформатора при к. з. на выводах обмоток СН и НН. Все токи приводятся к одному расчетному значению напряжения, обычно к напряжению со стороны основного питания. Токи к. з. для трехобмоточных трансформаторов определяют с учетом возможной подпитки места к. з. от параллельно работающего трансформатора.
5. Находят предварительное значение максимальных токов небаланса в защите при СКВОЗНОМ К. 3. /'нб max кз И При брОСКе тойа намагничивания трансформатора /'нб max Р-:
/нб max кз = Кв^кз Ш i + ^up) >
где кн=1,3— коэффипиент надежности; /<Ча — максимальное значение тока к. з. на выводах обмоток СН или НН; Л(< — максимальная допустимая погрешность ТТ, принимаемая равной 0,1 (10%); Дпр— максимальная погрешность от изменения коэффициента трансформации трансформатора устройствами РПН, принимается равной половине полного диапазона регулирования РПН; например, при полном диапазоне регулирования 32% (±16%), погрешность Днр=32:2=16% (0,16):
^нбтахр. = Wh.
где кн= 1,0-4-1.3 (уточняется при иаладке).
В дальнейшем в расчете принимается значение /'но max, большее из значений I а б max кз И / нб max р.-
6. Определяют предварительное значение коэффициента чувствительности защиты
к — I& / /'
ч кз min' н5 max ’
где /(2)кзтт — минимальное значение тока двухфазного к. з на выводах обмоток СН или НН.
Если к'ч^2, принимается'защита с ре-ре РНТ-565 (без торможения), если к'ч<2, — защита с реле ДЗТ-11 (с торможением).
В случае применения защиты с реле РНТ-565 определяется схема подключения обмоток реле.
Для трехобмоточных трансформаторов дифференциальная обмотка шд каждого реле подключается к трансформаторам тока плеча с большим значением ipn (см. п. 3). Два других плеча защиты (группы трансформаторов тока) подключаются к уравнительным обмоткам шУ1 и к.'у2 (безразлично, какое плечо к какой обмотке). Для двухобмоточных трансформаторов целесообразно оба плеча защиты подключать к уравнительным обмоткам реле.
7. Определяют предварительное значение вторичного тока срабатывания защиты. Для плеча защиты, подключенного к дифференциальной обмотке реле:
^нб max
(сз д — кн ". (рн-'ном
8. Рассчитывают число витков дифференциальной обмотки реле. Расчетное число витков
®д расч = AwCp/iC3 д,
138
где Aa>tp— расчетная магнитодвижущая •а срабатывания реле, принятая по ката-
Для реле РНТ-565 имеем Ашср=100 А. каталогу принимают ближайшее меиь-е значение а.д.
9. Находят число витков уравнительных моток wy:
Ори Д *рн у)
По каталогу принимается ближайшее значение шу.
10. Определяют число витков щСэ, участвующих в создании магнитодвижущей силы срабатывания реле при к. з. в зоне защиты; Шсэ — сумма витков уравнительной и дифференциальной обмоток, подключенных к плечу защиты на стороне основного питания трансформатора (ПО или 220 и 35 кВ у районных понижающих трансформаторов).
if. Рассчитывают токи срабатывания защиты, приведенные к вторичной стороне трансформаторов тока ica и к первичной стороне /сз основного питания:
Ао>ср
1 СЗ — WC3
/сз= ’
где АшсР— см. п. 8 расчета; кт — коэффициент трансформации ТТ на стороне основного питания.
12. Определяется коэффициент чувствительности защиты Кч = /(2)кз mm//c3; ДОЛЖНО соблюдаться условие кч^2.
В случае применения защиты с ДЗТ-11 возвращаются к п. 5 расчета и уточняют значения / вг> шах кэ и / нб max в-, при определении У'вб шах кз принимается кн=1,5; прн определении '/'вс max у- принимается кн = 1,24-1,5.
13. Определяется схема подключения обмоток реле защиты. Подключение дифференциальной и уравнительных обмоток wyi и производится аналогично подключению таких же обмоток реле РНТ-565. Тормозная обмотка Wt подключается к трансформаторам тока плеча с большим значением тока /<3)ка при к. з. на выводах обмоток СН или НН.
14. Возвращаются к пп. 7—10 расчета и определяют iC3 д, а>д, шу-
15. Определяют число витков шт тормозной обмотки по условиям торможения прн максимальном значении -7<3>кз max тока сквозного трехфазного к. з. иа выводах СН или НН трансформатора. С учетом возможной подпитки места к. з. от параллельно работающего трансформатора (при трехоб-моточиых трансформаторах) определяют максимальное значение магнитодвижущей силы Ашср max, вызванной током небаланса плеч зашиты и действующей иа срабатывание реле:
^Ср шах = (1 — д/г ± Д“р) i ркз шах »
где Кр= 1,5; Af,-, AuP—см. п. 5; /<3>ркэшах— токи, протекающие при указанном вим к. з. по обмоткам реле.
Погрешности АД- и Аир возникают только в тех парах обмоток трансформатора, в которых имеется регулирование напряжения под нагрузкой; в тех парах обмоток трансформатора, где его иет, может быть только погрешность АД. Токовая погрешность АД может иметь только отрицательное значение, а погрешность Аир — как отрицательное, так и положительное. Расчетом определяется такое сочетание погрешностей, при котором А®ср шах имеет максимальное значение.
По кривым, приведенным в каталоге, для полученного значения AaiCP max определяют минимальную магнитодвижущую силу Ашттщ, необходимую для торможения реле.
Для этого можно также пользоваться выражением
Ашт mjn = (ЛшСр гаах — В) : N,
где В = 60 и А=0,44.
Расчетное число витков тормозной обмотки определится как
ш-r расч = AwT minZ/рт^ i
где i(3,PT — ток через тормозную обмотку при рассмотренном режиме к. з.
• По каталогу принимают ближайшее большее значение шт.
16. Проверяют условия срабатывания защиты при коротком замыкании в зоне ее действия.
Определяется значение АшсР тш, вызывающее срабатывание реле при минимальном токе к. з. на выводах обмоток СН или НН:
Аи’ср min КЗ = 2даркз min>
где w — число витков, по которым протекает ток при к. з. в зоне действия защиты; 1<2)Ркзт1п — минимальные токи, протекающие по обмоткам реле.
Для рассматриваемого режима определяют максимальное значение тормозной магнитодвижущей СИЛЫ AwT max==i(2)PT max »т. По кривой, приведенной в каталоге, находят минимальное значение Aa>cPmin, необходимое для срабатывания реле при торможении В случае А Шт max. Если Afficpmm^ ^Ашср тш кз, защита работает. Вместо кривой можно пользоваться сдецующим выражением
Ац'ср min кз Ашт max N' + В',
где N' =1,8; В'=130.
17. Если тормозная обмотка реле ие подключается к плечу защиты со стороны основного питания, дополнительно проверяется селективность и чувствительность защиты при работе трансформатора с отключенной обмоткой, к ТТ которой подключена тормозная обмотка. Проверка условий работы защиты ведется в этом случае аналогично расчету защиты с реле РНТ-565 (см. пп. 10, 11, 12).
1139
§ 20.7. Земляная защита распределительного устройства 3,3 кВ
Для быстрого отключения к. з. на землю в РУ 3,3 кВ выпрямленного тока на тяговых подстанциях постоянного тока применяют специальную земляную защиту. Оборудование, которое может при нарушении изоляции оказаться под потенциалом 3,3 кВ, заземляют на специальный внутренний контур заземления, изолированный от общего заземляющего устройства подстанции (внешнего контура) и от токоведущих строительных и сантехнических конструкций. На внутренний контур заземляют арматуру основания быстродействующих выключателей 3,3 кВ, конструкции сглаживающих устройств (включая корпуса конденсаторов), конструкции щитов и панелей управления с высоковольтными приборами и проводами цепей 3,3 кВ, оболочки силовых кабелей цепей 3,3 кВ (кроме анодных и отсасывающих), шкафы и фланцы изоляторов полупроводниковых преобразователей, конструкции РУ 3,3 кВ, включая арматуру разъединителей и изоляторов сборных шии, проходные плиты’ и” анкёрныё’ штаИГИ’ rilf здиииих' ячеек фидеров контактной сети, конструкции установок для поглощения энергии рекуперации, фланцы отдельно стоящих изоляторов 3,3 кВ и изоляторов реакторов отлаживающих устройств. Конструкции преобразовательных устройств, расположенные в открытом РУ, также заземляются на отдельный внутренний контур заземления, изолированный от обшего заземляющего устройства подстанции.
Внутренний контур заземления в здании подстанции соединяется с внешним двумя
отдельными шинами. По типовым схемам в рассечку каждой шнны включают токовое реле земляной защиты специального изготовления. Отдельные контуры заземления полупроводниковых агрегатов наружной установки также соединяют с общим заземляющим устройством подстанции шиной, в рассечку которой включено реле земляной защиты.
Ток срабатывания реле земляной защиты принимается 100—150 А. Предохранители в сети собственных нужд должны иметь время сгорания плавкой вставки меньшее, чем время срабатывания токовых реле земляной защиты (порядка 30 мс), либо, как это принято в современных типовых проектах, цепи собственных нужд, проходящие вблизи внутреннего заземляющего контура, должны получать питание от специального изолировочного трансформатора с незазем-ленной нейтралью. Ввиду особой ответственности земляной зашиты ее оперативные цепи подключаются через предохранители непосредственно к аккумуляторной батарее.
§ 20.8. Аппаратура телеблокировки
Аппаратура телеблокировки выпускается в виде устройств УЗТБ и УТБП (для тяговых подстанций соответственно переменного и постоянного тока), УЗТБС н УТБПС (для постов секпионнронания соответственно переменного и постоянного тока), усовершенствованной аппаратуры УТБ-76, унифицированной для участков переменного и постоянного тока. Технические данные устройств телеблокировки (ТБ) следующие:
Тип устройств
Число объектов ТБ (фидерных зон, обслуживаемых аппаратурой одного шкафа)
Собственное время действия телеблокировки /Тб, мс, не более
Длительность сигнала телеблокировки, мс Наименьшая длительность сигналу, мс, при которой срабатывает ТБ (защита от помех) Канал связи ТБ
Наибольшее число частотных каналов ТБ (средних частот /0)
Интервал между средними частотами /0 соседних каналов, Гц
Импульсный признак при выборе объекта ТБ— модуляция средней частоты Д/ Гц Полоса частотного канала, Гц Модули, применяемые в аппаратуре
Выходные цепи 1
Коммутационная способность выходных цепей, А
Максимальная потребляемая мощность на стороне
переменного тока В-А
постоянного тока, Вт
УТБП, УТБПС, УТБ-76
УЗТБ, УЗТБС 2 2
60 70
300 (450) 300 •
35 70
двухпроводная линия ТУ
4 3
(2070, 2250, (3150 , 3870
2430, 2610 Гц) 4590 Гц)
180 720
±45 ±180
120 540
серии «Сейма» тиристорные 1'0 (не более 1 с)
40
20
70
30
Примечания. 1. <Tg — время от подачи запускающего импульса на передатчик до подачи импульса на отключение смежного выключателя.
2. В скобках — длительность сигнала ТБ в аппаратуре УТБП и УТБПС.
3. При одновременном отключении выключателей, питающих одну фидерную зону, время fTg одного из выключателей увеличивается до 150—200 мс.
140
Таблица 20.18
Установочные данные аппаратуры телеблокировки
Тип шкафа Размеры, мм Масса, кг
Высота Ширина Глубина
УТБ-76 575 550 350 56
УЗТБ; УЗТБС 575 550 350 64
УТБП; УТБПС 575 550 350 53
Запуск устройств осуществляется: УЗТБ и УЗТБС — от электронной защиты фидера, расположенной в том же шкафу, что и аппаратура телеблокировки; УТБ-76 — от электронной ' защиты, имеющей отдельный выход и задержку ие менее 0,5 с на возврат защиты; УТБП и УТБПС — от контактов повторителей положений БВ.
Устройство УТБ-76 прн применении на участках постоянного тока комплектуется двумя или тремя (прн установке на запасном выключателе) блоками запрета отключения (размеры 380X386X305 мм, масса 10 кг) и датчиками тока (размеры 235 X Х300Х200 мм, масса 4,3 кг). Все шкафы (табл. 20.18) навесного типа.
Глава 21
АВТОМАТИКА И ТЕЛЕМЕХАНИКА
§ 21.1. Устройства автоматики
Устройства электроснабжения оборудуются аппаратурой автоматики и телемеханики. Аппаратура автоматики обеспечивает заданный режим работы оборудования: дистанционное включение (выключение), программное управление, автоматическое повторное включение (АПВ) и включение резерва (АВР), поддержание заданной температуры, поддержание оптимального режима работы агрегатов (по минимуму потерь), регулирование напряжения и т. п.
На тяговых подстанциях автоматизируются:
преобразовательные агрегаты подстанций постоянного тока (дистанционное и программное управление, поддержание теплового режима, АВР);
тяговые трансформаторы подстанций переменного тока (дистанционное включение, поддержание режима работы, АВР);
фидеры контактной сети, ВЛ СЦБ, ВЛ 10 кВ, ДПР (АПВ);
районные трансформаторы и фидеры, вводы, преобразователи СЦБ (АПВ, АВР, автоматика теплового режима);
собственные нужды (АВР, отопление, подогрев, вентиляция и т. п.).
Устройства АВР должны выполнять следующие основные функции; приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах потребителя по любым причинам, кроме оперативных отключений; действовать однократно; иметь время действия, меньшее времени перерыва питания, которое допускается для потребителя; включать резервный источник питания только при наличии напряжения на его шинах и, как правило, после отключения выключателя рабочего источника: обеспечивать возможность взаим-
I
кого резервирования источников питания или оборудования; одновременно включать один высоковольтный выключатель.
Устройства АВР трансформаторов (табл. 21.1 и рис. 21.1) выполняют на базе релейио-контактной аппаратуры. Действие устройств АВР тесно связано с работой защит и цепей управления трансформаторов.
Устройства автоматического включения и отключения резер-в а АВОР на тяговых подстанциях постоян
ного тока рекомендуется применять в том случае, когда суточное количество переработанной энергии составляет от 60 до 150 тыс. кВт-ч. При переработке более
142
150 тыс. кВт-ч в сутки желательно работать с параллельно включенными выпрямительными агрегатами, а менее 60 тыс. кВт-ч— применять поочередное включение агрегатов без АВОР.
Устройства АВОР применяют для приведения в соответствие числа включенных выпрямительных агрегатов (мощности подстанции) и нагрузки подстанции. При применении АВОР один из агрегатов (например, первый) является дежурным и постоянно включен. Второй же агрегат включается в том случае, если ток дежурного агрегата превысит определенное критическое значение. Отключение «лишнего» агрегата происходит, если ток на каждый агрегат станет меньше определенного критического значения. В устройстве АВОР реле перегрузки — индивидуальные для каждого агрегата, а реле минимальной нагрузки — общее. Его включают на сумму токов в цепях трансформаторов токов агрегатов. На
Рис. 21.1. Устройство АВР трансформаторов
Устройства АВР трансформаторов на тяговых подстанциях
Выключатели, на которые воздействует устройство АВР Тяговые подстанции Состояние схемы главных электрических соединений в нормальном режиме работы Причина отключения от шии работающего трансформатора * Действие устройства АВР при отключении работающего трансформатора
35 и 10 кВ понижающих Постоянного и переменно- Секционный выключатель Срабатывание любой защиты Подключение к шинам 35
трансформаторов го тока с питающим напряжением ПО или 220кВ 35 (10) кВ включен. К шинам 35 (10) кВ подключен один понижающий трансформатор (см. рис. 21.1, а) на стороне 35 или 10 кВ, кроме максимальной или 10 кВ второго понижающего трансформатора (см. рис. 21.1, б)
Те же и секционный 35 или 10 кВ Те же • То же Срабатывание максимальной защиты на стороне 35 или 10 кВ Отключение секционного выключателя 35 или 10 кВ и затем подключение к шинам 35 или 10 кВ второго понижающего трансформатора (см. рис. 21.1, в)
Секционные 35 или 10 ,кВ Постоянного и переменного тока с питающим напряжением 110 или 220 кВ Секционный выключатель 35 (10) кВ отключен. К шинам 35 (10) кВ подключены оба понижающих трансформатора (см. рис. 21.1, е) Срабатывание любой защиты на стороне 35 или 10 кВ, кроме максимальной (см. примечание 2) Включение секционного выключателя 35 или 10 кВ (см. рис. 21.1, д)
35 кВ районных трансфор- Переменного тока с пи- Секционный выключатель Срабатывание любой защиты Включение выключателя
маторов 35/10 кВ тающим напряжением НО или 220 кВ и постоянного тока с питающим напряжением 35 кВ 10 кВ включен. К шинам 10 кВ подключен один районный трансформатор на стороне 10 кВ, кроме максимальной 35 кВ второго районного трансформатора и затем подключение его к шинам, 10 кВ (см. примечание 3)
Те же и секционный 10 кВ. Те же 1 То же Срабатывание максимальной защиты на стороне 10 кВ Отключение секционного выключателя 10 кВ, затем включение выключателя 35 кВ второго районного трансформатора и подключение его к шинам 10 кВ (см. примечание 3)
Продолжение
-
Л. — • —— Выключатели, на которые воздействует устройство АВР Тяговые подстанции Состояние схемы главных электрических соединений в нормальном режиме работы • Причина отключения от шин работающего трансформатора Действие устройства АВР при отключении работающего трансформатора
Секционный 10 кВ районных трансформаторов 35/10 кВ Переменного тока с питающим напряжением 110 или 220 кВ и постоянного тока с питающим напряжением 35 кВ 4 Секционный выключатель 10 кВ отключен. К шинам 10 кВ подключены оба районных трансформатора Срабатывание любой на стороне 10 кВ, максимальной защиты кроме Включение секционного выключателя 10 кВ •
ТСН • Постоянного и переменного тока Питание собственных нужд подстанции осуществляется от одного ТСН Любая Подключение к шинам высшего и низшего напряжения второго ТСН (см. примечание 4)
6 или 10 кВ линии автоблокировки Те же Устройства автоблокировки питаются консольно от одной из тяговых подстанций Любая Питание линии автоблокировки. переводится на смежную тяговую подстанцию (см. примечание 5)
Примечания. 1. Устройства АВР блокируются при оперативном отключении выключателя (за исключением выключателей автоблокировки).
2. При срабатывании максимальной защиты АВР ие действует.
3. Выключатель 10 кВ автоматически^ подключается к шииаМ после включения выключателя 35 кВ.
4. Включение резервного ТСН производится при исчезновении напряжения на шинах низшего напряжения и при наличии напряжения на его первичной стороне.
5. При неуспешном АВР иа основной линий питание устройств автоблокировки переводится на резервную линию.
Таблица 21.2
1145
Устройства АПВ на тяговых подстанциях
Объект АПВ Тяговые подстанции Причина отключения выключателя Блокировка устройства АПВ
.Выключатель перемычки 110 или 220 кВ Транзитные, менного тока постоянного и пере- Короткое замыкание на ВЛ 110 или 220 кВ В случаях синхронного АПВ — при отсутствии напряжения в линии и« несннхронности встречных напряжений; несинхронного АПВ — при отсутствии встречного напряжения (см. примечания 1, 2, 3)
Выключатели вводов» ПО или 220 кВ; обходной выключатель 110 или 220 кВ Опорные, постоянного и ного тока перемен- Короткое замыкание на ВЛ ПО или 220 кВ То же и при срабатывании дифференциальной защиты шин (см. примечания 1, 2)
Секционный выключатель 110 или 220 кВ Опорные, постоянного и ного ,тока с одинарной шин переменен стемой Повреждение понижающих трансформаторов (см. примечание 4) в В случаях несннхронности встречных напряжений, отсутствия напряжения на секции шин, срабатывании дифференциальной защиты шин (см. примечания 1, 2)
Шиносоединительный выключатель 110 или 220 кВ Выключатели 35 и 10 кВ фидеров нетяговых потребителей, продольных ЛЭП 10 кВ и фидеров ДПР Опорные, постоянного и переменного тока с двойной системой шин 1 Постоянного и переменного тока Повреждение понижающих трансформаторов (см. примечание 5) Короткое замыкание на лннин илн перегрузка В случаях несннхронности встречных напряжений, отсутствия напряжения на системах шнн, срабатывания дифференциальной защиты шин; в последнем случае блокировка АПВ может быть исключена (см, примечания 1, 2) См. примечание 1
Продолжение
Объект АПВ Тяговые подстанции Причина отключения выключателя Блокировка устройства АПВ
Выключатели фидеров 27,5 кВ Переменного тока Короткое замыкание на контактной сети или перегрузка (см. примечание 6) При понижении напряжения на спинах 27,5 кВ (см. примечание 1)
Быстродействующие выключатели фидеров 3,3 кВ с ИКЗ То же без ИКЗ Постоянного тока Те же Перегрузка Короткое замыкание на контактной сети или перегрузка При отключении быстродействующего выключателя в случае к. з. (см. примечания 1, 6) См. примечания 1,6
Выключатели 6—10 кВ ВЛ автоблокировки Постоянного и переменного тока Короткое замыкание на ВЛ автоблокировки (см. примечание 7) • ч См. примечание 1
Примечания. 1. Устройство АПВ блокируется прн оперативном отключении выключателя и при срабатывании защиты от замыкания на землю.
2. Устройство АПВ блокируется при действии устройства резервирования отказа выключателей (УРОВ) н при выключении выключателя от защиты опробования шин.
3. Устройство АПВ блокируется кратковременно (до отключения отделителя) при работе защит понижающих трансформаторов.
4. Секционный выключатель автоматически включается в работу после отключения отделителя поврежденного трансформатора.
5. Шиносоединительный выключатель автоматически включается в работу после отключения выключателя поврежденного трансформатора.
6. В случае удачного АПВ на подстанции на участках переменного тока АПВ на посту секционирования осуществляется с помощью устройств телеблокировки, на участках пос-тоянного тока АПВ на посту происходит при появлении напряжения в контактной сети.
7. При неуспешном АПВ выключателя ВЛ автоблокировки осуществляется АВР ВЛ автоблокировки со смежной подстанции.
8. Все АПВ однократные, кроме АПВ быстродействующих выключателей 3,3 кВ, которыр выполнены двукратными.
Таблица 21.3
Технические данные релейно-контактиых устройств АПВ
Номинальное напряжение "ном- В Номинальный ток ^ном’ А Время срабатывания 'ср* с Время, спустя которое устройство готово к следующему действию, с
Тип устройства Кратность АПВ ПР« "ном прн и<иноы
РПВ-58 постоянного тока Однократное ПО и 220 0,25 0,5 1,0 2,5 0,5—9 15—20 До 120 при П=0,7Пном
РПВ-258 постоянного тока Двукратное ПО и 220 0,25 0,5 1,0 2,5 1—20 60—100 До 210 при П=0,8ДНОМ
РПВ-358 переменного тока Однократное ПО 0,25 0,5 1,0 2,5 0,5—9 15—20 ’ До 120 при (7 ^=0,7(7ном
п римечания.1. Ток /НоМ следует принимать меньше номинального тока втягивающей катушки контактора включения выключателя /нОМ В-При ^ном в в пределах 0,3—0,6 А; 0.6—1,2; 1.2—3 и выше 3 А значение /ном принимают соответственно 0,25; 0,5; 1 и 2,5.
2. Для устройства РПВ-358, включаемого через блок питания БПТ-100, указано среднее значение выпрямленного напряжения.
ряде тяговых подстанций установлены электронные устройства per у-лнрования мощно ст и АРМ, выполняющие те же функции, что и релейно-контактные устройства АВОР, а также обеспечивающие, кроме нормального, ускоренное включение агрегата и автоматическую смену дежурного агрегата, спустя определенное время работы. Токовые . уставки на включение практически близки к номинальному току преобразователя, а на отключение — к его половинному значению.
При выборе токовых и временных уставок регулирования руководствуются также допускаемыми нормами нагрузок на агрегат в зависимости от их длительности и тем, что число переключений на агрегат в сутки не должно превышать 4—6. Выдержки времени (до 10 мин на включение и до 3 мин на отключение) определяются также характером тяговой нагрузки.
Устройство АВР преобразовательных агрегатов может срабатывать также под действием тепловой защиты, контролирующей температуру корпусов вентилей, по которой определяют температуру их р-п переходов.
Устройства автоматического повторного включения АПВ (табл. 21.2) предназначены для быстрого восстановления напряжения путем, воздействия на отключившийся под действием зашиты выключатель. Устройства АПВ должны выполнять следующие основные функции: действовать при аварийном отключении выключателя на высоковольтных линиях; не приходить в действие при оперативных отключениях выключателя, а также при оперативном включении на к. з. с последующим отключением; исключать
возможность многократных включений выключателя на устойчивое к. з. при неисправностях самого устройства; допускать ускорение действия защиты; выполнять повторные включения с соответствующими выдержками времени.
АПВ линий электропередачи и фидеров нетяговых потребит е-л е й выполняют, как правило, однократными, так как при многократных АПВ второе и последующие включения выключателя часто оказываются неудачными. Однократные АПВ во многих случаях являются успешными из-за нестационарности большинства повреждений на высоковольтных линиях. Время срабатывания устройства АПВ принимают от 0,5 до 2 с.
АПВ линий электропередачи и фидеров нетяговых потребителей выполняют на релейно-контактных устройствах типа Р'ПВ (табл. 21.3).
Устройства АПВ фидеров контактной сети переменного тока выполняют однократным, а постоянного тока — двукратным.
Оптимальным интервалом первого АПВ, определяемого работой выключателей и необходимостью отключения двигателей э.п.с. машинистом, можно считать 12 с, второе АПВ осуществляют через 6 с.
На фндерах 27,5 кВ до внедрения устройств типа РПВ и на фидерах 3,3 кВ до внедрения электронных устройств АПВ типа БФАМ-70 применяли устройства АПВ, в которых использовались шаговые искатели.
Электронные устройства АПВ используют совместно с испытателями коротких замыканий ИКЗ, которые блокируют АПВ в случае отключения выключателя при к. з. и
147
запрещают оперативное включение выключателя на к. з. ИКЗ контролирует также состояние контактной сети по ее остаточному сопротивлению ROCt. На тяговых подстанциях постоянного тока ИКЗ применяют
также совместно ’ с устройствами типа РПВ.
Технические данные электронных устройств фидерной автоматики БФАМ-70 и БФАК-78 следующие:
Тип устройства БФАМ-70 БФАК-78
Количество фидеров контактной сети, обслу- 6 • 2
живаемых одним шкафом или блоком
Время АПВ, с: первого до 12 .до 12
второго до 5 до 6
Roar, Ом, при котором происходит: запрет АПВ, не более 50 10
разрешение АПВ, не менее 100 13
Максимальная потребляемая мощность, В-А: 55
электронной аппаратурой 90
ИКЗ 50 x6=300 250 x2=500
Размеры, мм: 520 x 250 x325
шкафа или блока 970 x550 x340
устройства ИКЗ 270 x380 x386 270 x380 x 386
Масса, кг: шкафа или блока 85 25
устройства ИКЗ 18 18
Примечание. Переменное напряжение 220 В подается на блок питания и на ИКЗ от стабилизатора напряжения
Ь
Устройства автоматической частотной разгрузки АЧР применяются .при аварийном снижении частоты. Места установки устройств АЧР и частотного АПВ (ЧАПВ), уставки этих устройств, а также отключаемые (включаемые) выключатели определяет энергосистема. При работе устройств АЧР ие должны отключаться фидеры автоблокировки и ТСН подстанций.
Устройства автоматического регулирования напряжения АРН предназначены для поддержания напряжения на шииах тяговых подстанпий в заданных пределах. А.РН на тяговых подстанциях переменного и постоянного тока осуществляют изменением коэффициентов трансформации понижающих трансформаторов. Для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) используют переключающие устройства РНТ-13 и др.,
с помощью которых изменяют число витков первичных обмоток трансформаторов. Команда иа переключение под нагрузкой выводов понижающих трансформаторов подается на .переключающие устройства от аппаратуры регулирования (табл. 21.4). Существенный недостаток механических .переключающих устройств — ограничение числа переключений выводов трансформатора, что снижает эффективность применения РПН.
Трансформаторные агрегаты и преобра-’ зователи, позволяющие осуществлять бесконтактное регулирование, при котором напряжение можно менять практически'любое число раз в сутки, позволяют резко повысить эффективность АРН на тяговых подстанциях.
В трансформаторных агрегатах с плавным бесконтактным автоматическим регулированием наприжения под нагрузкой регу-
Та блица 21.4
Технические данные аппаратуры автоматического регулирования напряжения
Тип аппаратуры Переключающее устройство Тяговые подстанции Место установки Блокировка аппаратуры регулирования
переключающего устройства датчиков напряжения
БАУ РПН; АРТ-1Н РНТ-13 или РС-3-400 Постоянного и переменного тока ч Первичная сторона понижающих трансформаторов Сторона 10 или 27,5 кВ понижающих трансформаторов По минимальному напряжению, при максимальных токах
АРНП; АРН РНТ-13 Постоянного тока То же Шины 3,3 кВ См. примечание 2
Примечания. 1. Рекомендуется выбирать уставки в выдержки времени иа условия 15—20 Переключений в сутки.
2. В устройстве АРНП 'предусмотрена также блокировка при максимальных напряжениях и недопустимых напряжениях иа шинах СН.
1148
лированне выпрямленного напряжения производится подмагничиванием дросселей насыщения (управляемых реакторов), включаемых в ответвления сетевой обмоткн преобразовательного трансформатора. Выпрямленное напряжение регулируется автоматически в пределах 3250—3750 В прн номинальном токе преобразователя. Трансформаторы могут работать без управляемого реактора прн наличии регулировочной обмотки.
В преобразовательных агрегатах с бесконтактным автоматическим регулированием наприжения регулирование может осуществляться путем изменения либо дополнительной э.д.с., создаваемой управляемым преобразователем (в Преобразовательных агрегатах ПЭВР-1), либо среднего значения выпрямленного напряжения при изменении угла открытия тиристоров, включенных в первичные обмотки вольтодобавочного трансформатора (в преобразовательных агрегатах с магинтотиристорным регулятором^.
Устройство телеавтоматического регулирования напряжения в контактной сети (УТРНК), внедряемое на ряде дорог, предусматривает более эффективное использование средств регулирования напряжения на тяговых подстанциях. Оно обеспечивает автоматическое поддержание оптимального
напряжения на токоприемниках э.н.с. в режимах тяги и рекуперативного торможения.
Регулирование напряжения производится по знаку величины Д17рег={/ф—V3. В случае положительного значения Д77Рег подается команда на соответствующее снижение напряжения на шинах смежных подстанций, при выполнении которой Дф становится равным U3. В случае отрицательного значения Д1/рег подается команда на соответствующее повышение напряжения.
В серединах межподстанционных зон и на тяговых подстанциях устанавливают датчики напряжения, измеряющие напряжение в диапазоне от 2000 до 4000 В с точностью ±0,5%. Датчики подключают к аппаратуре телеизмерения (ТИ) системы телемеханики «Лиена» или к специальным шкафам ТИ-КП системы ЭСТ-62, обеспечивая получение на диспетчерском пункте (ДП) информации о значениях напряжения в серединах межподстанционных зон и на шинах тяговых подстанций.
Информация о величинах напряжения в серединах межподстанционных зон поступает в блок регулирования УТРНК, в котором определяется значение Д[7рег, и далее то напряжение (стабилизированная характеристика регулируемого агрегата подстанции), которое должно быть установлено на шинах тяговых подстанций, чтобы напряжение в
Технические данные промежуточных реле
Таблица 21.
Тип Род тока Поминаль-ное напряжение ^ном. В Номинальный ток '“Г У словие четкого срабатывания • Условие надежного удержания Время срабатывания, с, не более Обмотки
рабочие Удерживающие
РП-23 Постоянный ПО; 220 . Пр>0,7ПНОм 0,06 Н. О.
РП-25 РП-232 11еременнын Постоянный 127; 220 110; 220 1; 2; Др>0,85Дном iр—Iном, 0,06 0,06 Н. т. О. О. н. О.
РП-233 » ПО; 220 4; 8 1; 2; 17у=0 U,717 ном? /р=0 0,7 с д.о. н. О. т. О
РП-253 » ПО; 220 4 1; 2; /у-0 t7p^>0,7f7HOM? Ц>=0 I У>0,8/ном, 0,04 без Д. О. 0,5 с д.о. н. О. 3 т. О.
РП-254 » НО 4; 8 1; 2; /у=0 1 р>0,71 ном? Др=0 {7 y^0,65t7HoM, 0,05 без д. о. 0,05 т. о. н. О.
РП-255 > НО; 220 4; 8 1; 2; 1/у=о f7p>0»7[7HOM, /р=0 /у>0,8/ном, 1,1 н. О. 3 т. О.
РП-256 РПУ-0 Переменный Постоянный 127; 220 12; 24; 48; 4; 8 /у=0 t/р 0,7£7НОМ Др=0 0,03 н. о.
РПУ-0 Перемен- ПО 12; 24; (0,05) 0,03 н. О.
ный 36; ПО; 220 (0,05)
Примечания. 1. Реле выпускают также и на другие напряжения.
2. 1/р, l/у. /р и Iv — напряжения и токи а рабочих и удерживающих обмотках; н. о.; т. о.;д. о. — обмотки соответственно напряжения, токовые и демпферные.
3. Для реле РП-254 указано время возврата; для реле РПУ-0 время возврата указано в скобках.
149
середине межподстанционной зоны стало равным U3.
Всего для выпрямительного режима в УТРНК предусмотрены характеристики: 3400 В (1-я характеристика); 3500 (2-я), 3600 (3-я), 3700 (4-я) и 3800 В (5-я характеристика), а для инверторного режима — 3600 В (1-я), 3500 (2-я), 3400 (3-я), 3300 (4-я) и 3200 В (5-я характеристика).
Информация о значениях напряжения на шинах тяговых подстанций используется для воздействия на аппаратуру УТРНК в крайних режимах (наибольших и наименьших допустимых напряжениях), когда работа УТРНК по алгоритму запрещается.
Сигналы от блока регулирования УТРНК поступают в аппаратуру телемеханики на ДП, где формируются команды, посылаемые на тяговые подстанции. В случае крайних режимов подается команда на повышение или понижение стабилизированной характеристики на одну ступень регулирования. Регулирование ведется до тех пор, пока напряжение в серединах межподстанциоиных зон не станет равным (73.
§ 21.2. Элементы устройств автоматики и телемеханики
В качестве основных элементов устройств автоматики и телемеханики используются электромеханические реле, шаговые искатели и электронные приборы.
Реле. Промежуточные реле об-щего назначения (табл. 21.5), применяемые для построения схем автоматики, включают в цепи оперативного тока тяговых подстанций и постов секционирования (ПО и 220 В постоянного или выпрямленного тока, 220 В переменного тока).
Реле РП-23, РП-25, РП 256 и РПУ-0 — реле напряжения. Реле РП-232 и РП 254 ис-
Т а бл и ца 21.6
Технические давные кодовых реле
Тип Время, мс Мощность, потребляемая катушкой, Вт, наибольшая
срабатывания отпускания
КДР1 25—140 13—16 3,5
КДР 1-м 30—180 80—120 4,0
КДР2 15— 75 80—110 3,5
КДР5-М 120—150 150—550 4,0
КДР6-М 1 100—300 290—950 4,0
Примечания. 1. Кодовые реле рассчитаны на номинальное напряжение 6; 12; 24; 48; ПО и 220 В постоянного тока.
2. Кодовые реле имеют большое многообразие типов по контактным системам, включающим различные сочетания элементарных контактных групп.
3. Мощность контактов на размыкание прн напряжении 220 В: в цепях постоянного тока — 30 Вт активной нагрузки и 20 Вт индуктивной нагрузки; в цепях переменного тока — 80 В-A активной и индуктивной нагрузки с cos <р=0,5. При работе контактов на замыкание нх мощность может быть увеличена в 2--3 раза по сравнению с указанной в таблице.
Значения максимальных мощное! и, разрываемых реле, даны при работе их До 1 млн, включений.
пользуют в тех случаях, когда требуется срабатывание реле под действием тока с удержанием от напряжения, а реле РП-233, РП-253 и РП-255, когда требуется срабатывание реле под действием напряжения с удержанием от тока.
Кодовые реле постоянного тока КДР (табл. 21.6) широко применяют в устройствах автоматики и защиты, а также используют в качестве исполнительных реле телемеханики.
Реле с магнитоуправляем ы-м и контактами — герконами (табл. 21.7) в последние годы находят широкое применение в устройствах автоматики, телемеханики и защиты в качестве выходных элементов электронной аппаратуры.
Полупроводниковые приборы. Полупроводниковые диоды широко при-
Таблица 21.7
Технические данные магнитоуправляемых контактов (герконов)
Параметры КЭМ-1 КЭМ-2 КЭМ-6
Магнитодвижущая сила срабатывания, А, герконов типов: -
А 50—70 23—35 35—50
Б 71—90 35—64 45—60
В То же отпускания (минимальное значение), А, герконов типов: 91—110
А 25 - 12 15
Б 30 15 20
В 30 —- —
Коэффипиент возврата 0,9 0,9 0,9
Время срабатывания, мс 3 1,5 2
То же отпускания, мс 0,8 0,5 0,5
Частота коммутации, Гп Коммутируемые: 100 100 50
мощность, Вт 15 7,5 6
ток, А 0,5 0,25 0,1
напряжение, В Количество срабатываний в режимах (постоянный ток): 220/127 30/— 125/90
30 В; 0,5 А 107 —- —_
30 В; 0,25 А 5-Ю7 103 —
30 В; 0,1 А — 107 —.
60 В; 0,2 А 5.10" — 5-10"
Габариты по стеклу, мм 5,4X50 3x20 4X36
Примечания. 1. В таблице указаны максимальные значения параметров, кроме магнитодвижущей силы отпускания, для которой приведены мини*» мальные значения.
2. При коммутации цепей с большими индуктивностями необходимо применять цепи искрогашення.
3. Все герконы имеют одну контактную группу, работающую на замыкание.
4. В числителе приведено постоянное напряжение, в знаменателе — переменное.
150
меняют в качестве элементов логических и матричных схем, схем выпрямления, в функциональных и логических модулях ДТЛ-62, «Сейма» и др. В табл. 21.8 и 21.9 приведены следующие характеристики диодов: Ifav nizxfld) — наибольшее допустимое среднее значение прямого тока (здесь 'и ниже в скобках старое обозначение параметра); If та» (1а) — наибольший допустимый постоянный прямой ток; Дета»; U китах (Добр)—наибольшее допустимое постоянное или импульсное (индекс /И) напряжение; (/овр) и UF (AUnp)—значения постоянных обратного тока н прямого падения напряжения, которые должны иметь диоды, устанавливаемые в модулях ДТЛ-62
Таблица 21.8
Технические данные кремниевых и германиевых диодов (до 500 мА)
Тип CQ „ * X g та с 6 С£ гэ ^Л/Vmax //’шах, мЛ, не более 1 р мкА, при В, не более Up , В, при I р =10 мА, не более
ДТЛ-62 «5 <и я о « ДТЛ-62 «Сейма»
Д226Б Д226В Д226Г 400 300 200 300 (1) 1 0,7 0,8
Д226Д Д223 100 50 50 1 0,8
Д106 50 30 1 — 1
Д220 50 50 1 0,7 0,8 0,8
Д310 20 500 12 0,6 0,3 0,35
КД105Б КД Ю5В 400 600 300 300 —
КДЮ5Г МД217 800 800 300 100 — — —- —-
Примечания. 1 Диоды Д226Б—Д226Д, устанавливаемые в силовых цепях, могут иметь до 10 мкА,
2. Для диодов Д220 и Д310 приведено значение ^Дтах.
3. Для "диодов Д220 и Д310 приведено значение Ip max.
4. В скобках указаны значения I р при U р — 20 В.
Технические данные кремниевых и германиевых диодов (до 10 А)
Тип ^/?тах, В Vmax, А, ие более UFAV’ в-не более
КД203А 600
КД203Б 700
КД203 В 850 10 1
КД203Г 900
КД203Д 1000
Примечание. Upду — среднее значение прямого падения напряжения при токе 1рду max.
и «Сейма» или в аппаратуре, построенной иа этих модулях (измеряют при постоянном обратном напряжении Ug и постоянном прямом токе If, указанных в таблицах).
Для увеличения надежности рекомендуется применять диоды при Ug и If меньших, чем приведенные в таблицах предельно допустимые значения. Так, в модулях ДТЛ-62 и «Сейма» приложенное к диодам в обратном направлении напряжение, как правило, во много раз меньше /Уятах, а прямой ток значительно меньше /стах.
Стабилитроны применяют в качестве стабилизаторов напряжения. В табл. 21.10 приведены следующие данные стабилитронов: 1/гт — напряжение стабилизации; /гшах — наибольший ток стабили-зацнн при длительной работе; Дппп — наименьший ток при работе в режиме стаби-лизапин; ТКН — температурный коэффициент напряжения стабилизации; ДДПр — прямое падение напряжения на стабилитроне.
Транзисторы применяют в качестве основных элементов триггеров, усилителей, инверторов и т. п. В электронной аппаратуре телемеханики н автоматики используют транзисторы низкой частоты, как правило, со структурой р-п-р, работающие главным образом в ключевом режиме и включенные преимущественно по схеме с общим эмиттером.
В табл. 21.11 и 21.12 приведены следующие данные транзисторов; исеп1ЛТ (UK„) — наибольшее допустимое напряжение коллектор-эмиттер транзистора; /стах; /ситах (/к) — наибольший допустимый длительный или импульсный (индекс Л4) ток коллектора в режиме переключения; Л2]в (Вст)—статический коэффициент передачи
Таблица 21.10
Технические данные кремниевых стабилитронов
Таблица 21.9
Тип Uct, В ^Zmax> мА Azmm » мА ТКН, % на 1°С
Д815И 4.7 1400 0,056
Д815А 5,6 1400 50 0,056
Д815Б 6,8 1150 0,062
Д815В 8,2 950 0,088
Д815Г 10,0 800 0,100
Д815Д 12,0 650 25 0,110
Д815Е 15,0 550 0,130
Д815Ж 18,0 450 0,140
Д814А 7—8,5 40 0,070
Д814Б 8—9,5 36 0,080
Д814В 9— 10,5 32 3 0,090
Д814Г 10—12 29 0,095
Д814Д 11,5— 14 24 0,095
Примечания. 1. У стабилитронов Д815 разброс напряжения стабилизации U равен ± 15%.
2. У стабилитронов Д815 АС/ < 1,5 В притоке 0,5 А, у стабилитронов Д814 ЛТ' . < 1 В при токе 50 мА. V
151
Таблица 21.11
Технические данные германиевых и кремниевых транзисторов малой мощности
Тип UCE max <в. не более 'CM max. мА, не более । • ft21 Е’ ие менее при U СЕ sai В 'СВО и 1ЕВ0,мкА’ не более
ДТЛ-62 «Сейма» ДТЛ-62 «Сейма» (при ^С=. =юВ)
МП20А 20 300 25 при /с =150 мА — 50 при Uc = 30 В —
МП25Б 40 400" — 13 при /с =100 мА — 25
ПМ40 15 150 — 17 прн /с' =40 мА — 20
МП41А 15 150 50 прн 1с =20 мА — 15 при Uc = 5 В —
МП42; 15 150 15 при 1с = 40 мА 17 прн /с = 40 мА 25 при Uc =15 В 20
МП42А
МП42Б 15 150 50 при 1с = 20 мА — 25 прн (/(V =15 В —
МП116 15 50 — 13 прн 1с = 20 мА — 10
КТ201А 20 100 — 10 при1/с = 20 мА 1 прн Uc =10 В 1
КТ203В 15 50 — 12 при 1с = 20 мА — 1
КТ345А 20 200 — — — —
КТ345Б 20 200 — — — —
Примечания. 1. У транзисторов МП25Б и МП116 £ измеряют прн <^CEsa| <0.3 В, а у транзисторов
КТ201А и КТ203В— при <^C£sat <°-4 в-
2. Для транзисторов МП25Б при рассеиваемой мощности 100 мВт Uc£sai — в-
Таблица 21.12
Технические данные германиевых и кремниевых транзисторов большой мощности
Тип &СЕ max» В max* А ft21 Еп₽и иСЕ&а{ °-2 в и Iq = 100 мА, не более 'СВО и 1 ЕВО мкА, не более
ДТЛ-62 «Сейма» ДТЛ-62 при и С = 30 в «Сейма» при и с = 1° в
П213А 30 5 25 , 400
П214 55 5 25 25 400 150
П217Г 60 7,5 25 — 400 —
КТ801А 80 2 — 15 — 5000
КТ803А 60 10 — — -— —
КТ807А 100 0,5 — — — —
КТ816А 30 5 4— — — —
Примечани е. У кремнием )ых транзисторов КТ801 ^1 Е измеряют при Iq = 0,5 А и 0 СЕ 1.5 В. cz::sat
тока (коэффициент усиления) в режиме большого сигнала, определяемый в режиме насыщения при заданных токе коллектора 1с (/к) и напряжении между коллектором И эмиттером UСЕ Bat ПО формуле hiiE = Ic/Ib, где /е (/в)— ток базы; Ucebu (ЫУж)— напряжение между коллектором и эмиттером в режиме насыщения; /сво (/ко) и /ево (Ло) — обратные токи соответственно коллектора и эмиттера транзистора при за
152
данном обратном напряжении коллектор т-база (/сво) или эмиттер — база (/вво) н разомкнутом выводе эмиттера нлн коллектора.
В модулях серий ДТЛ-62 и «Сейма» коллекторные токи прн насыщении транзистора, как правило, значительно меньше значений, приведенных в табл. 21.11 и 21.12 (от 0,15 до 0,3 /стат для МП40 и ему подобных), а коллекторное напряжение Uc— =8 В, что составляет (0,2=0,4) t/crmax.
В аппаратуре автоматики и телемехани-u применяют также тиристоры, динисто-». светодиоды, фоторезисторы и другие мупроводииковые приборы.
।
§ 21.3. Универсальные диодно-транзисторные логические
I функциональные модули серий ДТЛ-62 и «Сейма»
Модули серии ДТЛ-62 применяются в ««паратуре телеуправления ЭСТ-62, а так-Же в ряде устройств автоматики. Напряже-• питания цепи коллектора основных элементов Uc=—8 В, напряжение смещения 1„ = 6В.
Основные характеристики наиболее ши-г -е распространенных типов модулей приведены в табл. 21.13—21.16, а их схемы — si рис. 21,2—21.9. • »
Рис. 21.2. Принципиальная схема модуля БТ1 (БТ2) (триггер)
Рис. 21.3. Принципиальная схема модуля Инв. А (инверторы)
Рис. 21.4. Принципиальные схемы модулей: а — Д1 (элемент И); б — Д (элемент И); в — Д2 (элемент ИЛИ)
Рис. 21.5. Принципиальная схема модуля УС1А (усилитель)
153
Таблица 21.13
Типовые модули серии ДТЛ-62
Название Состав и назначение Число входов на каждую схему Рисунки Параметры элементов
Инв. А 4 инвертора Возможные операции НЕ, П-НЕ, ИЛИ-HE, И-ИЛИ-НЕ 2 диодных 1 непосредственный Рис. 21.3 1^=750 Ом, 1?2=1,2кОм, /?3=1,8 кОм; транзистор Т1 типа МП42А, диоды Д1, Д2 типа Д310, ДЗ, Д4 — типа Д226Г; ток управления 7у=11 мА
Д1 Д . 5 схем И с резистором 5 схем И 3 4 Рис. 21.4, а Рис. 21.4,6 /?j=750 Ом, диоды Д310 Диоды Д310
Д2 5 схем ИЛИ 4 * Рис. 21.4, в Диоды Д226Г
БТ1 2 триггера 2 непосредственных 2 емкостных Рис. 21.2 Ток нагрузки открытого транзистора /НО=25 мА; /?1=/\’4=2,4 кОм; /?2 = =/?3=Д5=Дв=ЗОО Ом; R7—Rs—1 кОм; С1=С2= =0,5 мкФ; диоды Д1 и Д2 типа Д7Б, транзисторы Т1 и Т2 типа МП40
БТ2 2 триггера 2 непосредственных 2 емкостных Рис. 21.2 /но=60 мА; транзисторы 71 и Т2 типа МП20А; остальные параметры те же, что у БТ1
УС1А 4 усилителя для управления логическими схемами, сигнальными лампами и реле 1 непосредственный 1 диодный Рис. 21.5 /но=100 мА; диоды Д1 типа Д310, Д2, ДЗ— Д226Г; 7?! =360 Ом, /?2=5100 0м, /?з=1,ЗкОм
УС1В Аналог УС1А, но с раздельным питанием цепей коллектора и базы. Цепь коллектора можно питать от —24 В То же Рис. 21.5 То же
ФК1 2 усилителя — фор -Мирователя для запуска триггеров от последовательных схем совпадения 1 трансформаторный Рис. 21.6 /но=50 мА; транзистор Т1 типа МП42Б, диоды Д1, Д2 типа Д226Г; Ci= =С2^1 мкФ; 7?j=/?s=/?4= =750 Ом, /?2=Д5=/?7= = 1,6 кОм, А1в=16 кОм
УС2 2 усилителя — формирователя для считывания информации и гашения сигнальных тиратро- 1 ДИОДНЫЙ Рис. 21.7 /н0=5 А длительностью 1 мс, транзистор Т1 типа П213А, Т2— П213Г; 7?1=/?5=1,6 кОм; Д2= = 16 кОм, /?3=750 Ом, О IOO Г>м fl -ЧК R
нов
ГИ 4 транзисторных каскада задержки 3 емкостных Рис. 21.8 /но——5 мА, транзистор Т1 типа МП42Б; Сг = =0,25мкФ, С2=0,5мкФ, С3=1 мкФ; /?j = 10 кОм, /?2=1,2 кОМ •
ФС 4 диодных формирующих схемы для запуска тр и^геров, выполнения операций И и «ЗАПРЕТ» 1 непосредственный 1 резисторный Рис. 21.9 • Д1=2,4 кОм, R2 = = 1,6 кОм, /?3=ЗЗкОм, Сг = 0,5 мкФ, С2 = =0,05 мкФ, диоды Д1 и Д2 типа Д226Г
(154
Рис. 21.6. Принципиальная схема модуля ФК1
Рис. 21.7. Принципиальная схема модуля УС2
Логические элементы И-НЕ, И («Сейма») Таблица 21.14
Название элемента 1 Состав Входной ток ГВХ-мА Ток нагрузки /н. мА Число входов ИЛИ Коэффициент разветвления по выходу Тип транзистора
|И-НЕ-1 4 И-НЕ, одна схема И и ДИОД 7 28 3 4 П39— П42
И-НЕ-2 4 И-НЕ, одна схема И, 13,5 ПО 3 8 —
2 резистора для повышения •
И-НЕ-1 к нагрузочной способности
4 И-НЕ, И и диод (повышенная помехоустойчи- 3 12 5 4 КТ203В
вость) КТ203В,
J4-HE-2K 4 И-НЕ, И 3 120 10 40 МП25Б
4-НЕ-З 4 И-НЕ 4,5 1000 5 230 , МП42, МП20
[Тримечания. 1. Наибольшая рабочая частота f == 5-МО Гц.
L Число входов И для всех элементов равно 15.
। Совместно с элементами И-НЕ-1 и И-НЕ-2 применяется элемент И, а с элементами И-НЕ-1К Н J-HE-2K — элементы И2 и ИЗ. Элементы И, И2 и ИЗ представляют собой набор диодных схем И и доба-рчных резисторов к ним. Ток нагрузки элементов И2 и ИЗ равен 3 мА, а для элемента И составляет /19,5 мА.
155
Таблица 21.15
Функциональные элементы системы «Сейма»
Название Состав / Характеристики
мкз 2 мультивибратора Роера 2 элемента И-НЕ-1 /вх1= 34-20 мА, f = 134-60 Гц, 1я = = 28 мА вхз = 104-70 мА, f = 10004-6000 Гц
ДТ-Зк Трехфазное максимальное реле, реле времени РВК, И-НЕ-1к Ток срабатывания—3 мА, потребляемая мощность 5 мВт. Напряжение срабатывания 1,5±0,15 В (50 Гц), 104-30 мс соответственно при (24-1,2) 1, где / —ток уставки
ДС-Зк Реле сопротивления с круговой характеристикой, симметричной относительно нуля, РВК, И-HE-Ik /вх = 0,1 А (длительно); /вх = = 1А (1 с); напряжение точной работы 23 В, ток точной работы 1,2 А
ФТНК Фазовый орган направления мощности с узконаправленной лучевой характеристикой /вх = 3 “А, /н = 12 мА/1,5 мА
РВК Реле времени, два элемента И-НЕ-1к, один И-НЕ-2к /вх = 4 мА, /н = 12мА/1,5 мА; выдержка времени 0,5—3 с, при подключении внешних конденсаторов — до 150 с
ТФ-2 Триггер фиксации, схема несоответствия, устройство контроля цепей, набор диодных схем /вх = 13; 18; 48мА, /н =80; 120 мА (в зависимости от параметров входных и выходных цепей)
ВУ 2 усилителя с диодными входами, диодно-резисторная схема Ток управления 1у = 3 мА, /н = = 134 мА
УСМ 4 потенциальных усилителя со схемами И на входе ♦ Модуль двойного габарита по ширине. /вх = 4,& мА, /н = 1 А. Допустимое число схем на входе: равно 15, ИЛИ — 5, коэффициент разветвления на выходе крвых = 230
ИУЛк 4 усилителя со схемами И на входе, схема И /вх = 3 мА, /н = 120 мА. Допустимое число схем на входе: И — 15, ИЛИ — 5, к =40
АПВ Схема однократного АПВ с запуском от устройства защиты Время выдержки устанавливается по требованию
НМ Однофазный орган направления мощности; 2 диодные схемы И /н = 28мА/2 мА. Входной ток цепи блокировки 12 мА
ФТН Однофазный орган направления мощности с узконаправленной лучевой характеристикой Зона срабатывания в пределах угла от — 50° до — 90° или от — 20 до — 90°. Уровень сигнала 1 на входе 1/вх1 = —44-8 В, уровень сигнала 0 1/вх0 =04 0,5 В; на выходе со- ответственно 1/ВЫх1 = — 4 В, 1/ВЫХ0 = = 0 4-—0,3 В
ДТ-2 2 однофазных реле тока (напряжения) Ток срабатывания 6 мА
яп 8 ячеек памяти Ток считывания 35 мА. Выходное напряжение 2 В (на И = 100 Ом)
ТР 8 импульсных трансформаторов (реализуется логическая операция ИЛИ) Сердечник из пермаллоя 50 НП
о 6 ограничителей сигнала сверху и /у = 3 мА, /нтах =400 мА, /н =
снизу (для дифференциальной за- = 3 мА, уровень ограничения 1/огр=
щиты) = 6 В ± 10%; UBX1 = — 3,2-=- —24 В; ^вхо = 0"=" В; £7ВЫХ1 = 24 В; ^выхо — 0 “г* — 0,25 В
156
Продолжение
Название Состав Характеристики
ЧИМ (время - импульсный преобразователь) 2 мультивибратора Роера, 2И-НЕ-1 < /вх — 54-35 мА, /н = 28 мА
ГС Генератор импульсов считывания и гашения Напряжение питания ПО В, напряжение запуска не менее 4 В, ток импульса до 10 А, длительность импульса 10—20 мс
ДР 8 дросселей Сопротивление обмотки 60 Ом
дс Ненаправленное реле сопротивления с круговой диаграммой направленности и 2 элемента НЕ Сопротивление точной работы 19 Ом, ток точней работы 1,2 мА
дтз Трехфазное реле тока (напряжения), реле времени, схема НЕ, Ток срабатывания 6 мА, мощность нагрузки 40 мВт
БП 6 магнито ди нисторных ячеек Ток записи 3 мА, ток считывания 3 А (длительность 5 мс), /н = = 180 мА, (7Н = 24 В
МА Дешифратор прямого двоичного трехразрядного кода •
МБ1 Дешифратор трехразрядного инверсг ного двоичного кода Ток управления 50 мА, /н = 10 мА
ДШ1 Преобразователь пятиразрядного двоичного кода в код Cg, 2 диодные схемы 8 выходов
ДШЗ Преобразователь пятиразрядного двоичного кода в код Cg, 4 диодные схемы То же
МЯ-1 Магнитные ячейки памяти ТС Ток записи 6 мА, ток сброса 100 мА,
Лб * ток считывания 24-3 А
Блок подключения приемно-передающей аппаратуры ТУ—ТС к линии связи , Входное сопротивление 630 Ом-=-4-4,3 кОм при сопротивлений нагрузки 240 Ом
дшз Преобразователь двоично-десятичного кода в десятичный 8 входов,- 10 выходов; /в = 20 мА, напряжение нагрузки UH = 24 В; /н = 7 мА, Uu = 8 В
ДШ4 Преобразователь пятиразрядного двоичного кода в код 'С^ 8 выходов; 1н — 20 мА, Uu = 24 В; /н = 7 мА, Uu = 8 В
Ш1 П12 Шифратор двоично-десятичного кода и набор диодных схем Шифратор двоичного кода Cg Напряжение на входе 44-24 В, ток на выходе 20 мА
Pl, Р2, РЗ Блок с реле на герконах КЭМ-2 Сопротивление обмотки 650 Ом, ток срабатывания 13 мА
МП-5 Блок гальванической развязки устройств ТС Ток записи 3,5 мА, ток считывания 12 мА, U„ = 1,5 В, /н = 7 мА
Защ. 2 2 схемы защиты от одновременного срабатывания двух или большего числа объектов в устройствах телемеханики Ток обмотки записи 154-30 мА, /н = 7 мА, Ua = 8 В
Примечание. В числителе дан ток нагрузки иа открытый транзистор, в знаменателе — на закрытый.
157
Таблица 21.16
Элементы серии «Сейма»
। Название элемента Состав /ВХ’ мА 'в-мА 1. Гц Транзисторы
1 Триггер ТГ-1М 2 триггера повышенной помехоустойчивости 13,5 68—100 500 П39-П42
Триггер ТГ-2 2 триггера, 2 диодных схемы, 4 резистора 9 28/2 10’
Триггер ТГ-3 4 триггера 17 56/3 1,5-103 МП25Б
Триггер ТГ-4 4 триггера 9 28/2 1,5-Юз МП42А
Триггер ТГ-4к 4 триггера 5 12/1,5 3,3-103 или 10* П116
Транзисторная задержка ТЗ 4 схемы 3 3 П39-П42
Транзисторная задержка ТЗк 4 схемы 3 3 — П116
Примечания. 1. В числителе дан ток нагрузки на открытый транзистор, в знаменателе — иа закрытый.
2. В состав элементов серии «Сейма» входят также формирующие схемы (ФС) типов Ф1—Ф4. Каждая из схем Ф1, Ф2, Ф4 состоит из четырех ФС и четырех схем И на два входа, а схема ФЗ— нз двенадцати ФС.
3. Формирующие схемы Ф1 применяют для управления триггерами ТГ-3, ТГ-4, схемы Ф2 — для управления триггерами ТГ1-М. ФЗ — триггерами ТГ-1М, ТГ-3» ТГ-4, схемы Ф4 — триггерами ТГ-4К и ТГ-2
§ 21.4. Системы телемеханики
Назначение. Телеуправление предназначено для оперативного контроля и управления системой электроснабжения, осуществляемого энергодиспетчером из диспетчерского пункта (ДП). В пределах отделения дороги (НОД) обычно создается два-три энергодиспетчерских круга. Все энергодиспетчеры помещаются в здании НОД, что обусловлено необходимостью оперативной связи с диспетчерами движения. Протяженность энергоднспетчерского круга обычно составляет 120—250 км. Общее число контролируемых пунктов (КП) — тяговых подстанций, постов секционирования, групп разъединителей контактной сети и линий продольного электроснабжения и т. п. — в пределах круга достигает 25—30. Количество управляемых объектов на каждом пункте колеблется от единиц до нескольких десятков. Количество объектов, состояние которых контролируется, значительно превышает число управляемых объектов. Все КП расположены, как правило, вдоль одной линии связи (цепочечное расположение) или вдоль линии связи с ответвлениями (древовидное расположение).
Для КП с большим объемом информации (тяговые подстанции, крупные станции, посты секционирования) применяют систему телеуправления с частотным разделением каналов связи, имеющую общин диспетчерский полукомплект телеуправления (ТУ), индивидуальные приемные полукомплекты ТУ на КП и индивидуальные приемные (на ДП) и передающие (на КП) полукомплекты телесигнализации (ТС). Для КП с малым объемом информации применяют систему ТУ с временным разделением каналов, имеющую на ДП общие полукомплекты (передающий ТУ и приемный ТС) для всех пунктов и общие полукомплекты ТУ—ТС на каждом пункте.
В комплект систем ТУ—ТС входят также аппаратура частотных каналов связи, 158
блоки питания и приборы, используемые для наладки и профилактического обслуживания.
Основной системой телеуправления в настоящее время является ЭСТ-62. Кроме того, на ряде участков эксплуатируются релейно-контактные системы, электронные системы БСТ-59 и БТР-60. Начато широкое внедрение системы «Лиена».
Технические характеристики. Общие данные электронных систем телеуправления приведены в табл. 21.17, а их технические характеристики — в табл. 21.18.
Принцип действия. Все системы телеуправления г- непрерывного действия, выполнены по распределительному принципу с тактовой синхронизацией. Во всех устройствах ТУ и в устройствах ТС систем с частотным разделением используется временной импульсный признак. В устройствах ТС систем с временным разделением временной импульсный признак используется лишь для автоматического выбора КП. В устройствах телеуправления применено четырехступенчатое избирание (выбор КП, группы, операции и объекта). •
В каждой ступени используется код на одно сочетание (табл. 21.19). Избирающие импульсы — удлиненные. Так, комбинация С26 содержит два длинных импульса из шести.
Серия кода систем с частотным разделением каналов содержит 31 импульс. Первый импульс обозначает начало передачи команды, далее в системе ЭСТ (Ч) идут комбинации выбора КП, объекта, группы и операции. В системе «Лисна-Ч» тот же порядок следования комбинации, в системе БСТ-59 сначала осуществляется выбор КП, затем группы, операции и объекта. Заканчивается кодовая серия сверхдлинным фазирующим импульсом.
В системах ЭСТ(В) и «Лисна-В» порядок следования ступеней избирания в кодовой серии тот же, что и в системах ЭСТ(Ч) и «Лисна-Ч». В системе БТР-60 последова-
Таблица 21.17
Общие данные ио системам телеуправления
Тип Назначение Годы выпуска Основные элементы
Логика Выходные цепи
Системы с частотным разделением каналов связи
ЕСТ-59 Телеуправление 1959—1964 Функциональные Реле КДР или
ЭСТ (Ч)-62 тяговыми подстанциями и постами секционирования блоки на германиевых транзисторах и диодах МКУ-48
То же 1962 Модули ДТЛ-62 на германиевых транзисторах и германиевых диодах Реле РКН
<Лисна-Ч» » 1972 Модули «Сейма»' на кремниевых транзисторах и диодах, германиевые транзисторы П25Б То же
Системы с временным разделением каналов
БТР-60 Телеуправление 1960—1964 Типовые модули на объектами тяго- германиевых тран- вой сети и про- зисторах и диодах дольных ВЛ ЭСТ (В)-62 То же 1962 Модули ДТЛ-62 «Лисна-В» » 1972 Модули «Сейма» Технические данные систем ТУ—ТС Реле КДР или МКУ-48 Реле РКН То же Таблица 21.18
Характеристика БСТ-59 БТР-60 ЭСТ (Ч) ЭСТ (В) «Лиспа-Ч» 5«Лисиа-В>
Дальность действия при симплексной связи, км: по стальным воздушным линиям связи по кабелю пупинизированному » » непупинизированному Число двухпозиционных объектов на 1 КП: ТУ ТС ТИ Скорость передачи, -с: ТУ (при двукратном повто- рении) ТС Наработка на отказ (для устройства КП), ч Число КП в комплекте • В знаменателе — данные для второй В знаменателе — число объектов Т • * Число КП может быть увеличено комплекта, рассчитанного на 10 КП. 160 180 68/32* 120/62 2 3—8 1500 15 модификац С при устан W 20. если 160 180 10 10—13 1 8—12 3500 10 < аи. овке второг общая сум» 160 180 50 68 121 2 3—8 2300 15 передатчш да объектов 160 180 50 10 11 — 13 1 8—12 4200 Ю*з са на КП. н^е превос? 160 180 50 80/32* 120/62 2/1 2 2—5 4000 15 содит волн 160 180 50 16 12/24*2 1 2 2 6000 15*з * ой емкости
159
Таблица 21.19
Кодовые комбинации ступеней избирания в серии ТУ
Система Выбор
КП группы операции объекта
БСТ-59 С6 <ч с' <47
ЭСТ(Ч)-62 С2 с6 С4 с‘ <46
«Лисна-Ч» с* ь6 % <4 с!б
БТР-60 г2 С5 <4 с* <4
ЭСТ-В С2 С5 с12 <4 <4
«Лисна-В» С3 с5 <4 <4
тельность элементов кодовой серии аналогична БСТ-59. Во всех кодовых сериях временных систем отсутствует импульс начала передачи (НП).
Соответствующие системы с частотным и временным разделением каналов применяются в комплексе БСТ и БТР, ЭСТ(Ч) и ЭСТ (В) и имеют общий диспетчерский щит. В системах ЭСТ и «Лиспа» большая часть аппаратуры ДП размещается непосредственно в щите. В системах БСТ и БТР управление осуществляется непосредственно со щита и перед операцией управления необходимо квитировать все сигнальные элементы данного КП, положение которых на мнемосхеме не соответствует реальному.
В системах ЭСТ и «Лисиа» управление осуществляется с настольного пульта; квитировать сигналы не требуется. На участках, оборудованных системой телеуправления БСТ-59, возможна установка на КП стоек систем ЭСТ(Ч)-62 н «Лисна-Ч» при соответствующих изменениях в выходных цепях дешифраторов. Аналогично на участках, оборудованных системой ЭСТ (Ч)-62, возможно применение на КП стоек системы «Лисна-Ч».
Аппаратура различных временных систем не взаимозаменяема.
Площадь, требуемая для размещения ДП, составляет от' 30 до 50 м2 (для всех электронных. систем.).
Состав аппаратуры системы ЭСТ-62. Аппаратура диспетчерского пункта комплектуется из стоек ДПМ1—ДПМУ1 (табл. 21.20). Стойки ДПМ II-IV и VI входят в состав щита. На лицевую сторону их нанесена мнемосхема энергодиспетчерского круга и схема сигнализации местонахождения поездов (управляемая устройствами диспетчерского контроля). Габариты стоек ДПМ 2000X1100 X 340 мм, масса 300 кг.
На контролируемых пунктах с большим объемом информации устанавливают стойки КПМ системы ЭСТ(Ч). Стойка КПМ содержит блоки телеуправления (ТУ КП), телесигнализации (ТС КП), блок реле, передатчик, приемник, блок питания и панель зажимов. Габариты стойки 1860х 550х
Х340 мм. На контролируемых пунктах с малым объемом информации устанавливают шкафы типа КПРМ системы ЭСТ (В). Шкаф содержит блок ТУ—ТС, частотные приемник и передатчик, блок выходных реле и блок питания. Габариты шкафа 980Х 550Х Х340 мм. При необходимости наружной установки устройств телеуправления на КП выпускается специальная модификация — шкаф КПРМН, рассчитанный на пять объектов ТУ и пять-шесть объектов ТС. Габариты шкафа 1600 X 950X 470 мм. В устройстве КПРМН имеются шкаф КПРМ, блок исполнительных реле, блок реле ТС, аппаратура телефонной связи, устройства автоматического охлаждения и подогрева. Питание осуществляется от сети переменного тока 220 В, потребляемая мощность не превышает 670 Вт. Два шкафа КПРМН, установленные на разных КП, могут работать как один КП, но с передачей ТС на разных частотах.
Питание аппаратуры. Вся аппаратура питается от сети 220 В реремеиного тока. Внутренние цепи питаются от встроенных блоков питания.
Технические характеристики блоков питания стоек ДПМ, КПМ, шкафов КПРМ (система ЭСТ-62) и стоек ДП и КП («Лиена») следующие: мощность 75 Вт; напряжение коллекторных цепей 8 В, ток этих цепей 2,25 А; напряжение цепей базы 8 В (ЭСТ-62) и 24 В («Лисиа»), ток базы ~2 А (ДПМ, КПМ, «Лисиа») и 1 А (КПРМ); напряжение смещения 6 В, ток смещения 0,5 А; напряжение в цепи выходных реле или считывания 24 В («Лиена» КПМ и КПРМ) и 36 В (ДПМ), ток в этих цепях 0,75 А.
Таблица 21. 2
Стойки ДП ЭСТ-62
Число блоков в стойках
Блоки ДПМ1 1 дпмп дпмш AIWLlir 1 ч 1 с ч
ТУ ЭСТ(Ч)
(ТУ ДП) ТУ ЭСТ(В) 1 — -— — —
(ТУ ДПР) ТС ЭСТ(Ч) 1 — — — 2
(ТС ДП) ТС ЭСТ(В) — 2 2 2 —~ 2
(ТС ДПР) 1 —. — -— 2 1 —
Частотные передатчики 2 1 1 1 — 1
Частотные приемники 1 — — — -—
Блок питания Блок гашения и считывания 1 1 1 1 1 1
(БГС) ЭСТ(Ч) — 1 1 1 — I
Блок БГС ЭСТ(В) — — 1 — —
Блок И (для четырех КП) — 1 1 1 — 1
Блок питания тиратронов — 1 — — — —•
Примечание. В стойках ДПМИ —ДПМ1У, ДПМУ1 может устанавливаться либо приемник, либо передатчик.
160
Общее потребление аппаратуры диспетчерского пункта при И=220 В около 1400 Вт.
Резервированное питание аппаратуры ДП может быть осуществлено либо от двух аккумуляторных батарей 10КН-100М (с отпайками на 24 В от 1-й банки, + ПСМ от 5-й банки, +UK от 12-й банки и +24 В — от 20-й банки), либо от резервного ввода переменного тока.
Телеизмерения. В системе телеуправления БСТ-59 первоначально предусматривалась возможность телеизмерений (ТИ) напряжения на шинах подстанции и суммарной нагрузки по вызову энергодиспетчера. Отмена вызова данного ТИ осуществлялась автоматически при вызове очередного ТИ. Для ТИ был выделен специальный, общий для всех подстанций частотный канал. Показания датчиков передавались на ДП с помощью частотно-импульсного устройства ТИ ЦИНИКА.
В дальнейшем телеизмерения по вызову были заменены передачей крайних значений измеряемых величин. Для этой цели применялось контактное устройство ТСКВ. Устройство содержало реле максимального и минимального напряжения и тока, а также реле времени и выпускалось в двух модификациях: для тяговых подстанций постоянного и переменного тока.
В устройстве ТСКВ для тяговых подстанций постоянного тока осуществляется измерение максимального и минимального напряжения на каждом агрегате со стороны переменного тока, а также максимальной и минимальной нагрузки агрегата (одно устройство содержит комплект реле на два агрегата). В устройстве ТСКВ тяговых подстанций переменного тока предусматривалось измерение максимального и минимального значения напряжения двух фаз, питающих фидеры контактной сети.
Релейно-контактные устройства ТСКВ применимы для всех систем телеуправления.
В системе ЭСТ-62 предусмотрена телесигнализация крайних значений измеряемых величин. Для этой цели используются главным образом электронные устройства ТСКВ, отличающиеся от релейно-контактных меньшими габаритами. Система ЭСТ-62 допускает возможность передачи на диспетчерский пункт результатов измерения расстояния до мест повреждения контактной сети переменного тока и высоковольтных линий автоблокировки. Измерения осуществляются методом cZ» с помощью аппаратуры ОМКЗ-71 в момент короткого замыкания. Результаты измерений в двоично-десятичном коде вводятся в устройство ТС н передаются на диспетчерский пункт. На ДП приемный полукомплект осуществляет дешифрирование кода и выдает результат измерения на цифровые лампы. Диспетчер, получив сигнал об отключении масляного выключателя, подключает- цифровые лампы с помощью переключателя к выходным цепям соответствующего дешифратора и получает результат в километрах.
В системе «Лнсна» наряду с телеизмерениями критических значений н рас-
стояния до мест короткого замыкания предусматриваются также непрерывные телеизмерения напряжения на фидерах контактной сети.
§ 21.5. Каналы связи
Для систем телемеханики на электрифицированных железных дорогах в пределах энергодиспетчерского круга используют физические каналы, образованные на проводных воздушных и кабельных линиях; в отдельных случаях применяют уплотнение продольных высоковольтных линий (ВЛ). Среди проводных линий наибольшее распространение получили воздушные стальные с диаметром проводов 5 мм, пупинизиро-ванный и непупинизированный кабель. Для управления диспетчерскими кругами; удаленными от ДП, используют обходные высокочастотные каналы или каналы радиорелейных линий с последующим выходом на физические цепи.
Аппаратура каналов связи в системе ЭСТ-62 работает в тональном и частично в надтональном спектре и позволяет образовать 19 каналов в проводной линии (табл. 21.21) н 12 каналов при уплотнении высокочастотных каналов и радиорелейных линий. Ширина полосы каждого канала 140 Гц.
Таблица 21.21
Средние частоты каналов связи
6 Зак. 1611
1 450
2 630
3 810
4 990
5 1170
6
7
8
9
10
1350
1530
1710
1890
2070
11
12
13
14
15
2250
2430
2610
2790
2970
Примечание. В системе «Лиена» первые 16 каналов.
16
17
18
19
3150
3330
3510
3690
испол ьзуют
Таблица 21.22
Допустимые уровни, дБ, на один передатчик
Примечание. В числителе — максимальное значение, в знаменателе — минимальное.
1161
Т а б л и ц а 21.23
-zoo-ieo-no-ao ~W 0 W BO HO 160Af,Fil
Рис. 21.10. Характеристики фильтров аппаратуры ЭСТ-62
Аппаратура каналов связи имеет следую-
щие параметры:
Уровень передатчика + 17,36 дБ
Выходное сопротивление 10 кОм
передатчика Чувствительность при- -32,98-5-
емника +34,72 дБ
Выходное сопротивление 200 Ом
фильтра приемника Расчетный уровень помех —47,74 дБ
Минимально допустимый —30,38 дБ
уровень сигнала на зажимах
В приемнике для подавления помех, создаваемых другими каналами и внешними источниками помех, применен фильтр, к которому предъявляются более высокие требования (кривая 2 и 3, рис. 21.10), чем к фильтру передатчика (кривая /), предназначенному для ограничения амплитуд гармоник, лежащих вне полосы канала.
Предусмотрена возможность образования как симплексной (все каналы в одной физической цепи работают в одном направлении), так и дуплексной (часть каналов работает в одном направлении, часть — в противоположном) связи (табл. 21.22). Применение дуплексной связи ограничивает дальность действия системы до 80—100 км. При
Километрическое затухание, 10-3 дБ/км, для + 20°С
Ns канала Пупинизи-ровэнный кабель1 Непупинизи-рованный кабель МКБАБ 14X4X1,24-+6X0,9 Стальная воздушная линия 0 5 мм
1 102,42 312,5 91,1
2 103,29 347,2 108,5
3 105,03 390,6 128,5
4 106,76 408,0 147,6
5 108,5 434,0 160,6
6 109,8 460,0 177,9
7 112,0 477,4 191,0
8 112,8 503,4 204,0
9 116,3 529,5 217,4
10 117,2 538,2 234,4
11 119,8 564,2 243,0
12 122,4 581,6 256,0
13 125,9 590,2 269,1
14 128,5 598,9 284,0
15 131,9 —. 290,8
16 138,9 —. 299,5
17 156,2 —. 312,5
18 191,0 — 322,9
19 225,7 — 333,3
1 Кабель с кордельно-бумажной изоляцией, звезд-ной скруткой, 0 1,2 мм, шаг пупинизации 1,7 км, Я =31,9 Ом/км, С = 0,0265 мкФ/км, L — 100 мГн.
этом между группами каналов, работающих в противоположных направлениях, обеспечивается пропуск двух каналов для предотвращения взаимных влияний.
При дуплексной системе передачи для телеуправления применяют частоты 1—5-го каналов, 8—19-го — для телесигнализации, при симплексной в каналах ТУ и ТС используются одинаковые частоты. В этом случае КП, удаленным от ДП, присваиваются более низкие частоты, а близлежащим — более высокие.
Изменение затухания в зависимости от частоты длр различных линий приведено в табл. 21.23.
При небольшом количестве КП нижнюю частоту 450 Гц рекомендуется не использовать по конструктивным соображениям. •
1гпные обозначения основных величин, ирннятые в формулах глав 22—25
с — расстояние от точки подвеса несущего троса до околоопорной струны, м;
р — модуль упругости материала провода, ГПа;
F, — стрела провеса некомпенсированного несущего троса, м;
Л * — вертикальная проекция стрелы провеса несущего троса, м;
£ — в а гр узка от силы тяжести проводов, кН/м;
—нагрузка от силы тяжести гололеда на проводах, кН/м;
*, — нагрузка от силы тяжести контактного провода, кН/м;
£Ж —часть нагрузки от силы тяжести контактного провода, передаваемая через струны на несущий трос при режиме I, кН/м;
— остальная часть нагрузки от силы тяжести контактного провода, воспринимается-при режиме i опорными (смещенными) или около о норными струнами, кН/м;
.т— нагрузка от силы тяжести несущего троса, кН/м;
I — длина пролета, м;
1ЯК — длина эквивалентного пролета анкерного участка, м;
Нраз — разрывное усилие провода, кН;
— конструктивная высота цепной подвески, м;
h„—длина подвесной гирлянды изоляторов или крепительных деталей, м;
К — номинальное, натяжение компенсированного контактного Провода, кН, Р — нажатие токоприемника на контактный провод, кН;
S — расчетная площадь поперечного сечения провода, мм2;
fmax — высшая температура воздуха, °C;
/гл — температура образования гололеда, °C;
/min — низшая температура воздуха, °C;
Т — поминальное натяжение компенсированного несущего троса, кН;
Ti — натяжение некомпенсированного несущего троса при рассматриваемом режиме I, кН;
То — ватяжение несущего троса при бес-провесвом положении контактного провода, кН;
а — температурный коэффициент линейного расширения материала провода, l/’C;
— длина струны в середине пролета, м.
Глава 22
КОНТАКТНЫЕ СЕТИ И ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ
§ 22.1. Типы контактных подвесок
Контактные подвески подразделяются на простые н цепные.
Простая подвеска представляет собой контактный провод, закрепленный на поддерживающих конструкциях. Качество токосъема во многом зависит от стрелы провеса провода f н его перегиба в опорном узле, характеризующегося углом «р наклона касательной к проводу 1 в точке крепления (рис. 22.1, а). Простую подвеску с одно-
Рис. 22.1. Схемы простых контактных подвесок: а — с однократным креплением провода у опор; б — петлевая (с двукратным подхватом); 1— контактный провод; 2 — трос петлевой струны
кратным подхватом контактного провода у опор из-за больших напряжений в проводе от изгиба выполняют с пролетами не более 45 м.
Для уменьшения перегиба контактного провода 1 в опорном узле устраивают двукратный подхват (подвес) провода с помощью отрезка троса 2 (рис. 22.1, б). Такую подвеску называют простой петлевой. Для простой подвески целесообразно использовать контактный провод, допускающий напряжение 0,15 ГПа и более.
Цепная контактная подвеска — система, в которой контактный провод с помощью струн подвешен к несущему тросу, а трос закреплен на поддерживающих конструкциях. Цепные подвески классифицируют по следующим признакам: способу подвешивания контактного провода к несущему тросу, способу иатяжеиия проводов подвески, расположению проводов относительно осй токоприемника.
Конструкции подвесок по способу подвешивания контактного провода к несущему тросу могут быть разделены на одинарные (рис. 22.2, а), д в о й н ы е (рис. 22.2, б) и сложные (рис. 22,2, в).
В зависимости от способа подвешивания контактного или вспомогательного провода к несущему тросу вблизи опор подвески могут быть с опорными, смещенными струнами
Рис. 22.2. Схемы одинарной (а), двойной (б) и сложной (в) лепных контактных подвесок:
1 — контактный провод; 2— струна; 3— несущий трос; 4 — рессорный трос; 5 — вспомогательный провод; 6 — второй вспомогательный провод
и рессорным тросом. От способа подвешивания в опорном узле зависит качество токосъема.
По способу натяжения проводов цепные подвески разделяют иа: некомпенсированную (рис. 22.3, а) — контактный провод и несуший трос закрепляют (анкеруют) на опорах неподвижно; п о л у к о м-пенсированную (рис. 22.3, б) — контактный или контактный и вспомогательный провода снабжены устройствами для автоматического регулирования натяжения; компенсированную (рис. 22.3, в) — все провода подвески снабжены общим или отдельными для каждого провода компенсаторами.
По расположению проводов относительно оси токоприемника на прямом участке пу* ти различают цепную подвеску: верти-
Рис. 22.3. Схемы анкеровок проводов некомпенсированной (а), полукомпенсированной (б) и - компенсированной (в):
1 — контактный провод; 2 — несущий трос; 3 — струна; 4 — компенсатор
164
I
Рис. 22.4. Основные размеры цепной подвески
к а л ь н у ю — провода расположены в вертикальной плоскости; полукосую — несущий трос закреплен над осью токоприемника, а контактный провод расположен с зигзагами; косую — несущий трос и контактный провод у опоры имеют зигзаги в противоположные стороны. На кривом участке пути применяют вертикальную и косую цепные подвески. В косой цепной подвеске несущий трос смещают у опор во внешнюю сторону кривой относительно контактного провода.
Кроме основных разновидностей различают также ромбовидную цепную подвеску, у которой каждый из двух контактных проводов располагают у опоры с разносторонним зигзагом 300—400 мм.
Основными геометрическими параметрами цепных подвесок являются: длина пролета I (рис. 22.4), конструктивная высота hK стрелы провеса несущего троса F и контактного провода f, устанавливаемые расчетом (см. главу 23), длина струнового пролета С|.
Длины пролетов контактных подвесок определяют с учетом обеспечения их ветроустойчивости и вертикального габарита контактного провода (см. § 23.6).
С целью унификации размеров контактных подвесок установлены следующие конструктивные высоты цепных подвесок: 1,8—-2.2 м с медным несущим тросом и одним или двумя контактными проводами; 1,8 м — со сталемедным несущим тросом и одним контактным проводом.
Длина струны в середине пролета, м,
= лк — F + f,
где F — стрела провеса несущего троса при беспровесном положении контактного провода полукомпенсированиой подвески или при номинальном натяжении проводов компен-ированной подвески, м; Zc — длина струны в середине пролета (нескользящей), м; f — стрела провеса контактного провода, м.
Наименьшую длину струны в середине пролета определяют из условия, чтобы угол -аклона ее в плоскости подвески при продольных перемещениях контактного провода гносителыю несущего троса при высшей и низшей температурах не превышал 30° к вертикали.
Натяжение рессорного троса Н от 0,5 до 2,5 кН мало влияет на эластичности подвески у опоры и практически не влияет на эластичность у околоопорпой струны. Поэтому натяжение рессорного троса обычно принимают не более 1,5 кН; это облегчает его монтаж и регулировку. Расстояние а от точки подвешивания несущего троса до точки закрепления на нем рессорного троса принимают от 4 до 8 м (длина рессорного троса от 8 до 16 м). Расстояния между стру-
Рис. 22.5. Параметры типовых подвесок для скоростей движения до 160 км/ч:
а — М-120+2МФ-Ю0, компенсированная; б — ПБСМ-70+МФ-100, компенсированная; в — М-120+ +2МФ-100, полукомпенсированная
нами на контактном проводе ci (струновой пролет) принимают от 8 до 12 м, а расстояние с от оси опоры до околоопорпой струны равно 10 м.
На главных и станционных путях, где скорость движения менее 70 км/ч, рекомендуется применять полукомпенсированную цепную подвеску со смещенными струнами [1, 2]. При скорости движения до 120 км/ч целесообразно применение полукомпенсиро-ванной подвески с рессорным узлом у опоры. При скорости движения до 160 км/ч применяют компенсированную (рис. 22.5, а и б) и полукомпенсированную (рис. 22.5, в) цепные подвески с рессорным тросом или полукомпенсированную двойную цепную подвеску (см. рис. 22.2, б).
§ 22.2. Воздушные линии на опорах контактной сети
Устройство воздушных линий. На опорах контактной сети, кроме контактной подвески, располагают провода усиливающих, питающих и отсасывающих линий; провода обратного тока, групповых заземлений и дистанционного управления разъединителями; провода линий освещения и линий продольного электроснабжения (ВЛ 6—35 кВ, ДПР); волноводные провода поездной радиосвязи, провода громкоговорящей станционной связи и др.
Усиливающий провод состоит из одного— трех проводов А-185 или А-150 и параллельно присоединен к проводам контактной подвески на дорогах постоянного тока. На побережье морей н океанов по климатическим условиям применяют медные провода М-95 или М-120.
При постоянном токе число проводов А-185 или А-150 в линиях, питающих контактную подвеску одного пути, устанавливается расчетом (см. главу 6) и может доходить до шести, а в отсасывающих линиях — до десяти, прн переменном токе — до двух проводов.
Провода питающих, усиливающих и отсасывающих линий, подвешенные на изоляторах в отдельных седлах, для предохра
165
нения от повреждений связывают между собой в пролете распорками. Допускается соединение уложенных в одном седле проводов друг с другом зажимами или проволочными бандажами. Число проводов этих линий принимают не более четырех в одной точке подвеса.
В качестве обратного провода может быть применен алюминиевый провод А-150 или А-185, а при разделении его выполняют двумя проводами АС-95/16 с расстоянием между ними 900 мм. Подвешивают провод на одном тарельчатом изоляторе.
Групповой заземляющий провод на линиях переменного тока может быть выполнен из биметаллического провода с площадью сечения не менее 60 мм2 или стального троса диаметром 11—13 мм, а на линиях постоянного тока — из биметаллического провода с площадью сечения не менее 70 мм2 или стального троса диаметром 11—13 мм.
Линии продольного электроснабжения предназначены для питания нетяговых потребителей, расположенных вблизи электрифицированных железных дорог. На дорогах постоянного тока применяют трехфазную линию напряжением 6 или 10 кВ. На дорогах переменного тока принята линия напряжением 25 кВ, у которой два подвешиваемых провода и рельсы образуют трехфазную систему — ДПР. Для устройства этих линий используют сталеалюминиевые провода марки АС с площадью сечения 25—70 мм2 (см. табл. 22.10). В III, IV и V гололедных районах для линии ДПР предусматривают провода АС с площадью сечения не менее 50 мм2. Эти линии для удобства обслуживания имеют секционирование, которое выполняют у постов секционирования, а также в одной из горловин на станциях без постов секционирования и тяговых подстанций.
Волноводный провод монтируют на расстоянии не более 10 м от железнодорожной линии. На участках со скоростным движением поездов и на участках, электрифицированных на переменном токе, провод подвешивают на опорах со стороны одного из путей. На участках переменного тока для снижения опасных электромагнитных влияний волноводный провод должен быть разделен на секции. Для волновода использу
ется провод БСА-5,1 для I и II гололедных районов и 4,0 БСМ — для всех остальных. Эти провода крепят на штыревых изоляторах ТФ-20, устанавливаемых на деревянных кронштейнах.
Во избежание обрыва проводов при неблагоприятном сочетании климатических условий не применяют для подвески на опорах контактной сети всех перечисленных линий провода с меньшей площадью сечения, чем АС-25/4,2, ПС-25, ПСО-4, БСА-5,1, 4,0 БСМ.
Взаимное расположение воздушных проводов питающих, отсасывающих и усиливающих линий, линий продольного электроснабжения и проводов контактной подвески принимают таким, чтобы обеспечить проведение работ на одной из линий при наличии напряжения на смежной и исключить при ветре касание проводами заземленных частей или друг друга.
Усиливающие, питающие, отсасывающие провода, провода линий электропередачи располагают, как правило, с полевой стороны опоры. При подвешивании усиливающего провода со стороны пути расстояние от него до проводов контактной подвески должно быть не менее 1 м.
Расстояние между проводами разных воздушных линий (ВЛ), расположенных одна под другой, в местах их крепления на опорах принимают ие менее 2 м. Воздушные линии с более высоким напряжением, как правило, располагают над ВЛ с более низким напряжением (рис. 22.6). Провода ВЛ 6—10 и 25 кВ на опорах размещают по треугольнику или горизонтально. Расстояние по вертикали от усиливающих, питающих и отсасывающих проводов контактной сети и от проводов ВЛ до поверхности земли и сооружений, а также расстояния при их взаимном пересечении или сближении должны быть не менее приведенных на с. 248.
Расположение питающих линий и линий продольного электроснабжения над пассажирскими платформами, навесами и крышами зданий допускается при соблюдении установленных в табл. 28.2 габаритов. Провода в месте прохода над платформами имеют двойное крепление.
На перегонах двухпутных участков, как правило, подвешивают по одному проводу ДПР со стороны каждого пути, что обеспе-
Рис. 22.6. Схемы расположения проводов на опорах?
а — ВЛ 6—10 кВ; б — усиливающих, питающих и отсасывающих; в — ВЛ до 1 кВ; г, д — ВЛ 25 кВ
166
Рис. 22.7. Кронштейны для подвешивания проводов ВЛ:
КФ, КФУ, КФС (а); КФП (б); КФПУ (в); КФД, КФДС (г); /“Кронштейн; 2—подкос; 3 — тяга
Таблица 22.1
Основные размеры кронштейнов КФ
Номер рисунка Тип кронштейна Сортамент Размеры, мм Допустимая нагрузка Р, кН Масса, кг
At А ь h L
КФ-5 2 [5 1690 640 825 1750 2,5 25,9
КФ-6,5 2 [6,5 1690 — 640 825 1750 4,0 29,6
22.7, а КФУ-5 2 [5 2740 —— 1700 825 2850 2,5 46,5
КФУ-6,5 2 [6,5 2740 1700 825 2850 4,0 52,5
КФС-6,5 1 [6,5 1690 750 825 1750 1,8 20,0
22.7, б КФП-50 2 [50 1515 — 1200 825 1580 2,0 18,9
КФПУ-50 2 [50 1200 2115 1800 825 2180 2,0 26,9
22.7, в КФПУ-63 2 [63 1200 2115 1800 Й25 2180 4,0 31,4
22,7, г КФД, КФДС 2 [5 1565 3315 2460 825 3600 2,5 46,2
167
чивает подключение однофазных нагрузок. Для подключения трехфазных нагрузок два провода располагают с одной стороны пути. На станциях поступают аналогично.
Усиливающие, питающие и отсасывающие провода, провода ДПР и обратного тока подвешивают на фидерных кронштейнах КФ (рис. 22.7 и табл. 22.1). Провода крепят к консоли на подвесных изоляторах. При установке консолей на анкерных опорах, на опорах с секционными разъединителями и разрядниками и в других случаях, когда надо отдалить провода от опор, применяют удлиненные консоли КФУ, КФПУ. Для крепления двух проводов линии ДПР используют кронштейн, который обычно устанавливают с наклоном. При достаточной высоте опор кронштейн располагают горизонтально. Области применения кронштейнов для подвешивания проводов ВЛ приведены в табл. 22.2.
Таблица 22.2
Области применения кронштейнов КФ
Назначение Напряжение, кВ Тип кронштейна
Питающие 27,5 КФ, КФУ
» 3,3 КФ, КФУ, КФП, КФПУ
Отсасывающие 27,5 КФП
» 3,3 КФПУ
Усиливающие Обратного тока 3,3 КФП КФП, КФПУ
ДПР 27,5 КФ, КФУ, КФС, КФД
В ветровых и подверженных автоколебаниям проводов местах кронштейны КФД закрепляют от разворота специальными накладками (рис. 22.8) или установкой зажимов по обе стороны седла. Накладки устанавливают через одну опору, а в кривых радиусом менее 1500 м при расположении опор с внешней стороны кривой — на каждой опоре. Кроме того, выполняют анкеровку проводов ДПР через каждые 3—4 км.
Для подвески проводов ДПР допускается установка на жестких поперечинах Т-образных стоек (рис. 22.9 и табл. 22.3).
Рис. 22.8. Усиленное крепление кронштейна КФД на опоре:
1 — накладка; 3 —• кронштейн
Таблица 22.3
Размеры надставки иа жесткую поперечину
Размеры поперечины, Лхп, мм Сортамент 1, мм Масса, кг
стойки траверсы крепительных уголков
700 x 450 2[5 2[8 2(5 80 X 80 X8 570 74,9 88,3
1200 X740 2[5 2(8 2[5 80 X80 X8 860 77,7 91,0
Провода ВЛ 6—10 кВ крепят к штыревым изоляторам деревянных кронштейнов, которые укреплены на опоре (рис. 22.10). Размеры для удлиненных кронштейнов даны в скобках. Ограничительный штырь предотвращает прикосновение провода к опоре при срыве его с изолятора.
Провода ВЛ напряжением до 1 кВ закрепляют на деревянных консолях с под-
Рис. 22.9. Надставка на жесткую поперечину: / — стойка; 2 — траверса; 3 — крепительный уголок
Рнс. 22.10. Кронштейн для ВЛ 6—10 кВ:
1 — ограничительный штырь; 2 — штыревой изолятор
168
Рис. 22.11. Кронштейн для проводов ВЛ напряжением до 1 кВ
косами (рис. 22.11). Кронштейны рассчитаны на установку от двух до четырех штыревых 'изоляторов ТФ-20. Для увеличения расстояния между проводом и опорой до 2000 мм применяют удлиненные консоли. Волноводный провод крепят на специальной деревянной траверсе.
Провода всех ВЛ, расположенных вдоль пути, не размещают над контактными подвесками, поперечными несущими тросами и тягами консолей. Провода ВЛ должны быть удалены от ближайшей поверхности опоры на расстояние не менее 800 мм, провода ДПР — не менее 1000 мм. Провода питающих и усиливающих линий, ДПР и ВЛ напряжением 6—35 кВ, провода всех воздушных линий анкеруются неподвижно. Анкеровку двух или трех алюминиевых проводов осуществляют с помощью коромысла.
Расчет свободно подвешенного провода. Наибольшее натяжение проводов усиливающих и обратных, питающих и отсасывающих линий принимают в зависимости от их механической характеристики с запасом прочности не менее двукратного. Для облегчения опорных устройств оно может быть vsteHbrneHO, если это целесообразно в технико-экономическом отношении и допустимо но условиям габарита.
Наибольшее натяжение троса группового заземления должно быть 2,5—4,0 кН. Трос анкеруется на опоре без оттяжек, со сниже-ем высоты крепления. Рекомендуемые значения натяжений проводов воздушных линяй приведены в табл. 23.1.
Расчет однородного провода, укрепленного на поворотных кронштейнах или подвесных изоляторах, выполняют в следующей следовательности.
Устанавливают расчетные климатические условия (см. § 22.5).
Определяют наибольшее допустимое натяжение провода Нпп по формуле (23.1) и бл. 23.1.
Рассчитывают вертикальные, горизон-тьные и результирующие нагрузки, дейст-.юшие на провод при низшей температуре, хлоледе и ему соответствующей скорости ветра, ветре наибольшей интенсивности. Нагрузка от силы тяжести g провода прнведе-J- в § 22.9.
Нагрудка от силы тяжести гололеда на сроводе. кН/м.
g™ = 30,8 - 10~3ЬРгл (d + Ь), (22.1)
где b — толщина стенки гололеда, мм; d — диаметр провода, мм; ргл — плотность гололеда, кг/м3.
Нагрузка от силы тяжестй гололеда при Ргл=900 кг/м3:
grJi = 27,7- 10-6b (d-j-b). (22.Г)
Ветровая нагрузка на провод, кН/м: при отсутствии гололеда
рвт = 0,615 - KTWc^d; (22.2)
при гололеде
Ргл = 0,615 10-6г?рЛ сж (d 4- 2b), (22.3)
где v — расчетная скорость ветра, м/с;
Огл — скорость ветра при гололеде, м/с; сж — см. табл. 23.3.
Результирующую нагрузку определяют как геометрическую сумму вертикальных и горизонтальных нагрузок:
при отсутствии гололеда
9вт = ’|Лг2+РвТ ; (22.4)
прн гололеде
9гл = ]Л (g + Дгл)2 + Ргл (22.5)
При низшей температуре обычно считают, что никаких дополнительных нагрузок на провод нет и результирующая нагрузка равна нагрузке от силы тяжести провода.
Для каждого анкерного участка определяют длину эквивалентного пролета
(22.6)
и сравнивают ее с длиной критического пролета
^кр — Ндп
24а (/гл /min), 2 '/r.n-g-
(22.7)
здесь 1а — длина анкерного участка, м; Ik — длина пролета с номером k, м; п — число пролетов в анкерном участке; /7ДП — допустимое натяжение провода, кН; а — температурный коэффициент линейного расширения материала провода, °C-1 (см. табл. 23.2).
Если /кр—/Эк>0, то наибольшее натяжение в проводе будет при низшей температуре воздуха; если /,,-р—/эк<0, — то при гололеде с ветром. Этот режим называют исходным. При исходном режиме (/ь щ) провод имеет наибольшее натяжение, равное допустимому по прочности /71 = /7зп.
Закон изменения натяжения провода в анкерном участке устанавливают по урав. нению состояния, решенному относительно tr.
$ НДп \
24а^п + «ES J
_ Н; , 24аН] aES
(22.8)
169
‘55м
55 ,45
15
. Ь 5
”5^ 55
45
-40 -зо -го -ю о ±ю ±го ±зо t°c
Рис. 22.12. Монтажные кривые для провода А-185 при fmln = —40°С, & = 15 мм (а) и b = 20 мм (6)
з,г
-40 -30 -20 -10 О ±10 +20 +30 t°C
170
где <7i — результирующая нагрузка на провод прн исходном режиме, кН/м; h — температура провода при исходном режиме, °C; Hi— натяжение провода при искомом режиме, кН.
Значения произведении aES, 24и и обратных им приведены в табл. 23.4.
Задавая различные значения натяжения провода, начиная с /Л=/7ДП, получают соответствующие им значения температуры По полученным данным строят кривую Hi (t), которая носит название монтажной (рис. 22.12). Монтаж провода производят при отсутствии добавочных нагрузок. Поэтому при расчетах по уравнению (22.8) принимают qt=g.
Значения натяжений провода при гололеде с ветром, если этот режим не является исходным, и при ветре наибольшей интенсивности определяют по формуле (22.8), которой значение qi должно соответствовать рассчитываемому режиму. Решение выполняют подбором значения Hi, при котором получается соответствующая избранному режиму.
Стрела провеса провода, м, в каждом ", слете анкерного участка
fi =qil*/(8Hi). (22.9)
Графическую зависимость f,(t) также называют монтажной кривой (см. рис. 22.12). По монтажным кривым составляют монтажные таблицы, в которых значение темпера- фы принимают кратным 10, а длины пролетов — кратными 5.
§ 22.3. Провода
Контактные провода. По ГОСТ 2584—75 редусмотрено изготовление контактных доводов: МФ (медный фасонный), МФО
(медный фасонный овальный), НЛФ (низколегированный фасонный), НЛФО (низколегированный фасонный овальный), БрФ (бронзовый фасонный), БрФО (бронзовый фасонный овальный). Характеристики проводов должны соответствовать указанным на рис. 22.13 и в табл. 22.4 для медных, низколегированных , фасонных и овальных проводов; в табл. 22.5 — для бронзовых фасонных и овальных проводов. Бронзовые контактные провода имеют на верхней части сечения одну, а низколегированные две отличительные канавки (рис. 22.14).
Примеры условных обозначений: медного фасонного контактного провода с площадью сечення 100 мм2 — провод МФ-100 ГОСТ 2584—75; низколегированного контактного провода с присадкой циркония (0,05%) фасонного овального с площадью сечения 150 мм2 — провод НЛЦр 0.05Ф0150 ГОСТ 2584—75. Условные обозначения низколегированных проводов в зависимости от химического состава присадок (в %) устанавливаются следующими: НЛМг 0,06 (магний 0,04—0,08); НЛЦр 0,05 (цирконий 0,04— 0,06); НЛОл 0,04 (олово 0,03—0,06); НЛТи 0,03 (титан 0,01—0,04). Бронзовый контактный провод с присадкой циркония (0,2%) фасонный овальный с площадью сечения 100 мм2 условно обозначают: провод БрЦрО, 2ФО-ЮО ГОСТ 2584—75.
Гарантийный срок службы с момента монтажа установлен: 5 лет для медных, 6 лет для низколегированных, 10 лет для бронзовых проводов.
Несущие и фиксирующие тросы. В качестве несущих тросов цепных подвесок применяют многопроволочные медные (ГОСТ 839—74), биметаллические (ГОСТ 4775— 75) неизолированные провода и стальные спиральные канаты (ГОСТ 3062—69, ГОСТ
22.14, Расположение канавки на брон-=..м (а) и низколегированном (б) контактных проводах
171
Таблица 22.4
Характеристики медных и низколегированных контактных проводов
Марка Номинальная площадь сечения, мм2 . Размеры, мм Линейная плотность, кг/м Временное сопрот ивлени е разрыву, ГПа, не менее Линейное электрическое сопротивление постоянному току при 20°С, Ом/км
А н С R/R,
медных низколегированных медных низколегирован- | ных
МФ, НЛФ (см. 85 11,76±0,22 10,80±0,10 1,3 6,0 0,755 0,368 0,378 0,208 0,218
рис. 22.13, а) 100 12,81±0,25 11,80±0,11 1,8 6,5 0,890 0,363 0,378 0,176 0,185
120 13,90±0,30 12,90+0,12 2,4 7,0 1,068 0,358 0,358 0,146 0,154
150 15,50±0,32 14,50±0,13 3,2 7,8 1,335 0,353 0,363 0,117 0,123
МФО 100 14,92±0,30 10,50±0,1 13 20/1,8 0,890 0,363 0,378 0,176 0,185
НЛФО 120 16,10±0,32 11,50±0,11 17 25/2,3 1,068 0,358 0,353 0,146 0,154
(см. рис. 22.13, 0 150 18,86±0,35 12,50±0*12 27 36/2,3 1,335 0,353 0,363 0,117 0,123
Таблица 22.5
Характеристики бронзовых фасонных и овальных контактных проводов
1адь сече- гь, кг/м Временное сопротивление разрыву, ГПа, не менее, провода, легированного Линейное электрическое сопротивление постоянному току при -f-20°C, Ом/км. провода, легированного
Я о с к РЗ о о о ч Е сч § и цир- 2 Ф и цирко-
а 2 Я 2 S 2 S 2
Ф я со а
о я
2 X я к 2 Я Я 2
о = К я 3 Я и Ф 5 я
X к S s S я 2 я- 2 Я
85 0,755 0,432 0,422 0,441 0,432 0,241 0,259 0,236 0,254
100 0,890 0,422 0,412 0,432 0,422 0,205 0,220 0,200 0,215
120 1,068 0,412 0,402 0,422 0,412 0,170 0,183 0,167 0,179
150 1,335 0,402 0,392 0,412 0,402 0,137 0,147 Т а б 0,134 лиц 0,143 а 22.6
Характеристики медных неизолированных проводов
Номинальная площадь сечения, мм2 Число проволок Диаметр проволок, мм Расчетные данные провода марки М
Площадь сечения MMS Диаметр, мм Линейная плотность, кг/м Разрывное усилие, кН, не менее Линейное электрическое сопротивление постоянному току при 20°С, Ом/км, не более
35 7 2,51 34,6 7,5 0,311 12,95 0,515
50 , 7 3,00 49,4 9,0 0,444 17,51 0,361
70 19 2,13 67,7 10,7 0,612 28,27 0,267
95 19 2,51 94,0 12,6 0,850 39,09 0,191
120 19 2,80 117,0 14,0 1,058 43,62 0,154
172
Таблица 22.7
Характеристики неизолированных биметаллических сталемедных проводов
Номинальная площадь сечеиия, мм2 Число пповолок Диаметр проволок, мм Расчетные данные провода марки ПБСМ
Площадь сечения. мм! Линейная плотность, кг/м Разрывное усилие, кН, не менее Линейное электрическое сопротивление постоянному току при 20°С, Ом/км, не более
ПБСМ1 ПБСМ2
35 7 2,5 34,4 7,5 0,285 22,12 1,382 1,842
50 7 3,0 49,5 9,0 0,412 31,98 0,955 1,273
70 19 2,2 72,2 11,0 0,598 46,29 0,660 0,880
95 19 2,5 93,3 12,5 0,774 60,00 0,509 0,678
120 19 2,8 117,0 14,0 0,973 75,49 0,405 0,539
Характеристики стальных канатов
Таблица 22.8
Диаметр каната, мм Число; диаметр проволок, мм Расчетная площадь сечения, мм2 Линейная плотность, кг/м Расчетное разрывное усилие каната, кН, для маркировочной группы по временному сопротивлению разрыву, ГПа
центральной В слоях 1.177 1,373 1,570
9,1 1; 1,9 18; 1,8 48,64 0,418 60,04 68,67
9,2 1; 3,2 6; 3,0 50,45 0,439 54,59 63,72 72,84
9,8 1; 3,4 6; 3,2 57,33 0,499 62,05 72,40 82,75
10,0 1; 2,1 18; 2,0 60,01 0,515 — 74,16 84,76
10,5 1; 3,0 6; 3,4 64,65 0,562 69,99 81,67 93,34
11,0 1; 2,3 18; 2,2 72,58 0,623 76,81 89,61 102,02
12,0 1; 2,5 18; 2,4 86,34 0,741 91,38 105,95 121,64
13,0 1; 2,8 18; 2,6 101,72 0,873 107,42 125,08 143,23
14,0 1; 3,0 18; 2,8 117,90 1,015 124,10 145,68 166,28
Таблица 22.9
Характеристики неизолированных
алюминиевых проводов
Номинальная площадь сечения, мм5 Число проволок Диаметр проволок, мм Расчетные данные провода марки А
Площадь сечення, мм2 Диаметр, мм Линейная плотность, кг/м Разрывное усилие провода, не менее, кН, для проволоки марки Линейное электрическое сопротивленн е постоянному току при20°С, Ом/км, не более
АТ АТп
50 7 3,00 49,5 9,0 0,135 7,60 8,30 0,576
70 7 3,55 69,2 10,7 0,189 10,64 11,28 0,412
95 7 4,10 92,4 12,3 0,252 13,78 14,62 0,308
120 19 2,80 117,0 14,0 0,321 17,99 19,63 0,246
150 19 3,15 148,0 15,8 0,406 22,76 24,13 0,194
185 19 3,50 183,0 17,5 0,502 28,14 29,84 0,157
240 19 4,00 239,0 20,0 0,655 35,64 37,86 0,120
173
3063—66), Фиксирующие тросы выполняют, как правило, биметаллическими (ГОСТ 4775—75).
Характеристики проводов и канатов приведены в табл. 22.6, 22.7 и 22.8.
Пример условного обозначения медного неизолированного провода с номинальным сечением 120 мм2: провод М-120 ГОСТ 839—74. Срок службы провода не менее 40 лет.
Изготавливают провода следующих марок: ПБСМ1 — провод биметаллический сталемедный первого класса проводимости; ПБСМ2 — то же второго класса проводимости.
Для расчетов падения и потери напряжения, потерь мощности и электроэнергии в линиях протяженностью более 10 км рекомендуется использовать расчетные значения электрического сопротивления проводов постоянному току, равные 0,96 от приведенных в табл. 22.7. Значения активного сопротивления проводов синусоидальному переменному току частотой до 60 Гц могут быть приняты такими же, как и для постоянного тока.
Гарантийный срок эксплуатапии проводов — 4 года со дня подвешивания.
Пример условного обозначения неизолированного биметаллического сталемедного провода с номинальной площадью сечения 70 мм2 первого класса проводимости: провод биметаллический ПБСМ1-70 ГОСТ 4775—75.
Стальные спиральные канаты из семи проволок выполняют по ГОСТ 3062—69; из 19 проволок — по ГОСТ 3063—66. Примеры условных обозначений: каната диаметром 9,2 мм, грузового назначения, из проволоки марки I, оцинкованной по группе СС (светлая, для средних условий работы), левой
свивки, нераскручивающегося — канат 9,2-Г-1-СС-Л-Н ГОСТ 3062—69; каната диаметром 13,0 мм, грузового назначения, из проволоки марки I, оцинкованной по группе СС, правой свивки, нераскручивающегося -— канат 13.0-Г-1-СС-Н ГОСТ 3063—66.
Провода усиливающие, питающие, отсасывающие. В качестве усиливающих, питающих и отсасывающих проводов применяют многопроволочные алюминиевые (табл. 22.9) и сталеалюминиевые (табл. 22.10) провода (ГОСТ 839—74).
Пример условного обозначения алюминиевого неизолированного провода с номинальной площадью сечения 185 мм2: провод А-185 ГОСТ 839—74. Срок службы провода 40 лет.
Пример условного обозначения сталеалюминиевого провода с номинальными площадями сечений алюминиевой части 120 мм2 и стального сердечника 19 мм2: провод АС-120/19 ГОСТ 839—74. Срок службы провода 40 лет.
Провода для электрических соединителей и струн. В качестве электрических соединителей применяют медный неизолированный гибкий провод (ГОСТ 20685—75); в качестве поддерживающих струн — биметаллическую сталемедную проволоку (ГОСТ 3822— 79). Характеристики их приведены в табл. 22.11 и 22.12.
Пример условного обозначения медного гибкого неизолированного провода с площадью сечения 95 мм2: провод МГ-95 ГОСТ 20685—75.
В зависимости от толщины, медной оболочки и электрического сопротивления установлены марки проволоки: БСМ1 и БСМ2. Пример условного обозначения проволоки диаметром 2,2 мм марки БСМ1: проволока 2,2 БСМ1 ГОСТ 3822—61.
Таблица 22.10
Характеристики неизолированных сталеалюмиииевых проводов
25/4,2 35/6,2 50/8,0 70/Ц 95/16 120/19 150/19 185/24
Число; диаметр проволок, мм Расчетные данные провода марки АС
алюминиевой части стального сердечника Площадь сечения, мм2 Диаметр, мм Линейная плотность, кг/м Разрывное усилие провода, кН, не менее с алюминиевыми проволоками марки Линейное электрическое со. противление постоянному току при 20°С, Ом/км, не более
алюминия стали
АТ АТп
6; 2,30 6? 2,80 6; 3,20 6; 3,80 6; 4,50 26; 2,40 24; 2,80 24; 3,15 1; 2,30 1; 2,80 1; 3,20 1; 3,80 1; 4,50 7; 1,85 7; 1,85 7; 2,10 24,9 36,9 48,2 68,0 95,4 118 148 187 4,15 6,15 8,04 11,3 15,9 18,8 18,8 24,2 6,9 8,4 9,6 11,4 13,5 15,2 16,8 18,9 0,100 0,149 0,194 0,274 0,384 0,471 0,554 0,705 8,54 12,50 16,01 22,54 31,24 39,87 44,14 56,26 8,77 12,98 16,43 22,85 32,08 4,03 46,31 58,09 1,146 0,773 0,592 0,420 0,299 0,245 0,195 0,154
174
Таблица 22.11
Характеристики медных неизолированных гибких проводов
Номинальная площадь сечення, мм2 * Число проволок Диаметр проволок, мм Расчетные данные провода марки МГ
Площадь сечения, мм2 Диаметр, мм Линейная плотность, кг/м Линейное электрическое сопротив ление, Ом/км, не более
35 133 0,58 35,12 8,70 0,322 0,521
50 133 0,68 48,28 10,20 0,442 0,375
70 189 0,68 68,60 12,55 0,629 0,264
95 259 0,68 94,01 14,28 0,861 0,193
120 259 0,77 120,55 16,17 1,104 0,150
Таблица 22.12
Характеристики биметаллических сталемедных проволок
Номинальный диаметр, мм Минимальная толщина медной оболочки, мм Линейная плотность, кг/м Временное сопрот нв ление разрыву, ГПа, .не менее Линейное электрическое сопротивление постоянному току при 20°С, Ом/км, ие более
БСМ1 БСМ2 БСМ1 БСМ2
2,2 0,11 0,08 0,031 0,74 13,5 17,0
2,5 0,12 0,09 0,041 0,74 10,4 13,0
2,8 0,14 0,10 0,050 0,74 8,2 10,0
3,0 0,15 0,11 0,059 0,74 7,1 9,0
4,0 0,20 0,14 0,104 0,74 4,0 5,0
6,0 0,20 — 0,236 0,64 2,0 —
§ 22.4. Изоляторы и изолирующие вставки
Для изоляции устройств контактной сети используют фарфоровые изоляторы, а также полимерные изоляторы и изолирующие вставки. Полимерные стержневые изоляторы имеют концевые захваты с ушком (рис. 22.15). В отличие от изоляторов изолирующие вставки являются частью какого-либо устройства или узла. Применяют брусковые (рис. 22.16) и стержневые изолирующие вставки.
Опыт эксплуатации полимерных изоляторов и изолирующих вставок показал, что на
напряжение 3 кВ длина изолирующей части исходя из мокроразрядного напряжения двух фарфоровых тарельчатых изоляторов (70 кВ) может быть принята равной:
у прессованной брусковой вставки из материала АГ-4С — 800 мм;
у стержневого изолятора (вставки) с фторопластовой защитной трубкой или покрытого циклоалифатической смолой — 400 мм;
у стержневого изолятора (вставки) с полиэтиленовым защитным 500 мм.
При напряжении 25 кВ электрическая
эпоксидной
чехлом
7574
Рис. 22.15. Комбинированный полимерный стержневой изолятор:
1 — стержень из стеклопластика; 2 — защитная трубка; 3 — клееболтовой концевой захват с ушком;
4 — стяжиой болт
175
ис. 22.16. Прессованный изолирующий элемент (с), поперечные сечения элемента из АГ-4С 5) и комбинированного элемента (в) из АГ-4С (7) и облицовочного материала (2)
|рочность будет обеспечиваться, если свойства полимерного материала будут не нике, чем у фторопласта (его можно принять д эталон), и если удельная длина пути [ока утечки у полимерного изолятора или ютавки будет не менее 27 мм/кВ для мест гебольшого загрязнения атмосферы и 35— (О мм/кВ для мест повышенного загрязнения атмосферы (химические заводы,' морское Побережье и т. д.). Таким образом, изолирующая часть изоляторов и вставок на напряжение 25 кВ при защитных чехлах из рторопласта или других полимерных материалов с такими же свойствами должна быть не менее:
для мест небольшого загрязнения атмосферы — 800 мм;
для мест с повышенным загрязнением атмосферы — 1000 мм, максимальное значение — 1200 мм.
Если свойства материала защитного чехла или покрытия лучше, чем у фторопласта, 1то изолирующая часть может быть несколь-|ко короче, но и при этом она должна быть не меньше, чем требуется по мокроразряд-1ному напряжению. Изолирующая часть изолятора с фторопластовым защитным чехлом по мокроразрядному напряжению должна быть не менее 750 мм.
§ 22.5, Климатические условия
Основные положения. Расчетные климатические условия устанавливают в соответствии с картами районирования [3, 4, 5] и анализом многолетних наблюдений метеог рологических станций. Данные обработки наблюдений станций принимают во внимание только тогда, когда они превышают данные, установленные в указанных документах.
Для расчета проводов необходимы низшая и высшая температуры воздуха, температура воздуха при наличии гололеда (или изморози) на проводах, температура воздуха при ветре наибольшей интенсивности, скорость ветра прн наибольшей интенсивности, скорость ветра при гололеде, размеры и плотность отложений гололеда на проводах.
При расчетах проводов по допустимым напряжениям значения нормативных скоростей ветра, интенсивности гололедных отложений и низшей температуры воздуха определяют по наиболее невыгодным сочетаниям повторяемостью один раз в 10 лет
Ветер. Территория СССР разделена на семь районов (табл. 22.13) по нормативным
Таблица 22.13
Нормативные значения скоростного давления и скорости ветра иа высоте 10 м от земли (повторяемость один раз в 10 лет)
Ветровой район СССР Скоростное давление f/о. Па Скорость ветра снор- м/с
I 304 22
11 393 25
III 500 29
IV 618 32
V 785 36
VI 952 39
VII 1120 43
скоростным давлениям (напорам) или скоростям ветра, границы которых указаны на картах [3]. Прн пользовании картой районирования для полосы шириной 100 км, прилегающей к границе районов, принимают большее из двух значений скорости. Для участков контактной сети, сооружаемых в защищенных от ветра местах, нормативное скоростное давление уменьшают на 10% (скорость ветра на 5%), в местах с выраженным усилением ветра из-за особенностей рельефа местности увеличивают на 25% (скорость ветра на 12%). Увеличение скоростного давления (скорости ветра) на уча стках, расположенных на насыпи, учитывают повышающим коэффициентом:
Высота насы- До 5 10 20 30 40
пи, м
Коэффициент 1,00 1,08 1,25 1,44 1,55
для </о
Коэффициент 1,00 1,04 1,12 1,20 1,25
ДЛЯ Рцор
Скоростное давление и скорость ветра Онор связаны зависимостью % = 0,615 о2нор.
При определении длин пролетов и отклонений проводов контактных подвесок нагрузки устанавливают с учетом порывистости ветра. Вводят коэффициент к скорости ветра для незащищенных от ветра мест 1,15, а на насыпях высотой более 5 м, в поймах рек и оврагах, где возможны значительные ветры, — 1,25. Для участков, расположенных на высоких насыпях, эстакадах и мостах высотой более 25 м над окружающей местностью, принимают коэффициент 1,35.
Гололед. Территория СССР разделена на пять районов по толщине стенки гололеда (табл. 22.14); границы которых указаны на картах [3]. На картах районирования раз-
176
Таблица 22.14
Нормативная толщина стенки гололеда на высоте 10 м (повторяемость один раз в 10 лет)
Район СССР по гололеду Толщина стенки гололеда Ь, мм
I 5
II 10
III 15
IV 20
V 25 и более
личные виды и формы гололедных образований приведены к цилиндрической с плотностью льда (900 кг/м3).
При использовании карт районирования толщину стенки гололеда в местах, прилегающих к границам гололедных районов (шириной до 100 км), принимают по наибольшему значению.
При определении толщины стенки гололеда на проводе умножают значение, приведенное в табл. 22.14, на коэффициент-
Диаметр провода 5 10 20 30
d, мм
Коэффициент Лдм 1,1 1,0 0,9 0,8
Для промежуточных значений диаметра провода поправочный коэффициент определяют линейной интерполяцией.
При определении толщины стенки гололеда на проводах, расположенных на насыпях, соответствующее значение умножают на поправочный коэффициент:
Высота над поверхно- 5 10 20 30 50 стью земли, м Коэффициент kBC 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6
Нормативную интенсивность гололеда округляют до ближайшего значения, кратного 5 мм.
Толщину стенки гололеда в V районе принимают по фактическим наблюдениям с округлением до 1 мм.
Для участков контактной сети, расположенных в местах с явно выраженным усилением гололеда (возвышенности, резко выделяющиеся над местностью, наветренные склоны возвышенностей и речных долин, вершины холмов, насыпи высотой более 5 м), гололедную нагрузку увеличивают на 25% по сравнению с принятой для данного района.
Для участков, расположенных в котлованах, узких долинах, местах сплошной застройки, лесных массивах, выемках глуби ной более 6 м и т. п., гололедную нагрузку уменьшают на 25%.
Температуру воздуха при гололеде принимают в горных районах с отметкой более
Рнс. 22.17. Районирование территории СССР по воздействию климата на технические изделия и материалы
177
Таблица 22.15
Годовые температуры в представительных пунктах
Климатический район Температура воздуха, °C Абсолютный максимум температуры поверхности почвы, °C
Абсолютный минимум Низшая, один раз в 10 лет Абсолютный максимум Высшая, один раз в 10 лет
Очень холодный (1а) —64(—71) —60(—67) +38(+33) +36(+33) +58(+50)
Холодный (16) —52(—54) —47(—46) +40(4-27) +38(+24) +60(+34)
Умеренно холодный (Па) —44 —38 +37 +35 +57
Умеренно холодный влажный (Пав) —31 —28 +37 +34 +56
Умеренно теплый (II б) —30 —24 +38 +36 +69
То же влажный (Пбв) —35 —28 +36 +32 +56
Теплая влажная зона (III) —15(—8) —10(—5) +39(+40) +37(+33) +64(+64)
Жаркий сухой (IVa) » умеренно —30(—26) —25(—22) +45(+46) +43(+45) +72(+76)
влажный (IVaB) — 13 —8 +36 +33 +70
Очень жаркий сухой (IV6) —26(—25) —20(—21) +47(+50) +46(+49) +78(+79)
Примечание
Значения в
скобках относятся к пунктам с экстремальными
параметрами.
2000 м над уровнем моря минус 15°С; с отметкой от 1000 до 2000 м и на территории к востоку от реки Енисей, за исключением береговой полосы океанов и морей (шириной 100 км, но не более чем до ближайшего горного хребта), — минус 10°С; для остальной территории СССР — минус 5°С.
Для расчета конструкций по предельным состояниям скорость ветра при гололеде принимают равной 0,5 от нормативной скорости данного района (щ-л—0,5 онор). Для определения длин пролетов и расчета проводов и конструкций контактной сети по допустимым напряжениям нормативную скорость ветра при гололеде с повторяемостью •один раз в 10 лет принимают равной 0,6 от значения табл. 22.13, но не менее 20 м/с для III, IV и V районов по гололеду.
Температура воздуха. Территория СССР разделена на климатические зоны [4, 5], которые состоят из районов (рис. 22.17 и табл. 22.15). В стандарте температуры даны как средние для района и как экстремальные. Для каждого района определен представительный географический пункт (на рис. 22.17 заключен в квадрат), характеризующий средние для района статические параметры температуры, и пункт
с экстремальными параметрами (на рис. 22.17 заключен в треугольник).
Низшую и высшую температуры воздуха для расчета контактной сети по указанной в нормах [2] повторяемости один раз в 10 лет устанавливают по данным стандарта (см. табл. 22.15). Температуру воздуха наблюдали по термометру, защищенному от прямой солнечной радиации (в тени). Некоторое представление о возможном превышении температуры под влиянием солнечной радиации дают абсолютные максимумы температуры на поверхности почвы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Нормы технологического проектирования электрификации железных дорог (НТПЭ-67). М., 1968. 82 с.
2. Правила содержания контактной сети электрифицированных железных дорог. М., Транспорт, 1972. 96 с.
3. Строительные нормы и правила. Ч. П, гл. 6. Нагрузки и воздействия. М- Стройиздат, 1976. 60 с.
4. Строительные нормы и правила. Ч. II, раздел А, гл. 6. Строительная климатология и геофизика. М., Стройиздат, 1973. 320 с.
5. ГОСТ 16350—70. Климат СССР. Районирование и характеристика климатических параметров для промышленных изделий. М.» 1973, 40 с.
Глава 23
РАСЧЕТ ЦЕПНЫХ ПОДВЕСОК
§ 23.1. Задачи расчета
Целью расчета цепных подвесок является выбор их оптимальных параметров, которые должны обеспечить наибольшую экономичность и достаточную надежность в работе.
Расчеты на прочность проводов подвески, изоляторов и арматуры контактной сети выполняют по методу допустимых напряжений на нормативные нагрузки. При расчете на прочность полукомпенсированной подвески устанавливают наибольшее допустимое натяжение несущего троса и номинальное натяжение контактного провода. Допустимое натяжение в несущем тросе должно быть при режиме, йри котором натяжение будет наибольшим. Это условие принимают за основу при составлении монтажных таблиц (кривых).
Таблица 23.1
Натяжения проводов
Назначение и условное обозначение провода Допустимое натяжение, кН Номинальное натяжение, кН
Несущий трос: М-120 20,0 18,0
М-95 16,0 14,5
ПБСМ-95 20,0 18,0
ПБСМ-70 16,0 15,0
Контактный провод: МФ-150 17,5 15,0
МФ-100 12,0 10,0
МФ-85 10,5 8,5
БрФ-100 14,0 13,0
Усиливающие и питающие провода: А-185 14,0
А-150 11,0 —
Провода линий -
продольного электроснабжения: АС-70/11 7,5
АС-50/8,0 5,0 —_
АС-35/6,2 4,(Я —•
Волновод, сигнальные провода: 6,0 БСМ 6,0
4,0 БСМ 3,0 —
При расчете компенсированной подвески устанавливают номинальные натяжения про
водов, соответствующие им геометрические размеры подвески и их изменения при режимах добавочных нагрузок.
Допустимое по прочности натяжение провода, кН:
Ддп = a&epS/K3 — Драз/Кз^ (23.1) где а — коэффициент, учитывающий разброс механических характеристик и условий скрутки проволок, принимаемый 0,95 при 37 проволоках и менее в проводе; опр — временное сопротивление разрыву материала проволок, ГПа; //раз — разрывное усилие провода, кН.
Значения номинального коэффициента запаса прочности к3 принимают для медных, бронзовых и алюминиевых многопроволочных проводов, используемых в качестве продольных несущих и фиксирующих тросов, вспомогательных, усиливающих, питающих и других проводов для воздушных линий — не менее 2; для сталемедных продольных несущих тросов — не менее 2,5; для сталеалюминиевых (комбинированных и биметаллических), стальных продольных несущих и фиксирующих тросов, сталемедных поперечных несущих тросов — не менее 3; для стальных поперечных несущих тросов — не менее 4.
Допустимое натяжение провода не должно превышать наибольшее, на которое рас-считанЪ детали для стыкования проводов — 20,0 кН. Номинальное натяжение компенсированного несущего троса принимают не более 0,9 допустимого натяжения некомпенсированного провода. Номинальное натяжение компенсированного медного контактного провода устанавливают исходя из напряжения 0,10 ГПа, а бронзового — 0,14 ГПа. Рекомендуемые натяжения наиболее часто применяемых проводов приведены в табл. 23.1, а их физико-механические характеристики — в табл. 23.2 [1. 2].
Дополнительно к расчету иа прочность устанавливают параметры подвески, зависящие от натяжения проводов и их изменения, а также наибольшие длины пролетов и длины анкерных участков.
§ 23.2. Определение нагрузок на провода подвески
Вертикальные и горизонтальные нагрузки для каждого провода цепной подвески определяют по формулам (22.1), (22.2) и (22.3), Нагрузка от силы тяжести проводов подвески:
ё = ёт + ёк + ёс- (23.2>
179
Таблица 23.2
Физико-механические характеристики проводов
Конструкция, материал, марка и площадь сечения Плотност ь материала, кг/м3 Температурный коэффициент линейного расширения а, 10-eoC-i Модуль упругости ГПа Временное сопротивление разрыву проволоки оВр, ГПа, не менее
Миогопроволочные провода:
медные М 8900 17 127,5 0,39
алюминиевые А 2750 23 61,8 0,16
биметаллические ПЬСМ 8230 13 171,7 0,74
стальные (канаты) С 8000 12 196,2 1,18
сталеалюминиевые АС с площадью сечения, мм2: 80,9
16—95 3470 19,2
120 и более 3560 18,9 83,0
Однопроволочнь]е про-
вода: 196,2 0,54
стальные ПСО 7850 12
биметаллические БСМ 8230 13,3 171,7 См. табл. 22.12
контактные провода медные МФ и бронзо- 8900 17 127,5 См. табл. 22.4 и 22.5
вые БрФ •
Таблица 23.3
Аэродинамический коэффициент лобового сопротивления провода
Провод сх
Одинарный диаметром:
20 мм и более 1,10
менее 20 мм 1,20
Одинарный:
покрытый гололедом 1,20
с учетом зажимов и струн 1,25
Контактный с учетом зажимов и струн:
МФО-100 1,15
МФ-85, МФ-100 1,25
МФ-150 1,30
Двойной контактный 2МФ-100 в выемках, на нулевых местах
и насыпях до 5 м при расстоянии между проводами:
40 мм 1,55
100 мм 1,85
более 100 мм 2,50
То же на насыпях высотой более 5 м:
40 мм 1,85
100 мм 2,15
более 100 мм 2,50
Нагрузки от силы тяжести проводов приведены в таблицах § 22.3. Нагрузку от силы тяжести струн и арматуры gc при расстоянии между ними 10 м принимают 0,0005 при одинарном и 0,001 кН/м при двойном контактном проводе. При меньших расстояниях между струнами указанные значения удваивают.
На контактном проводе принимают расчетную толщину стенки гололеда равной 0,5
180
толщины стенки для несущего троса. Гололед на струнах цепной подвески обычно не учитывают. Нагрузку от ветра на провод определяют с учетом коэффициента сх (табл. 23.3).
Результирующие нагрузки на несущий трос при гололеде с ветром <?гл и ветре наибольшей интенсивности qB-r определяют при допущении, что горизонтальная нагрузка контактного провода не передается на не
сущий трос, а воспринимается фиксаторами:
<7гл = + бгл)2 + Ртгл • (23-3)
<?вт = jAg2 + Р?вт • ' <23-4)
где ₽тгл — нагрузка от ветра на несущий тэос, покрытый гололедом, кН/м; рТнт —• нагрузка на несущий трос от ветра наиболь-ей интенсивности, кН/м.
§ 23.3. Расчет полукомпенсированиой подвески
Для заданных проводов расчет выполняют в следующей последовательности:
1. Устанавливают расчетные климатические условия по данным наблюдений метеорологических станций и нормативным документам [3, 4, 5].
2. Определяют вертикальные, горизонтальные и результирующие нагрузки на провода подвески по формулам (23.2), (23.3), (23.4) для режимов: низшая температура (mm, гололед и ему соответствующая ско-рость ветра /гл, ветер наибольшей интенсивности (ЕТ.
3. Определяют допустимое по прочности натяжение несущего троса Тдп и номинальное натяжение контактного провода К по формуле (23.1) и табл. 23.1. для двойного контактного провода берут суммарное натяжение.
4. Рассчитывают эквивалентный пролет /эк для рассматриваемого анкерного участка по формуле (22.6).
'5. Рассчитывают критический пролет Z^p по формуле (23.15) и устанавливают режим, при котором натяжение несущего троса будет наибольшим.
6. Выбирают температуру беспровесного положения контактного провода to по выражению (23.16).
7. Рассчитывают натяжение иесушего троса в зависимости от температуры по уравнению состояния (23.11) или (23.12). За известный режим принимают режим, установленный в п. 5 (Zi=/min, <?i=g, Г1 = Гдп или /1=/Гл, q\ = Qrn, Ti=TRn- При расчете по формуле (23.11) принимают ожидаемое значение Го (см. табл. 23.5).
8. Определяют натяжения несущего троса Ггл, ГЕт при режимах добавочных нагрузок /гл, /кт- В уравнении состояния при этом принимают соответствующую результирующую нагрузку qT„, qBT.
9. Определяют по формулам (23.5), (23.6), (23.7) или (23.8), (23.9) стрелы провеса несущего троса и контактного провода для пролетов, входящих в данный анкерный участок.
10. Рассчитывают изменение высоты контактного провода в зависимости от режима по формулам (23 19), (23.20), (23.31) или (23.21).
11. Определяют натяжения и стрелы провеса ненагруженного несущего троса по выражениям (23.13), (23.14) для тех же пролетов.
Расчеты по п. 7, 9, 11 выполняют при отсутствии добавочных нагрузок (qt=g).
Уравнение равновесия устанавливает зависимость между стрелой провеса несущего троса, его натяжением, стрелой провеса и натяжением контактного провода. Стрела провеса несущего троса для любого режима, м (рис. 23 1):
qt gjl2 gpjd2 , 8Kjd2
giTi |_ 8 + 2 2
+ Hibt-K (23.5)
где qt — результирующая нагрузка на несущий трос при рассматриваемом режиме Z, кН/м; gi=g+grn — вертикальная составляющая нагрузки на несущий трос, кН/м; gPi — нагрузка от силы тяжести рессорного, троса при режиме Z, кН/м; gKi — нагрузка от силы тяжести контактного провода и гололеда на нем при режиме Z, кН/м; Hi — натяжение рессорного троса при рассматриваемом режиме Z, кН; /> — стрела провеса контактного провода, м; е, — разность уровней смежных точек подвешивания контактного провода при режиме Z, м; a, d, bi — параметры опорного узла с рессорным тросом (см рис. 23.1), м.
Величины Hi, bi и е;, а следовательно, Fi могут быть установлены после расчета рессорного троса (см. § 23.5). Для подвески с опорными или смещенными струнами в формуле (23.5) принимают: а=0, d=0, />,= = 0, е,=0.
Вертикальная проекция стрелы провеса несущего троса при любом режиме:
gi г — Fi qt
(23.6)
Стрела провеса контактного провода подвески со смещенной струной или рессорным тросом:
g;(Z —2с)2 / 8(Tt + K) \
gTi \ giTo /
(23.7)
Стрелу провеса контактного провода подвески с опорной струной определяют по формулам:
при Tj с То
= 8iP (1 sTi У
П 8 (Tt+K) I, giT0 ) ’
(23.8)
Рис. 23.1. Расположение проводов цепной подвески с рессорным тросом
181
при Ti > То
fi =------
870
' g;K gtiK [
. gniTp gniTi
Ij
(23.9)
где gfi — нагрузка от силы тяжести несущего троса и гололеда на нем при рассматриваемом режиме /, кН/м.
Изменение натяжения несущего троса в зависимости от температуры определяют по формулам (23.11), (23.12) и (23.13). Подвеску с двумя контактными проводами и опорными или смешенными струнами рассчитывают по уравнению состояния цепной подвески
кН/м; Ti — натяжение несущего троса-при известном режиме, кН; ат —• температурный коэффициент линейного расширения материала несущего троса, °C-1; £т — модуль упругости материала несущего троса, ГПа; ST — площадь поперечного сечения несущего троса, мм2 (табл. 23.4).
Подвеску с одним контактным проводом и опорными или смещенными струнами, а также подвеску с рессорным тросом и любым числом контактных проводов рассчитывают по уравнению состояния свободно подвешенного провода (22.8), которое для цепной подвески имеет вид
4
24ат7‘
' к у
Qi+g — 'О I
I*
ЭВ
24 (Tt -i- К)2
I 4" 8 I ^эк \__________J о /____
24(7’1 + Ю^
llR _ Т;
24ат7’? aTETSt
(23.12)
— ат (ti — ti) +
Ti — Л -------- ?
£TST
(23.10)
Натяжение несущего троса ненагружен-ного силой тяжести контактного провода находят в зависимости от температуры воздуха цри монтаже из уравнения
которое, решенное относительно температуры, имеет вид
(’>+ ‘ "л) I2/2 ' эк
ti~ 24ат(7\+Ю2
Tj
(К \2
qi + g - ) /2
ь Т / эн
________Jo /_
24ат(Гг + Ю2
Tj d^E-^S^
(23.11)
где ti — температура троса при известном режиме, °C; qi — результирующая нагрузка несущего троса при известном режиме,
g2C< Тв
° 24атГ° aTETST St ^ЭК * Р?
24атГр(. aT£TST
+
(23.13)
где io — температура троса при беспровес-ном положении контактного провода, °C; Tpi — искомое иатяжеиие ненагруженного несущего троса цри температуре ti, кН.
Стрела провеса ненагруженного несущего троса для каждого пролета анкерного участка:
Fpi=g^/(8Tvi). (23.14)
Сочетание климатических условий, при которых натяжение в проводе будет наи-
Таблица 23.4
24а и обратных им величии
Значения произведений aES,
Провод ?4« 1/(24а) aES \/(aES)
МФ-85, БрФ-85 0,000408 2450 0,184 5,428
МФ-100, БрФ-ЮО 0,000408 2450 0,217 4,614
МФ-150, БрФ-150 0,000408 2450 0,325 3,076
М-95 0,000408 2450 0,204 4,908
М-120 0,000408 2450 0,254 3,943
ПБСМ-70 0,000319 3130 0,165 6,060
ПБСМ-95 0,000319 3130 0,243 4,119
А-120 0,000552 1811 0,166 6,013
А-150 0,000552 1811 0,210 4,754
А-185 0,000552 1811 0,260 3,844
АС-35/6,2 0,000461 2169 0,116 8,621
АС-50/8,0 0,000461 2169 0,152 6,579
АС-70/11 0,000461 2169 0,214 4,673
4,0 БСМ 0,000319 3130 0,029 34,791
6,0 БСМ 0,000319 3130 0,065 15,468
Примечание. При определении значений aES и l/(aES) учтена фактическая площадь провода, а значение модуля упругости провода принято по табл. 23.2.
1182
Таблица 23.5
Ориентировочные значения То
Несущий * « Значения То,%, наибольшего допустимого натяжения при температуре
S о
трос Число К( ных проз — *ср— — 5“ II I ь II
Медиый 1 2 70 75 75 80 80 85
Биметаллический и стальной 1 80 83 85
большим, называют расчетным режимом. В уравнении состояния (23.11) или (23.12) расчетный режим принимают за известный. Наибольшее натяжение провода может быть при низшей температуре воздуха или гололеде с ветром. Расчетный режим ( станав-ливают путем сравнения значений* эквивалентного пролета, определяемого по формуле (22.6), и критического пролета:
— (Т'дп (- К) X
24ат (/гл — /min)
, (23.15)
2 , 2gK —g) — -Г ---------------
То
где 7,ш— наибольшее допустимое по прочности натяжение несущего троса, кН.
Если ZKP—/эк>0, то наибольшее натяжение провода будет при низшей температуре воздуха tmin, если ZKp—/эк<0 — при гололеде с ветром /гл- Ориентировочное значение То (табл. 23.5) приводит при определении ZKp к погрешности до 5%. Если разность ZKP—Z8K велика, то при определении режима погрешность не имеет значения. Если эта разность мала, то безразлично, какой режим будет принят за исходный, так как при /кр—Z3K=0 можно принимать любой из них.
Температуру беспровесного положения контактного провода обычно принимают
/0 — 0,5 (/max "Ь /mln) — (Ю 4- 15). (23.16)
Монтажные кривые Т (/), F (/), f (/) приведены на рис. 23.2—23.7.
Длина любой струны в пролете, имеющем на смежных опорах разную конструктивную высоту (рис. 23.8):
hp /1]
У.
gx2
2Т0
2Гв /
x + ht.
(23.17)
Z
При hi — h2=hK формула примет вид
, Ух — hK — gx (Z х)/2Т0. (23.18)
При изменении температуры несущего троса подвески со смещенной струной или рессорным тросом контактный провод переместится по высоте по отношению к беспро-весному положению:
в середине пролета на
_К_ Tt + K
(23.19)
под околоопорной струной на
у подвески со смещенной струной; у подвески с рессорным тросом па значение Луа, определяемое по формуле (23.31).
Для подвески с опорными струнами изменение высоты контактного провода в середине пролета составит
Ahlt 4Tl + K)
(23.21)
§ 23.4. Расчет компенсированной подвески
Расчет выполняют в следующей последовательности:
1. Устанавливают расчетные климатические условия (см. § 22.5).
2. Определяют вертикальные, горизонтальные и результирующие нагрузки на провода подвески по формулам (22.1), (23.2), (22.2), (22.3), (23.3), (23.4) для режима гололеда с ветром и для режима без добавочных нагрузок.
3. Устанавливают номинальные натяжения несущего троса Т и контактного провода К по табл. 23.1; изменение натяжений проводов не должно превышать ±0,15 К и ±0,10 Т.
4. Определяют стрелу провеса контактного провода для каждого пролета анкерного участка по формуле fi=0,001 I.
5. Определяют стрелу провеса несущего троса для каждого пролета анкерного участка при отсутствии добавочных нагрузок:
' I 1st2 \
Fi = Т я + ’ (23-22)
1 1 \ о /
где Hi — натяжение рессорного троса, обычно принимаемое не более 1,5 кН; bi — см. рис. 23.1.
Определение значений Ht и bt рассмотрено в § 23.5.
6. Расчет стрелы провеса контактного провода при гололеде, м:
ргл а ~ 2с)2
+ (23-23)
+л)
7. Расчет стрелы провеса несущего троса прн гололеде, м:
Р ____ ___Чгп Г (g gpji) .
ГЛ“ (g + grJT [ 8
^гл^гл — Kf гл! • (23.24)
1183
-гв в го w -го , g , гг , - 'гв о го' w -гв о гв ов
Рис. 23.3. Монтажные кривые для полукомпенси-рованной цепной подвески М-120+2МФ-100 с рессорным тросом = —40-^.—30°С, Ь*»20 мм)
23.2.
Монтажные кривые для полукомпенси-цепной подвески М- 120+2МФ-100 с тросом (^min “—50°С, £><^15 мм;
*miu = -4°4—30°С, мм)
150
100
50 о
-м -го , 0< t гр t°C -W -20 0 20 t°c '-20 ; Ь ^20 ' io "-20 ' 0 ' 20 io
-io ' b 'io' io -20 ' b ' io ' io
ic. 23.4. Монтажные кривые для полукомпенсн->ванной цепной подвески ПБСМ-95Ч-2МФ-100 рессорным тросом (/mln = —50°С, Ь<^15 мм;
/т1Ц = —40^-—30°С, мм)
Рис. 23.5. Монтажные кривые .для полукомпенси-рованной цепнбй подвески ОБСМ-95+2МФ-ЮО с рессорным тросом (^min = — 40-^-—ЗО°С, Ь=20 мм)
-го о гр t?c -w ~20 у о угр t°c ‘-20't о \ гр ' fyo '-20 0. ip t io
-го b ' 20 ^io -20 ' b ' io io
Рис. 23.7. Монтажные кривые для полукомпенси-рованной цепной подвески ПБСМ-70+МФ-100 с рессорным тросом (£т1и = —40-^—30°С, Ь = 20 мм)
Рис. 23.6. Монтажные кривые для полукомпенси-рованной цепной подвески ПБСМ-70+МФ-100 с рессорным тросом (^mm = —50°С, Ъ 15 мм;
=-40<—30°с» мм)
184
*- 23.8. Схема для расчета длин струн в про-
лете
Затем устанавливают изменение ординаты провисания несущего троса в месте закрепления околоопорной струны:
A(/Ci =0,5 [gc (Z — с) + gpa2 + gKd2] X
X f 1 .-Mi ^bi+Kei _ \П П/ Tt
Зтртикальная проекция стрелы провеса:
Fгл = Fгл — - (23.25)
?гл
8. Определение изменения высоты контактного провода при гололеде:
в середине пролета
To
где bi = yai+^i; b„=ya0+^0; ei=yai+tyt— --У an-фо--tyci.
Натяжение рессорного троса рассчитывают по формуле
„ a — d Г 2е,К 1
= IgK^ + d)—. (23.32)
* =<л-Л =
Srn
8Т
Р
К (l—2c)21
— Т + К J ’
(23.26)
под околоопорной струной
Г/2 _ /7__ 2л,у^ . \*2.г.Щ', 8Т
9. Определение длин струн по формуле (23.17) или (23.18).
Изменение натяжения рессорного троса с Ягл до Hi и его перемещение Ьтл—bt малы. поэтому ими можно пренебречь и прн- -ть их начальные значения.
§ 23.5. Расчет рессорного троса
Расчет рессорного троса по приведенным формулам выполняют методом последовательного приближения. За исходный расчетный режим принимают температуру бе’спро-весного положения контактного провода t0. Натяжение троса при этом режиме принимают не более 1 кН для полукомпенси-•рииании>1 иъдаеики.
Натяжение несущего троса должно быть определено по уравнению состояния (23.12) до начала данного расчета. Рассматривают режимы, при которых действуют только нагрузки от силы тяжести проводов.
Натяжение рессорного троса Н, будет равно нулю при е,=0,5§к (с2—d2)!K, положительное значение которого показано на рнс. 23.1.
При заданных параметрах рессорного тр га (а, с, d, ар, Ер, Sp) устанавливают жзменения натяжения Hi, стрелы провеса разности уровней смежных точек подве-вания контактного провода д и размер fr, в зависимости от температуры ti (см. рнс. 23.1).
Изменение режима приводит к горизонтальному перемещению точки закрепления рессорного троса на несущем тросе:
Да, = 0,5ag3
Л - 7„1
ETST J
ат (^i — ^о)
§ 23.6. Определение максимальных ветровых отклонений контактных проводов и длин пролетов
Ниже приводится принятая методика расчета, в которой при определении расчетной ветровой нагрузки вводят установленные нормами коэффициенты [6], учитывающие порывистость ветра.
Определение максимальных ветровых отклонений контактных проводов. А. При обычной контактной подвеске:
1) в общем случае
Р
Ьц max — (Рк Pc + К71?) -|-оД
(а,—а.)2 К
2(pK-pc + K/R)P ~
Стрела провеса рессорного троса при искомом режиме и беспровесном положении контактного провода:
-i = ^о+ 2 (a— d)[Aa, + aapx
*-----X (/;—<„)+ a(Ht — //0)/EpSp]; (23.28)
Фе = (а + d) gK/(2//o) • (23.29)
Тк.
(23.33)
Ордината провисания несущего троса на расстоянии а для любого режима:
a\gl — a (gT — 2gp)l
У ai = 2 (Т, — НЦ
(23.30)
где битах — максимальное ветровое отклонение контактного провода от оси токоприемника, м; рк — ветровая нагрузка на контактный провод, кН/м; R — радиус кривизны участка пути, м; at и аз — зигзаги контактного провода на смежных опорах, м; ук — изменение прогиба опор на уровне крепления контактного провода под действием ветровой нагрузки, м.
Верхний знак перед дробью K/R в формуле (23.33) относится к направлению вет-
185
ра от центра кривой, нижний знак — к центру кривой. При односторонних зигзагах принимают верхний знак перед полусуммой зигзагов. Если зигзаги разносторонние, то перед одним из них надо изменить знак на обратный и взять ту комбинацию знаков, которая обусловит наибольшее значение Ьк maxi
2) для прямого участка пути при равных разносторонних зигзагах иа соседних опорах:
, _ (Рк — Рс) ? |
max — "Г
+ +ъ- (23.34)
(Рк — Рс) Z
В формулах (23.33) и (23.34):
_____2 (РуТп — РтКУ_*
Рс~ I ЫсКТп \
3ип+*+—5г-
где р-г — ветровая нагрузка на несущий трос, кН/м;
Тп= 1 8ЛИ~ ’
Tt <7TZa
<7т — результирующая нагрузка на несущий трос, кН/м;
Хс = йк —0,125gZ2/Tn.
Б. При ромбовидной контактной подвеске на прямых участках пути [7]:
1) в середине пролета при шарнирном скреплении контактных проводов и ромбах на каждой опоре:
. №
°к max — о is
2Рк1 — (2ркг Ркг) X
/ X2 \ 1 d , '
X Н—4 1 Рэр + g 4* 7к« (23.35)
где Р — коэффициент, учитывающий степень шарнириости скреплений контактных проводов (Р ==0,854-0,9); Pki — ветровая нагрузка иа одни контактный провод ромбовидной подвески, кН/м; рк2 — ветровая нагрузка на два контактных провода ромбовидной подвески (с учетом экранирования), кН/м; X — расстояние от оси опоры до места скрепления контактных ’проводов ромбовидной подвески, м; d — расстояние между контактными проводами ромбовидной подвески в средней части пролета, м;
2) в середине пролета при жестком скреплении контактных проводов и ромбах на каждой опоре;
, ___ X (2pBi Рэр) ^/2
к max — к + 2a2£KSK/X2 +
Х (Ркг —Рэр) (0,5Z — X)
К +2a2£I(SK/A2
(Ркг'— Рэр) (z — 2Х)г rf ------------------------------Ь т,-;
8/\ 2 ,F
(23.36)
3) в середине пролета при жестком скреплении контактных проводов и ромбах через опору:
max —
4
(РН2 + Рэр) ZZ 2g2EBS1< X2
(Ркз 4* Рэр) (z М2 d
8К h "у + Тк«
(23.37)
где Ек — модуль упругости материала контактного'провода, ГПа; SK — площадь поперечного сечения контактного провода (проводов), мм2.
В формулах (23.35)—(23.37):
_ [2ркг (2рк1 — Ркг) (1 — 4Х2//2)] Т; д Tt + K+ 10,6ХсрЛ7\/(ёк'2)
_ „ ^KTi г Рт , 1
— РтЛ — - , Ли-Ь 7т— 7к I
+р L ?т I .
Tt +К + W,6lcpf(TiHgeP)
Pt(1 + 1)K-Pk(1-1)Ti д
8,34Х'рА7г-
Рэр
K(Z + X) + 7Z(Z-X)+ gK(/_Z)
8Л7 i [, рт , ]
/~х|/'и <?т + ,т-'к|
8,341 КТ;
К (Z + X) + 7Z (Z—Х)+----
ёк(' —М
ХСр — ZiK — 0,115gl2/Tnj
<p = &K-0,0985gZ2/7o;
где ут — изменение прогиба опор на уровне крепления несущего троса под действием ветровой нагрузке, м.
Определение наибольших допустимых длин пролетов. А. П р и обычной контактной подвеске:
1) в общем случае:
+ УN2 — (а, — а2)2 ], (23.38;
где /У=2(Ьк дп—ук)-ь(Я14-й2); Ьк дп до-пустимое ветровое отклонение контактного провода, принимаемое для прямых участков пути 0,5 м и в кривых — 0,45 м.
Условия применения знаков в формуле (23.38) и определение значения рс аналогичны тому, что было приведено выше для определения Ьк шах [см. формулу (23.33)];
2) для прямого участка пути при одина-
186
sBbLX разносторонних зигзагах на соседних
порах:
_ ...__________________
+ НЬндп-^к)2-^!- (23.39)
0 ^тах, л
50
W го
б) 6)
500 1000 R.M 500 1000 1500 R.M 500 10000,11
Рис. 23.9. Наибольшие длины пролетов полуком-пенсированных подвесок;
а — ПБСМ-70+МФ-100 и П Б СМ-95+МФ-100 на изолированных консолях; б — М-120+2МФ-Ю0 и ПБСМ-95+2МФ-100 на подвесных изоляторах;
в — ПБСМ-70+МФ-85 на подвесных изоляторах
Б. При ромбовидной ко итак т- ой подвеске на прямых участках пути:
1) при шарнирном скреплении контакт-проводов и ромбах на каждой опоре:
2) при жестком скреплении контактных проводов и ромбах на каждой опоре:
(23.41) где
12 Г X2
Л —К — (2pKi — рэр) — +
/ 12 \1
+ (Ркг — /’эр) I 0,25 — I !
/ * \2
® = 2 (рК2 — Рэр) 10,5 [ 1 a2£KSK
, X2 [ d \
— 2^"2 /2 I ^кдп — о — 1к ) •
1“ \ Z /
/ d \
С = 4/Cfl2£’l;SK g — In J •
3) при жестком скреплении контактных проводов и ромбах через опору:
Индекс 2 в этой формуле относится к режиму, обусловливающему наибольшую стрелу провеса несущего троса (высшая температура с учетом нагрева током или гололед), а индекс 3 — к режиму, при котором имеет место наименьшая стрела провеса несущего троса (низшая температура).
Б. При обычной компенсированной подвеске:
^ах<2К 27"Д/гдо/^л. (23.44)
Значения Д/г'дп могут приниматься для перегонов при одном контактном проводе 0,85 м и при двух контактных проводах — 0,9 м; для станций — соответственно 0,4 и 0,45 м.
Наибольшие длины пролетов обычных контактных подвесок (рис. 23.9) установлены исходя из режима наибольшей скорости ветра. Римскими цифрами обозначены ветровые районы СССР. На графиках приведены данные для подвесок, расположенных в незащищенных от ветра местах, на насыпях высотой до 5 м и в выемках глубиной до 7 м. Коэффициент, учитывающий порывистость ветра, принят 1,15. Зависимости (рис. 23.10) построены для ромбовидных подвесок на прямых участках пути при различных значениях зигзагов контактных проводов а. Расстояния от оси опор до мест жесткого скрепления контактных проводов приняты равными одной четвертой части пролета.
/max — X 2
где
V Рю + ₽эр
(23.42)
(Ркг + Рзр) /X гг । 2а2£кЗк
Тк _
2
Проверка выбранной по ветровым отклонениям длины пролета по условиям соблюдения вертикальных габаритов контактных проводов. А. При обычной п о л у-компенсированной подвеске:
Рис. 23.10. Зависимости наибольших допустимых длин пролетов для полукомпенсированньгх ромбовидных подвесок М-120+2МФ-100 и ПБСМ-95+ +2МФ-100 от расчетной скорости ветра;
а — при ромбах на каждой опоре; б — при ромбах через опору
/max 2
(23.43)
187
(й Внешние стерана кривой Внутретм ствреяп кривей
Рис. 23.11. Изменения натяжения несущего троса компенсированных подвесок;
' а— ПБСМ-70+МФ-100; б — МЧ20+2МФ-100
I 188
§ 23.7. Определение длин анкерных участков
Расчет длин анкерных участков полуком-еЕрованной подвескн выполняют так, бы для конкретных условий трассы из-ення натяжения контактных проводов превышали ±15% номинального. Для -енснрованной подвески, кроме этого, нз-ния натяжения несущего троса не □кны превосходить ±10% номинального.
Рис. 23.12. Изменения натяжения контактного ровода полукомпенсированных подвесок с сочлененными фиксаторами:
а — П Б СМ-70+МФ-100: б — М-120+2МФ-100
Изменения натяжений отдельных проводов подвески на определенном участке трассы находят по графикам, построенным для крайних значений расчетных температур на прямых участках пути и в кривых различных радиусов. Общее изменение натяжения провода определяют как сумму изменений натяжения на разнородных участках трассы.
На рис. 23.11 приведены кривые изменений натяжения несущих тросов ДУ от расстояния между компенсатором и средней анкеровкой L, а на рис. 23.12 — кривые изменений натяжения контактного провода ДХ. Для всех графиков расчетные экстремальные температуры приняты равными ±40сС. Если температуры будут изменяться от —50 до + 40°С, то значения ДД на графиках рис. 23.12 должны быть увеличены на 12%, а значения ДУ на графиках рис. 23.. 11 надо увеличить на 13,5%. Если же температуры будут изменяться от —30 до + 40°С, то значения ДД на рис. 23.12 нужно уменьшить на 12%, а значения ДУ на рис. 23.11 уменьшить на 13,5%. Габарит опор Г равен 3,1 м. Прн других габаритах опор изменения натяжения несущего троса ДУ можно принимать пропорционально отношению 3,1 /Г.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Электротехнический справочник. Ч. [I. М., Энергия, 1975. 568 с.
2. Марквардт К. Г. Контактная сеть. М., Транспорт, 1977, 272 с.
3. Строительные нормы и правила. Ч. II, гл. 6. Нагрузки и воздействия. М., Стройиздат, 1976. 60 с.
4. Строительные нормы и правила. Ч. II, раздел А, гл. 6. Строительная климатология и геофизика. М.. Стройиздат, 1973. 320 с.
5. ГОСТ 16350—70. Климат СССР. Районирование и характеристика климатических параметров для промышленных изделий. М., 1973. 40 с.
6. Правила содержания контактной сети электрифицированных железных дорог. М., Транспорт, 1972. 96 с.
7. Ф р а й ф е л ь д А. В. Проектирование контактной сети. М., Транспорт, 1978. 304 с.
, Г л а в а 24
ПОДЪЕМ КОНТАКТНОГО ПРОВОДА ПОД ДЕЙСТВИЕМ СИЛЫ
§ 24.1. Простая подвеска
и цепная подвеска с опорными струнами
, Простая подвеска. Под действием нажатия токоприемника Р контактный провод в точке С на расстоянии х от левой •опоры А (рис. 24.1) переместится вверх на
Дйа. = Рх(/ —х)/(К/). (24.1)
Цепная подвеска с опорными струнами. Значения подъема контактного провода по длине пролета прн постоянном контактном нажатии Р представляют плавную кривую, состоящую из участков, описываемых разными уравнениями. Каждое уравнение соответствует одной из четырех возможных расчетных схем 1—IV (рис. 24.2), которые характеризуются состоянием опорной струны (натянута или ослаблена). Симметричность подвески относительно середины пролета позволяет рассматривать левую половину пролета (O^x^Z/2).
Выбор расчетной ситуации А, Б, В и Г, являющейся сочетанием расчетных схем, выполняют в зависимости от соотношения действительной стрелы провеса ft, м, контактного провода и граничных значений [1]:
Значения х, при которых в процессе расчета переходят от одной схемы к другой:
x1 = P7’i/2(A+7’z)gmi; (24.5)
^ = (Р-ёкк«02(К+Л)х
X
(24.6)
х3 = /-8Л(К-Ь7-;)//>; (24.7)
= [Р - &fiKll}l[PKIl (К + Ti) +
+ 2gKTi], (24.8)
где g^K-W; grJ:,—=s/v<//2.
Подъем контактного провода в месте приложения силы Р для расчетных схем I, II, III, IV:
Ahu = Р(1 — х) х!(К + Tt) I +
1 / PTj \а
(24.9)
= Р (Z — х) х!(К 4- Tj) I -Н gKT; х
/1 =f= PZ/(8K); (24.2)
/2=Р//(8(К+Гг)]; (24.3)
fs = Pl/[l6(K+Ti)]. (24.4)
х(/
2РТгхЦК + Ti) gini ~х)2/(2К);
(24.10)
Р — gi:Kf'Z . 2gmi
Рис. 24.2. Расчетные схемы подвески с опорными струнами
(K+Ti)(P-gKKil) J
P SkkiI i_________PTjX_______"I2
. 2gItTi- + (K + Ti) (P~gKKil) J X
x(1~7')}'SL: (24J°
\ b ]) z/\
AhlVi = Px (I - x)l(K + Tt) I + + [PTiKK + Pi)]2/(8/<gKT0 + .
+ [PK (I — x)!(K + Т,) I — SfiKHY X
X (Z-x)/(8ZXgKT!). (24.12)
§ 24.2. Цепная подвеска с рессорным тросом или смещенными струнами
В зависимости от состояния подрессорной и околоопорной струн могут сложиться следующие расчетные ситуации (рис. 24.3).
190
Рис. 24.3. Расчетные схемы подвесок с рессорным тросом или смещенными струнами
_____с — х____ 2(c-d) (Ti~Ht)
x(l — c) I
(x — d)
(c — d) (K+Tt)
(x — d) (c — x) K(c~d)
при расположении силы между сорными струнами
PaD: .
Aft,n, = ---------
101 2(Tt-Ht)
Р (d2 — х2)
2dK
I — — I
(24.13)
подрес-
3x'
2~ I .
(24.14)
Схема II:
Ситуация А складывается в случае, если подрессорная и околоопорная струны остаются натянутыми при любом положении (0;gx^Z/2) силы Р (расчетные схемы I, III, II).
Ситуация Б создается при движении силы Р от левой опоры к околоопорной струне, когда подрессорная и околоопорная струны натянуты, а затем при прохождении определенной точки ослабляется околоопорная струна. Ситуация соответствует расчетным схемам I, IV, III и II.
Ситуация В описывается расчетными схемами V, I, III, II и создается, когда при х=0 ослаблена подрессорная струна и натя-вута околоопорная (схема V). Затем при увеличении х натягивается подрессорная струна и они обе остаются натянутыми (схемы I, III, II).
Ситуация Г (схемы V, IV, III, II) сначала складывается так же, как предыдущая, но при движении силы Р ослабнет околоопорная струна.
Ситуация Д характеризуется расчетными схемами V, I, IV, III, II и образуется, как ситуация Г, но при движении силы Р слева направо натягивается подрессорная струна, а затем ослабляется околоопорная струна.
Ситуация Е соответствует расчетным схемам IV, III, II и складывается, если при расположении силы Р в диапазоне OsCxsgc подрессорная струна сначала ослаблена, затем при увеличении х натягивается, а околоопорная струна остается ослабленной.
Формулы для определения подъема контактного провода в месте приложения силы Р следующие [1—3]:
Схема I:
при расположении силы между подрессорной и околоопорной струнами
—
x (I — x)
2x (Z — x)
Z
P2T?
»(K+Tt)2Kgmi
Схема III:
Д/г1П( —
~2K
2PTj(x — c) (K+Ti)gKU
I
(24.15)
1 —
x(l — x)
-J-c—X
Схема IV: вариант a, x^c
P (v; — x)(x — d)
Ivai ~ К (Vi-d)
Айг,; (x — d) + Ahml (Vj — X)
Vi —d
2
(24.16)
Г (z — Vj —С) (X — d) (vt — c) 2/< [ Vi — d
]. e: (V; — X) 4----------—
O; — d
gK(x — d) (V; — x) 2K
(24.17)
где
P (,x(Z — vd Г
= у ; - {---------------+ ₽z H — vt —
A T I * L
AftIZ = PaDt
X
vt = (I —2c) X
191!
l-_-------------
O' 2c) £ктг
2
I—c—x
P------
I —2c
gK(c-d) 4f;K
etK
2
I —2c ' c-d M +
ллЛ1г 2
PaDj
1-— I
Для приближенных вычислений принимают Bai=0, В на-
значения р,-, Di вычисляют по формулам (24.25) и (24.26).
Основные параметры опорного узла с рессорным тросом приведены на рис. 23.1. Для цепной подвески с рессорным тросом или со смещенными струнами принимают:
gwri — §к — iK/(l 2c)* 2 ;
gKKi = 8W(/~2c)2.
Схема V:
1
(I — c) (c2 + x2)
Bai = PK |l-y— 3/(2 —
I
PK(1
c + Pi (Z + c) (c-d) (K + Tt)
aDi 1
(c-d)
1 —
(K+Ti) (I—2c)
вариант b, x^c
P(Vi-x)(x-d)
Mivbi =----------
K(Vi—d)
Wlmi (Vj — X) + — У Vi) (X—d)
Г 3c2 x2
+ cpj2(Z-2c) + --------
При 0 < x < d
C2 ---X2
К
— A.
(24.19)
2/(
A = (c — x)
gK (c + d)
2Д
et
c— d
vt — d
gu (Vj —c)(x— d) et (Vj — c) (x—d)
2K
(c — d) (vt — d) ’
(24.18)
Для подвески со смещенными струнами можно воспользоваться формулой (24.15) при x2^x^Z/2, формулой (24.16) прн c^x^xz и формулой (24.19) при 0^
где yvi = A
I — 2p; \2
1 + Ti/K
I—2c
Pz ₽ici 2 (1 J|_ Т.ЦКС)
1 —
«i = (Z
1 —-----------------X
(Z — 2c) gKTj
2
PTt
(24.20) 2gKTiW+rz)
x — d gK(c — d) 4fj/\
I—2c
c — d
2
— Bbl
c — d
X
11 - i 3x = —+ ₽i I1—f
I
1
X (K+Tt)(l-2c) X
( I — c — d
X {[Z — с + (2Z — c) ]---—
I c — a
Расчетные схемы I—V построены для случая, когда после приложения силы Р в точке х=0 стрела провеса рессорного троса будет больше нуля. При этом подъем несущего троса в точке крепления к нему рессорного троса состоит из двух частей:
а) подъема, вызываемого изменением натяжения рессорного троса с Hi до Hpi,
&yia = (Ht -Hpi) yai/(Tt - HpiYc (24 .21)
б) подъема, вызываемого изменением вертикальной составляющей реакции опоры, возле которой к проводу приложена сила Р
aDi
2 (Ti-Hi) (c-d)
X
P(1 -2₽f)a
Д'/ip =-----------
4Ti~Hvi)
(24.22)
X
1-T-Pi
X
где Hi — натяжение рессорного троса при рассматриваемом режиме Z, кН; Нр,— то же
192
- le приложения силы Р, кН; yai — орли-вта несущего троса в точке прикрепления к нему рессорного троса, м; ее вычисляют I формуле (23.30).
Определение Hpi связано с трудностями, поэтому при'расчетах по формулам {24.21) и (24.22) принимают
В некоторых случаях расчета при фг< < (0,5ч-0,6) yai и высоком значении силы Р рессорный трос может располагаться по прямой линии. При этом
Для исключения такого положения сила Р должна быть меньше;
A'/imax7’* — У<ИН1
(24.24)
0,5а (1 — 2pi)
При неослабленном рессорном тросе коэффициент
0,5 ₽/ =--------------------> (24.25)
t (Л - Hi) I
+ aDi(K + Hi) где
Di =PyaiWt + 1- (24.26)
Коэффициент р и стрела провеса ф, рессорного троса при рассматриваемом режиме 1, входящие в формулы (24.23), (24.25), 124.26), зависят от схейы опорного узла с рессорным тросом (рис. 24.4). Для схемы с одной подрессорной струной р—1; для схемы с двумя струнами р=1—d/a и для схемы с большим числом струн р=0,75. Стрела провеса рессорного троса:
Ф,- = (a~d) [£к(с + сО +G']/2Hh (24.27)
где G' — сила тяжести рессорного троса и части фиксатора, кН.
Рнс. 24 4 Схемы рессорного узла с одной (а), двумя (б), четырьмя (в) подрессорными струнами: d' — расчетное значение параметра
7 Зак. 1611
Положение рессорного троса при действии силы Р устанавливают на основании расчетов в следующей последовательности. Для выбранных исходных данных Z, а, с, d, Tt, К определяют yai, Hi по формулам (23.30) и (23.32), а ф: по формуле (24.27). ВЫЧИСЛЯЮТ bl/la, &yip, &yi max по формулам (24.21) — (24.23). Сравнивают сумму ДЩи+АЩр с Дщ max. Если Д(/,и + ДЩр<Д1/, шах, то рессорный трос в Зависимости от значения силы Р может остаться натянутым или ослабнет до расположения ПО ПРЯМОЙ ЛИНИИ, Прн ДЩн + + Д{/<р = Д1/< max—ослабнет только при выпрямлении. При Д«/(н+Д{/1р>Д!/г max подвеска по условиям работы может перейти, а при Дугр>Д(/г max переходит в подвеску со смещенными струнами.
Для нормальных условий работы (Ду,и+ + Дг/<Р<ДгДтах) выбор расчетных схем ведется следующим образом. При расположении силы Р с координатой х=0 определяют Д/г о, ДЛхуы и bhyi по формулам (24.13), (24.18), (24.19) и из них выбирают наибольшее значение и соответствующую ему расчетную схему. Для силы, расположенной под околоопорной струной х = с, определяют А/in, AAivsi, tdivi по формулам (24.14), (24.18), (24.19) и из них выбирают наибольшее значение Д/г,- и соответствующую ему расчетную схему. Для случаев, когда схема IV исключается.
Если выбранные в первом и во втором случаях значения Д/гх=0 и соответствуют одной и той же схеме, определяют подъем в точках интервала ОгСхгСс по формуле для этой расчетной схемы. Если значения Д/гх=0 и Д/гх=с относятся к различным схемам, то по формулам этих схем сравнивают подъемы при х=с/2. По большему значению устанавливают расчетную схему при х=с/2. Для половины отрезка с, для которой совпадают расчетные схемы, подъем устанавливают по формуле этой схемы. Для половины отрезка с, иа концах которого наибольшие значения будут получены по разным формулам, вновь для обеих схем, определяют подъем точки, находящейся в середине этой части (т. е. при х=0,25 с или х=0,75 с). Выбирают из двух значений большее. При желании получить более отчетливую кривую подъема можно указанным путем исследовать четверть отрезка с.
При расположении силы на отрезке csgxss;//2 определяют х2 по формуле (24.20). Для значений хТ>х2 расчет,ведут по формуле (24.15), соответствующей схеме II. Для х^х2 подъем определяют по формулам (24 16), (24.17) и из них выбирают наибольшее значение.
§ 24.3. Влияние струнового пролета на подъем провода
Формулы (24.13) — (24 19), как и все другие формулы для расчета цепных подвесок, выведены в предположении бесконечно большого числа струн между опорными нли околоопориымн струнами. В реальных условиях при конечном числе струн кривая
193
• подъема провода по длине пролета будет I иметь волнистый характер с периодом изме-i нений, равным длине струнового пролета. Изменение подъема будет тем меньше, чем i большее число струн ослабляется проходя-' щим токоприемником, т. е. уменьшается с увеличением Р и уменьшением расстояния между струнами.
Расчеты по формулам при бесконечном числе струн дадут результаты, завышенные против расчетов с конечным числом струн при длине струнового пролета 10 и 5 м для подвески с одним контактным проводом соответственно около 10 и 3% под струнами и около 2% —в середине между ними. Для подвески с двумя контактными проводами— соответственно 5 и 3% под струнами и в середине между ними — 2 и 0,5%. Поэтому в качестве первого приближения можно считать подъем по приведенным в § 24.1 и 24.2 формулам.
Для уточнения подъема провода при конечном числе струн для подвески с натянутыми опорными или околоопорными струнами следует из значения подъема, полученного по формулам § 24.1 и 24.2, вычесть значение, определенное по формулам (24.28) — (24.30).
Для цепной подвески с опорными струнами и одним или двумя контактными проводами, подвешенными на всех струнах при нажатии P^POi=gxns(K+Ti)ITi, изменение подъема
Ыц =
1
’ PTj .K+Ti
gvris \
2 /
z (s — г) Ks
(24:28)
где z — расстояние от силы P до левой струны, м; s — длина струнового пролета, м.
При нажатин Pm^P^2.Pa\ и расстоянии ОТ СТруНЫ Z<Z0|=S—gKTiS2 (К+ + Ti)/(PTi) изменение подъема определяют по формуле
1 ( PT; / PTj
8KgKTi \K+tJ ~\K+Ti ~
)g2 ' '
• "2s^ '• ’ (24.29)
а при z^Zoi — по формуле (24.28).
Изменение подъема при 2Poi=^r^3Pm для
z < Zoa —3§кт£82 (К + Ti)!PTi — s рассчитывают по формуле (24.29) и для
1 I PTi \2 --------1--------1 —
\ K+Ti )
PTj
K+Ti
3gm;S \
2
(г + s) (2s — г) 3sK
(24.30)
При поочередном подвешивании двух контактных проводов с достаточной точностью для определения подъема можно считать, что оба провода подвешены на всех струнах. Это условие можно принимать прн расчете подъема рессорного троса при числе подрессоренных струн более двух.
В крайних частях пролета при ослабленных опорных илн околоопорных* струнах влияние конечного числа струн практически не сказывается.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Марквардт К. Г. Контактная сеть. М., Транспорт, 1977. 272 с.
2. Марквардт К- Г.. Железнов Д. Ф. Янина Е. А. Определение перемещения элементов рессорного узла компенсированной ценной подвески под действием силы нажатия. — Тр. МИИТ, 1977, вып. 570, с. 3—13.
3. М а р к в а р д т К. Г., Железнов Д. Ф.. Янина Е. А. Определение подъема контактного провода под рессорным узлом с двумя подрессорными струнами силой, перемещающейся вдоль пролета. — Тр. МИИТ, 1978, вып. 604. с. 113—122.
1
1
Глава 25
ТОКОПРИЕМНИКИ И ТОКОСЪЕМ
§ 25.1. Устройство токоприемников
Токопрнемники локомотивов с конструк-ионной скоростью до 160 км/ч в зависимости от значения снимаемого ими тока под-деляют на два типа: тяжелый Т и-лег-Л (ГОСТ 12058—72). Токоприемник Т г:<дназначен для грузовых и пассажирских >•_ .ровозов постоянного тока и двойного пиия, имеющих номинальное значение Ьательного тока при движении до 2200 А, • токоприемник Л — для э.п.с. постоянного • «временного тока, имеющего номинальное »-ение длительного тока при движении до
Максимальный ток, снимаемый не доль-1 мин, для токоприемников Т и Л тавляет 1,4 длительного тока. Для э.п.с. большей мощностью или более высокой ее грукционной скоростью изготавливают - зприемникн специального типа Сп.
Большинство токоприемников — четы-хрычажные (т. е. такие, в которых на хвных валах закреплены четыре рычага):
-4, П-3, П-5, 9РР, 10РР, 17РР, ДЖ-5,. -1Б, П-1В, М-7, 2SLS-1, SBS-66; для съема : мьших токов применяют и двухрычаж-токоприемннки: П-7, ТЛ-13У, ТЛ-14М В однорычажные ПН-2.
Отечественные токоприемники оборудуют г >матическими приводами
на номиналь-
ное давление воздуха 0,49 МПа; приводы сохраняют работоспособность при изменении давления от 0,70 до 1,35 номинального.
Подъемные пружины, создающие статическое нажатие, с одной стороны всегда соединены с кривошипами на главных валах, а с другой — или с неподвижными точками на основании, илн то же с подвижными рамами (рис. 25.1). Подъемным пружинам противодействуют опускающие пружины. Они выводятся из работы при подаче воздуха в цилиндр (рис. 25.1, б, в, г, д, е). Иногда опускающие пружины отсутствуют (рис. 25.1,о) и вместо них применяют дополнительные подъемные пружины, вводимые в действие при подаче воздуха в цилиндр.
В качестве контактных элементов полозов до 1961 г. применялись медные пластины. Затем на э. п. с. переменного тока они были заменены угольными вставками. Такими же вставками оборудованы токоприемники электропоездов и часть электровозов постоянного тока. Токоприемники наиболее мощных грузовых электровозов ВЛ 10 и ВЛ82 и пассажирских электровозов ЧС2, обеспечивающих централизованное электроснабжение вагонов, оборудуют пластинами из спеченных материалов на железной или медной основах. Новые контактные материалы определяют значительно меньший износ
Рис. 25.1. Схемы подъемно-опускающих механизмов токоприемников
195
Таблица 25.1
Основные технические данные токоприемников
Показатель Токоприемник
ДЖ-4 ДЖ-5, ДЖ-5К П-1Б [П-1В] П-З, П-ЗА [П-5А] П-7А (П-7Б1 ГЛ-13У (ТЛ-MMJ М.7 9РР, I3PP 10РР, П7РРг] 2SLS-1 SBS66 ПН-2
Номинальное напряжение, кВ 3 3 3(25] 3 25(3] 25(3] 25 3 3 25 25 25
Число полозов 2 1 1 2 1 1 1 2 1 1 1 1
Длительный ток при движении, А! при медных пластинах и пла- 2100 1200 1200 2100 1200 1200 — 2100 » 1400 1200
стинах из спеченного материала при угольных вставках А 1335 760 760 1335 760 610 . 760 — 610 610 760
то же Б 1770 1010 1010 1770 1010 — — — — — — 1010
Длительный ток на стоянке, А: при медных пластинах и пластинах из спеченного материала 550 330 330 550 t 330 330 — .550 330 — 330
прн угольных вставках А* 130/80 80/50 80/50 130/80 80/50 80/50 80/50 — — 80/50 80/50 80/50
то же Б* 170/110 100/65 100/65 170/110 100/65 — — — — — — 100/65
Наибольшая высота подъема над 2400 2400 2200 2200 2100 2100 2500 1900 1900 1830 2400 2000
опущенным полозом, мм Максимальная рабочая высота 1900 1900 1900 [2100] 1900 ' 1900 1900 2000 1790 1790 1650 2200 1900
(над опущенным полозом), мм Минимальная рабочая высота 400 400 400 400 400 400 500 190 [1821] 190 [321] 250 220 300
(над опущенным полозом), мм Статическое нажатие в диапазоне рабочей высоты, Н: активное, не менее 80 55 70 80(100] 55 60 85 80 80 60 75 70
пассивное, не более 120 95 ПО 120(130] 85 90 95 120 120 90 105 110
Разница между наибольшим и наименьшим нажатиями при одностороннем вертикальном движении полоза в диапазоне рабочей высоты, Н, не более 20 15 £ 15 15 10 10 10 10 10 20 — 20
Двойное значение трения.-при-веденное к верхнему узлу, Н, не более 40 30 30 30 20 20 15 25 25 20 20 20 *
Опускающая сила в диапазоне рабочей высоты, Н, не менее — 20 45 45[100] 80 100 190 60 60 140 60 35
Ход каретки, мм ь 52 25 50 50 55 50 35 50 30 30 50 50
Время подъема подвижной системы до максимальной рабочей высоты, с 3-7 - 3—7 4—7 4—7 4—7 4—7 5-7 •7-12 7-12 4-6 . — 4—7
Время опускания подвижной системы с максимальной рабочей высоты, с 3-5 3-5 4—7 4—7 4—7 3,5-5 8-10 5—7 5-7 5-8 — 5-8
Номинальное давление сжатого воздуха, МПа 0,49 0,49 0,49 0,49 0,49 0,49 0,49 0,33 0,33 0,46 « 0,49 0,49
Расстояние до заземленных частей, мм, не менее — 75 75(270] 75 270(75] 240(75] 370 75 75 255 260 270
Высота токоприемника в опущенном положении (от нижней опорной поверхности изоляторов до верха полоза), мм 398 390 485(785] 498 740(465] 740(465] 615 650 600(557] 620 545 635
Допустимая скорость движения, км/ч** 85 120 140(120] ПО 140(160] 160(180] -в— ПО 120 150 160 160 100 110
знаменателе — для
летнего.
компенсированной.
* В числителе — для зимнего режима, в знаменателе —
** Результаты испытаний, проведенных во ВНИИЖТе, Примечание. Прн обозначении дробью: в числителе — для полукомпеисированвой подвески, в знаменателе — для
497
контактного провода, чем при медных пластинах.
Угольные вставки Б, имеющие меиьшее электрическое сопротивление, предназначены для применения на электровозах постоянного тока, а вставки А — на э. п. с. переменного и электропоездах постоянного тока.
В обозначении типов токоприемников должны содержаться буквы, указывающие материал контактных вставок: М — медные пластины, У — угольные вставки, Мкм—пластины из спеченного материала (ранее назывались «металлокерамические пластины») на медвой основе, Мкж — то же на железной основе.
На э. п. с. применяют главным образом токоприемники ДЖ-5, П-1, П-3, П-7, ТЛ-13У, ТЛ-14М, 2SLS-1, 10РР и их модификации (табл. 25.1). Менее распространены токоприемники ПН-2, М-7, 9РР, 13РР и SBS66, установленные соответственно на электровозах ВЛ41, Ф, ЧС1, ЧСЗ и К.
Постоянно сокращается в эксплуатации число токоприемников ДЖ-4, которыми были оборудованы электровозы ВЛ 19 и электропоезда Сд.
§ 25.2. Характеристики токоприемников
Токоприемник должен обеспечивать надежный контакт его полоза с контактным проводом при максимальной скорости движения э. п. с. я любых климатических условиях. Кроме того, он должен обеспечивать экономичный токосъем, при котором приведенные затраты, связанные с износом контактного провода и контактных вставок, являются минимальными. Чтобы такие требования были выполнены, токоприемник должен иметь оптимальные параметры и характеристики. Важнейшим параметром токоприемника является его приведенная масса, а основными механическими характеристиками — статическая, частотная, аэродинамическая, опускающей силы и поперечной жесткости.
Приееденная масса токоприемника — условная масса, сосредоточенная в точке соприкосновения полоза с контактным проводом, оказывающая такое же воздействие на контактный провод, как и реальный токоприемник.
Статическая характеристика токоприемника— зависимость активного и пассивного статических нажатий от высоты полоза Н (рис. 25.2). Активным статическим нажатием .°i называют приведенное к полозу
Рис. 25.2. Характеристики статистическая (А в А) и опускающее силы (Роп) для токоприемника ТЛ-13У
50 150Цкн[Ч
нажатие, создаваемое подъемными пружинами при подъеме, а пассивным Р2 — нажатие при опускании токоприемника.
Частотная характеристика — зависимость между частотой вертикальных гармонических колебаний контактного провода или имитирующего его стержня (на испытательном стенде) и амплитудой этих колебаний, характеризующая условия начала отрывов полоза токоприемника от совершающего колебания устройства.
Аэродинамическая характеристика — зависимость аэродинамической подъемной силы Ру поднятого токоприемника, обтекаемого воздушным потоком, от скорости этого потока (рис. 25.3—25.5).
Характеристика опускающей силы Р<,с— зависимость от высоты полоза значения приведенной к полозу силы, создаваемой совместно подъемными и опускающими пружинами и вызывающей опускание поднятых ранее подвижных рам (см. рис. 25.2).
Характеристика поперечной жесткости — зависимость отклонения верхнего шарнира подвижных рам под действием приложенной к нему и направленной вдоль полоза горизонтальной силы 9,8 Н от высоты полоза.
Технические требования в отношении указанных характеристик согласно ГОСТ 12058—72 приведены в табл. 25.2.
Рис. 25.3. Зависимости аэродинамической подъемной силы рам токоприемников П-1, П-3, П-5А (штриховые линии), ТЛ-13У и ТЛ-14М (сплошные) от скорости встречного горизонтального потока (числа у кривых — высоты полозов, мм. над уровнем их в опущенном положении)
Рнс. 25.4. Зависимости аэродинамической подъемной силы полозов от скорости встречного воздушного потока прн а=4-1° (штриховые линии) и 4-3° (сплошные) для токоприемников:
1 — ДЖ-5; 2 — П-1; 3 — П-3; 4 — 9РР; 5 — М-7;
б —ТЛ-13У
Рнс. 25.5. Усредненные аэродинамические характе* ристики токоприемников Т и Л
198
Таблица 25.2
Технические требования к токоприемникам
Наименование характеристики Тип токоприемника
Т 1
Статическое нажатие, Н: активное, не менее 98,1 58,8
пассивное, не более 127,5 88,2
Опускающая сила, Н, не менее 196,2 117,7
Приведенная масса, кг, не более 43,1 32,4
Поперечная жесткость, Н/м, не менее 16 680 16 680
Аэродинамическая подъемная сила при скорости воздушного 203 109,8
потока 69,5 м/с, Н, не более Частота колебаний подвижной системы на испытательном стен- 0,8 0,8
де (при амплитуде 40±2 мм), при которой начинаются отрывы полоза, Гц, не менее
Важным показателем является превышение температуры токоведущих элементов над температурой окружающего воздуха (перегрев) при прохождении длительного
тока в режиме движения э. п. с. При этом допустимые превышения температуры токоведущих элементов токоприемников должны быть (°C):
Контактная вставка (пластина):
медь 100
вставка А 180
то же Б • 180
спеченный материал на медной основе 100
то же на железной основе 120
Гибкое соединение (медный шунт) 90
Контактное соединение медных или латунных деталей, выпол- 80
ненное оловянным припоем
Разъемное контактное соединение деталей, контактные поверх- 80
иости которых покрыты слоем олова или цинка
Токоведущая деталь (из стали) в месте, ие имеющем контакт- 130
ных соединений (в том числе труба подвижной рамы)
При стоянке э. п. с. превышение температуры неизношенного контактного провода МФ-85 в месте остановки полоза ве должно превышать зимой 125°С и летом 75°С (температуру воздуха расчетного зимнего режима принимают равной —10°С, расчетного летнего +40°С).
Методы снятия характеристик токоприемников и их испытания рассмотрены в специальной литературе [1,2].
§ 25.3. Токоприемники высокоскоростного э. п. с.
Увеличение скоростей движения э п. с. налагает повышенные требования к токоприемникам в отношении приведенной массы, аэродинамической характеристики и характеристики опускающей силы, чтобы сохранялось удовлетворительное качество токосъема и обеспечивалось надежное аварийное опускание рабочего токоприемника на ходу поезда и устойчивое опущенное положение нерабочего токоприемника (табл. 25.3).
Эффективным путем уменьшения приведенной массы токоприемника является рас
членение подвижных рам иа две системы: верхнюю и нижнюю (рис. 25.6, а, б).
В таких токоприемниках иа изменения высоты контактного провода н эластичности
Рнс. 25.6. Схемы токоприемников с двумя системами подвижных рам:
1 — неподвижное основание; 2 — инжняя система рам (НСР); 3 — верхняя система рам (ВСР); 4~ подъемная пружина ВСР; 5 — полоз; 6 — подвижное основание
подвески между смежными струнами реагирует только полоз, на изменения высоты и эластичности в пролетах — также и верхняя система рам (ВСР), а иа значительные изменения высоты в зонах искусственных сооружений — еще и нижняя система рам (НСР).
199
Т а б л и ц а 25.3
Основные технические требования к токоприемникам э. п. с. постоянного тока • с конструкционной скоростью 200 км/ч*
Показатель Допустимое значение показателя
ие менее не более
Приведенная масса, кг** Статическое нажатие, Н: активное пассивное Опускающая сила, Н 80 200 26; 35 120
Аэродинамическая подъемная сила при скорости воздушного потока 80,6 м/с, Н — 170
Частота колебаний подвижной системы на испытательном стенде (при амплитуде 60±2 мм), при которой начинаются отрывы полоза, Гц 1 —
Время опускания подвижной системы с максимальной рабочей высоты, с 10
t
* Предусматривается работа электровозов на двух соединенных параллельно токоприемниках.
** Первые числа—для полукомпеисироваиной одинарной, вторые — для компенсированной подвески.
Чтобы исключить перемещение НСР при небольшом изменений высоты провода в пролете, применено авторегулирование. Благодаря этому НСР приходит в движение только прн значительном, превышающем наперед заданное, перемещении ВСР. Основными элементами авторегулирующего устройства являются золотник, шток которого соединен с ВСР, и пневматический цилиндр, шток которого соединен с НСР, а питание осуществляется через золотник.
Демпфирование колебаний токоприемников силами вязкого трения способствует стабилизации контактного нажатия, особенно при высоких скоростях движения и в резонансных зонах. Для токоприемников возможно применение гидравлических гасителей
Рнс. 25.7. Схема установки гидравлических амортизаторов
как одностороннего (оказывающих сопротивление только при движении полоза вниз), так и двустороннего действия. Демпферы 1 (рис. 25.7) устанавливают между рычагами главных валов (или между основанием и главным валом), демпферы 2—между подвижными рамами н полозом. На одном токоприемнике могут быть поставлены только демпферы 1 или 2 или н те н другие совместно.
§ 25.4. Расчеты взаимодействия контактных подвесок с токоприемниками
Ниже приводятся две методики динамического расчета:
без учета распространения колебаний вдоль подвески;
с учетом таких колебаний.
Основные условные обозначения следующие:
v — скорость поезда, км/ч;
Ti,Kt — натяжения несущего троса и контактного провода, Н;
Р—контактное нажатне, Н; Ро — нажатие подъемных пружин токоприемника, приведенное к верхним шарнирам подвижных рам, Н;
Р'п.Р'в.Р'т —вертикальные составляющие аэродинамических и ветровых воздействий на полоз, подвижные рамы и токоприемник, Н;
Qi,Qz—переменные составляющие контактного нажатия, Н;
т„,тп,тр,тт —приведенные массы контактной подвески, полоза, подвижных рам и токоприемника, кг;
гн,ги,гр,гт —коэффициенты вязкого трения в контактной подвеске, верхнем узле токоприемника, подвижных рамах и в токоприемнике, Н с/м;
шя,щп,шр,И)т —силы сопротивления сухого трения в контактной подвеске, верхнем узле токоприемника, подвижных рамах и в токоприемнике, Н;
200
жк,жх —жесткости контактной подвески и пружин кареток, Н/м;
Ук»Уп»У^,уп — ординаты контактного провода, полоза, оси верхних шарниров подвижных рам и уровня крыши локомотива при нажатии токоприемника, м;
уко — начальная ордината контактного провода, м;
УмУ^Ул—скорости вертикальных
перемещений точки контакта, оси верхних шарниров подвижных рам и крыши локомотива, м/с;
#к,/7р—вертикальные ускорения точки контакта и оси верхних шарниров подвижных рам, м/с2;
А я—амплитуда колебаний крыши локомотива, м;
О)л—основная круговая’ частота колебаний крыши локомотива, рад/с;
* ?— угол сдвига начала ко-
лебаний локомотива относительно начала пролета контактной подвески, рад.
Методика динамического расчета без учета распространения колебаний вдоль подвески. При выводе расчетных уравнений [3] принято:
1) контактная подвеска колеблется только в вертикальной плоскости;
2) пролет между опорами делится на интервалы, внутри которых параметры контактной подвески и токоприемника принимают постоянными, при этом распределенные параметры подвески заменяются сосредоточенными и приведенными к точке контакта с полозом токоприемника;
3) влияние колебаний пути и э. я. с. учитывается только по основной частоте галопирования.
При наличии пружин, подрессоривающих полоз токоприёмника, расчетная схема для одного интервала пролета имеет две степени свободы, а при отсутствии указанных пружин или при расчетах без учета подрес-соривания полоза расчетная схема имеет
Рис. 25.8. Расчетные схемы для одного интервала пролета с двумя (а) и одной (6) степенью свободы
одну степень свободы (рис. 25.8). Штрих-пунктирными линиями показаны положения отдельных элементов при касании полозом контактного провода, но при отсутствии нажатия. Система координат принята подвижная с началом, перемещающимся вдоль пролета вместе с токоприемником по горизонтальной оси.
Вычисление траектории полоза токоприемника ук(х) осуществляется в результате решения для каждого интервала пролёта следующих уравнений:
для системы с двумя степенями свободы
Ук "Ь Аг ук + Л2ур + А3ук +
+ Л#р = А>; (25.1)
Z/p + Ур + В2 Ун + Вз#р +
+ В^ук = В5;
для системы с одной степенью свободы
Ук + Ci ук -f- C2t/K = С3. (25.2)
При расчетах с двумя степенями свободы в.случае необходимости может быть определена траектория оси верхних шарниров подвижных рам токоприемника у?(х).
Контактное нажатие при обеих расчетных схемах устанавливается в результате решения для каждого интервала пролета следующего уравнения:
Р = ткУк + гк ук + жк (ук — рко) +
+wKsign ук. (25.3)
Значения коэффициентов в уравнениях (25.1) н (25.2):
Л = (''к + гх) !(тв + mri);
= —ri/(mK+.mn);
Я3 = (жк + жх)!(тк + тп);
Л4 = — ж1/(тк + та);
Л5 = sign ук sign ( ук —
Ир) “Ь Э1СнУко 4" ~Ь Шп)>
Bi = (г 2 + >1)/тр;
В2 = ~г1/тр;
В3 =ж11тр;
Вл = — Ж'/тр,
В5 = [Ро + Ра + Рр + sign ( ук— yj —
— w2 sign ( ур — у^ — wxh + r2t/J / mp;
ci = ('"к + ^/(«К + гпу);
С2 = жк/(тк + тт);
С3= [Р0 + Ра + Р'Т-
— “’к sign yv — шт sign ( ук — ул) + + ггуя + жкг/ко] !(тк + тт).
201
Для автоматического учета изменения знака силы сопротивления сухого трения при перемене направления движения каких-либо элементов в вертикальной плоскости величины WxSignyz задаются выражением Wjrth (1, а величины assign (у,—у/) — выражением wxth[10(p,—у,)].
При учете одностороннего действия силы вязкого трения (например, прн демпферах, работающих только при движении токоприемника вниз) коэффициент вязкого трения следует задавать выражением
Влияние колебаний крыши локомотива учитывается введением в расчетные уравнения вертикальных перемещений:
Ул — Ал cos (о>л/ + <р). (25.4)
Инерционная составляющая силы, возникающей при разности ускорений верхних шарниров подвижных рам токоприемника и центра их масс при передаче колебаний э. п. с. к оси верхних шарниров, учитывается введением в расчет силы Ра совместно с силой Ро.
Поскольку совпадение начала колебаний э. п. с. с началом пролета является случайным, то для большей точности выполняют расчеты для нескольких пролетов и затем вычисляют средние значения искомых величин. При этом расчетная круговая частота колебаний крышн локомотива
<ол = 1,75kv/ml, (25.5)
где т — расчетное число пролетов; =3,6m//[(0,5854-0,715)u] — целое число, не кратное т.
Расчетное число пролетов может быть принято равным пяти. В этом случае расчет проводят для 10 пролетов, а искомые значения вычисляют, как средние по данным для пролетов с шестого по десятый включительно. Менее точно расчет можно выполнить для одного пролета, приняв нулевые начальные условия для колебаний крыши (<р=0). При этом соблюдают с заданной точностью совпадение расчетных данных для начала и конца пролета, что может быть обеспечено на ЭВМ командой печатать .результаты только после выполнения указанного выше совпадения.
Методика расчета с учетом распространения колебаний вдоль подвески. Контактная подвеска заменена условным бесконечно длинным проводом, имеющим суммарные натяжение и линейную плотность проводов и провисающего со стрелой провеса контактного провода. Не учитываются волновое затухание, т. е. уменьшение амплитуды и изменение формы бегущей волны, а также отраженные и преломленные волны в подвеске.
Токоприемник рассматривается как линейная система с одной степенью свободы. Система уравнений, отражающая взаи
модействие токоприемника с контактной подвеской:
dt2 = а2 ; — оо с х дх2 < vt-,
vt < х < + оо; v < а; (25.6)
и = (х, 0) = 0; (25.7)
(х, 0) = 0; (25.8)
и(х, t) — Ui (х, t) при — ОО < х < vt-.
и (х, t) = и» (х, t) при vt < х < + оо; (25.9)
цх (vt-, t)—u2(vt-, t) = u(vt; t)-, (25.10)
.„ кп fdu2 № V dui (vt’ _
V i t *\) I д -г I —
\ dx dx /
= — P волн! (25.11)
У + 28т{/ + ( 2?к + £к cos 0/) у =
Ру
— + е^л+2втул т
тТ (25.12)
у (t) = и (vt-, t) 4- г (vt) . (25.13)
В формулах (25.6) — (25.13) принято (рис. 25.9): u(x,t) — отклонение контактного провода от статического положения равновесия, м; х — координата точки подвески, м; t — время, с; Ps = Р0+Р'т — нажатие токоприемника, Н; Рволн(0 — поперечная сосредоточенная сила, Н, скользящая вдоль подвески с постоянной скоростью V.
Формулы кривой провисания контактного провода:
г (х) = /;/2 I cos
2ях
~7~
г (х) = г0 + fi!2 cos
(25.14)
Рис. 25.9. Расчетная схема взаимодействия токоприемника и подвески:
УГР — уровень верха головки рельса; О» Oi — начало неподвижной системы координат
202
Изменение жесткости контактной подвеска в пролете определяется приближенной формулой
, \ ^КО "4" ЖКС , ^КО -Ж-КС
2 + 2 Х
2лх
X cos —— , (25.15)
где ясно, яснс — жесткости контактной под-эескп под опорой и в середине пролета, Н/м.
Закон колебаний крыши подвижного состава
Ул (0 — Уло Ч- У У ntcos •
Скорость распространения фронта волны а юль подвески
к Рт + Рк
где рк, Рт — линейные плотности контактного провода и несущего троса, кг/м
Частота собственных колебаний токоприемника
Йт = У яст/тт.
Коэффициент затухания токоприемника Вт = гт/2тт.
Частота параметрического возбуждения при движении токоприемника по подвеске
6 = 2тлЦ.
В формуле (25.12) принято:
Й2 = й2-4-й2 • Й2 = кс
тк тЧ- к, к
Жко — ЯСкс
Ек = ------------
2т.
Приближенное решение системы дифференциальных уравнений (25.6) — (25.13) сводят к решению систем линейных алгебраических уравнений. Решение системы уравнений (25.6)—(25.11) представляют в форме бегущей волны, а все известные функции времени в правой части уравнения (25 13) разложены в ряд Фурье по частоте 0- При этом Рволн и y(t) необходимо представить в виде:
^волн (0 = °.5а0 +2j cos nW+₽n sin n6Z);
« (25.16)
У (0 = Уст (О + Ул (О + yv (О • (25.17)
Здесь yn(t) и {/отСО — перемещения полоза токоприемника, возникающие вследствие действия на него подвижного состава, статической жесткости подвески и стрелы провеса контактного провода. Для нахождения yp(t) надо совместно решить уравнения колебаний токоприемника н контактной подвески.
Слагаемые в правой части уравнения (25.17) представляются в виде:
Уя (О = Дло + 2(°лп cos п sin пб/);
> (25.18)
Уст (О — аст о У, (gct n COS 4~
+ бет п sin п (25 • 19)
1/р(0 — Яро + 2 (GP"cos n<lt +
+ bpn s>n n6Q - (25.20)
Подставив формулы (25.18) — (25.20) в уравнение (25.12) и произведя баланс гармоник, получают систему линейных алгебраических уравнений, из которой определяют Уст(1)'
Свобод- ^TKG CTO 4" £KGCT1 — ысто
ный член
cos 6/ 2ebqCt о 4" ( ^TK — 02) aCT1 + eKaCT2 4? 4" = &ст1
cos 26/ EHGCT1 4" ( ^TK — 462) ^СТ2 4^ £H^CT3 + 4“ 4Bt6&Ct2 = ^ст2
cos 36/ eJ»flCT2 + ( ^TK — 962) 6ZCt3 4- eKGCT4 + 4* 6Вт6ЬСт3 = иСТл
cos 46/ £КССТЗ + ( ^TK — 1662) aCT4 + EKaCT5 + 4" SBT6b(jT4 = ^CT4
cos 56/ eKtZCT4 + ( ^tk -2502) Cct54-+ 10Вт6Ь(»т4 = WqT5
sin 6/ — 2 6T6aCT1 -J- ( й^ — ®2) ^CTl ”Ь Ek(JCT2 = = ucn (25.21>
sin 26/ -48т6ястг + (22тк- 462) ftCT2 + ЕК^СТ1 +
"Ь Ек(’стз ~ uct2
sin 36/ —6BT6aCT3 ( Й2К — 962) bCTS + ЕКЙСТ2 + + екЬст4 — ИстЗ
sin 46/ 1 1 + i f m S—z- O’ И Cr О о о н н Й ** и + i С V [О 2 - Q. N3 1 Я Я + ‘ *
sin 56/ — 10Вт6аСт5 + ( Й2К — — 256е) Ьст5 + екЬст4 = = ыст5
203
Слева от уравнения указано, при балансе какой гармоники получилось данное уравнение. Правые части уравнений системы (25.21) состоят из коэффициентов Пет, п'ст разложения в ряд слагаемых J3'— i Жкг- уравнения (25.12): тт т-г
«с™=^-+-|-(£«-2к); (25-22)
1 { О2 \
“сп= 2 (“Г (25’23)
«ста ~ ек- (25 -24)
Остальные коэффициенты «Ст, «'ст для данных жк и г равны нулю. Число линейных алгебраических уравнений определяется числом учитываемых гармоник п и равно 2п+1. Здесь приведен пример составления системы уравнений с учетом пяти гармоник разложения в ряд Фурье. При скорости движения выше 150 км/ч и частоте колебаний подвижного состава 8—12 рад/с учитывают две-три гармоники При меньшей скорости движения число гармоник увеличивают.
Для нахождения слагаемого Уп(Г) нужно составить такую же систему уравнений, но с иными правыми частями:
Свободный / о2 «
член: 2
— 2Вд»лЛо) » (25.25)
cos nQt: «лп“^л (
-2Вт®лЛ2п) (п=1, 2, 3, 4, 5); (25.26)
sin «6/: илп = Лл ( ^В1п —
- 28т«лВ2п) (n = 1, 2, 3, 4, 5), (25.27)
Здесь А1п, Вщ, Ain, В2п — коэффициенты разложения в ряд функции cos <ол/ и SltlW, КОГДа Ул = ^лСОБ (£>nt:
COS шл/ = {Л1п cos «6/ +
п
+ Bln sin нб/} ; (25.28)
Л
sin <ол/= — -ф Иа» cos «0/ +
п
+ B2nsin6/}. (25.29)
Правые части равенств (25.25) — (25.27) получаются разложением в ряд Фурье слагаемых Q2TУл+26тУл уравнения (25.12).
Из составленных таким образом уравнений определяются коэффициенты ас1П> Ьстъ @л.п; Ьsin И тем СЙМЫМ Уст (t) И yn(t). Можно объединить yci(t) и yn(t) в одно слагаемое и тогда систему (25.21) решают только один раз. В этом случае нельзя будет определить
204
вклад в перемещение полоза токоприемника отдельных слагаемых.
Для определения yv(t) следует воспользоваться уравнением безотрывного движения токоприемника (25.13) с учетом уравнения (25.12). Баланс гармоник приводи/ к системам уравнений относительно Яр., и Ьр4:
Свобод- / т-О2 \ ныйчлен I i + _2JL.G lflpo +
+ («Е1 — 2bTG) «р1 — STG«p2 ----- ?)TG«pg
--- CTG«p4 ?lyG«p5 -ф + (Г1 + £2)Ьр1 + (Г2 +
+ 4Е3)Ьр2+(Г3+ + 3E4) bp3 + / 8 \
+ + — £5J bp4 +
+ (Г5 + £4) bps = f — — «сто — «ло — 2 cos 6/ (1 -ф 8TG) apl — Tjbp! —
— £jbp2 = — «СТ1 —
“ал1+-2"
cos 20/ (1 + bTG) ap2 — £2bpl —
Г2Ьр2 — £2bp3 =
~ «ста «Л2 cos 36/ (1 + BTG) ap3 — £3bp2 —
---Tgbpg -£gbp4 = = --------«СТЗ «ЛЗ
cos 46/ (1 + KTG) cpl — £4bp3 —
— Г 4bp4 — £4bp5 = = «СТ4 «Л4 cos 56/ * (1 + 6TG) np5 —- £r,bp4 — - ГдЬрб - «ст5 «Л5 sin 6/ г^аро + TjOpj + £jap2 4-+ (1 + BTG) bpl =
= — bCT1 — ЬЛ1 sin 26/ £2«pt -ф Г2«р2 -f- £2«pg -f-
+ (1 + 8TG) bp2 =
— 6CT2 ЬЛ2 sin 36/ £gt?p2 -f- I g(7pg -f- £gdp4 "ф + (1 + 8TG) bpg =
= ЬСТд ------ ЬЛд
sin 46/ £4apg + Г4пр1 + £4cp5 -ф
-ф (1 -ф BTG) bp4 = ~ 5ct4 —- ЬЛ4 sin 56/ Eaapi + Г5«р5 + (1 + , -ф 8TG) bp5 = - — bCT5— Ьл5.
(25.30)
Здесь обозначено:
Гп7 ne G- п~ ekG
= -Л- («=1.2,3, 4, 5); пи
Таблица 25.4
Расчетные параметры контактных подвесок
Контактная подвеска Т, Н К. Н тк- кг гк’ Н-с/м ®к, Н 1. м fK-M Жесткость подвески, Н/м
у опоры “во в середи- не пролета Ж№
Компенсированная: ПБСМ-70+МФ- 14 715 9 810 29,4 9,81 24,53 70 0,07 2011 1275
-100 М-120+2МФ-100 17 658 19 620 39,2 14,72 34,34 70 0,07 3237 2109
Полукомпенси- 19 620* 19 620- 39,2 14,72 34,34 70 —0,05 3384 2207
рован ная М-120+2МФ-100 9810 19620 0,11 2453 1668
* В числителе — для tm[n, в знаменателе — для <тах.
Расчетные параметры токоприемников
Таблица 25.5
Тип токоприемника Значения До. н тп- КГ ж1я Н/м rlt Н«с/м ш15 Н тР-КГ гг, Н-с/м и>е, Н
л Среднее 73,6 9,81 5 886 0 2,45 14,72 0 9,81
Минимальное 73,6 4,91 1 962 98,1 2,45 9,81 49,1 4,91
Максимальное 73,6 14,72 9810 196,2 2,45 19,62 98.1 19,62
т Среднее 112,8 19,62 7 848 0 4,91 19,62 0 9,81
Минимальное 112,8 14,72 1 962 98,1 4,91 14,72 49,1 4,91
• Максимальное 112,8 24,53 11 772 196,2 4,91 24,53 98,1 19,62
(а2—о2)тт
2а(Тг+Ю*
Из системы уравнений (25.30) определяют арп, Ьр„ и затем y(t). Переходя от переменной t к к, которые связаны уравнением x—vt, вычисляют траекторию полоза токоприемника у(х) и отжатие контактного провода
АЛкх = И*) ~ z (х).
(25.31)
Для определения контактного нажатия
Р (0 = жк (0 (у — г ) + Рволн (25.32)
бходимо вычислить коэффициенты ап, •..а затем по формуле (25.16) — Рволн-Д.тя этого следует вместо значений аСтп и >етп подставить в уравнения системы (25.21) известные коэффициенты и 6рп и хр-.суммировать их левые части Тогда будут установлены значения а„ и с проти-жяоложным знаком.
Результаты расчетов, выполненных с помощью ЭВМ, для подвесок линий переменного и постоянного тока и средних параметров им соответствующих токоприемников (табл. 25.4 и 25.5) приведены на рис. 25.10 и 25.11.
Для двух одинаковых токоприемников рассчитывают взаимодействие одиночного токоприемника с контактной подвеской, а затем учитывают взаимное влияние друг на друга:
У1 (О - У (О + «2 и + Z; /); (25.33)
МО = У (0 + «I (vt — Z-,t). (25.34)
Формула (25.33) учитывает влияние второго по ходу движения токоприемника на первый, а формула (25.34) — первого на второй.
Здесь y(t)— закон движения одиночного токоприемника, рассчитываемый по формулам приведенного выше метода. Значения дополнительных подъемов щ и и2 вычисляют по формулам:
205
az — v2
ai (vt — Z ; t) =----------------- X
Van cos «Ci — ₽n sin гг<Р1 .
----------------------- sinnOZ-n
п
(tn sin + pn cos n^t
п
п
X cos ntit + рп/л 11; (25.35)
а2 — V2
-<-' + Z-'>“ 2»(Г| + Ю« * an cos n<f2 — ₽n sin n<f2 .
------------------ sin mt —
X
п
an sin/itf2 + ₽n cos н<р2 ----------------------------COS/го/ +
п
п
(25.36)
где
Z6 2то Z
¥1 — а + v а -|- v 1 '
ZQ 2itv 1 i
1 ¥2~ а — v а — v 1
Здесь Z — расстояние между токоприем-никами, м. s
Контактные нажатия вычисляют по формулам:
' Pi (4) = (zi) [У1 (ti) — z (п/J] +
4“ Рволн (4)>
Р2 (/2) = жк (t2) [у2 (/2) — г (vt2) I + ~Ь Кволн (/2) •
В этих формулах начало отсчета времени для каждого токоприемника совмещено с началом прохода первой по направлению движения опоры. Поэтому для сравнения контактных нажатий в один и тот же момент времени надо учитывать t2=tt—Z/v.
s)za. мм
160
ш
60
7 ^^^wo
_ 7,5 — г, = 1,5
^2.5 ^2000
1000
W в 6)9,9 100 во 60 w го в
U0 120 NO ISO ISO 200 220 200 Цкм/Ч
Рис. 25.10. Изменение размаха колебаний точки контакта (а) и контактного нажатия (б) при взаимодействии токоприемника Л и компенсированной подвески ПБСМ-70+МФ-100 от скорости движения поезда и коэффициента вязкого трения
206
25.11. Изменение размаха колебаний точки контакта [а) и контактного ствии токоприемника Т и компенсированной подвески М-120+2МФ-100 поезда н коэффициента вязкого трения гт
нажатия (б) при взаи-от скорости движения
25.12. Размах колебаний точки контакта 2А в зависимости от расстояния между двумя токо-ыниками при скорости движения 200 км/ч на линии постоянного тока (размах колебаний при одном токоприемнике составляет 80 мм):
К 2 — соответственно для первого и второго по ходу движения токоприемников
207
Результаты взаимодействия двух токоприемников с компенсированной подвеской М-120+2МФ-100, рассчитанные по формулам (25.33) — (25.36), приведены на рис. 25.12.
По аналогичной методике выполняют динамический расчет для нескольких токоприемников [4, 5].
§ 25.5. Показатели оценки качества токосъема
Для оценки качества токосъема строят траекторию полоза токоприёмника, кривую контактного нажатая и определяют экстремальные значения нажатия и высоты точки контакта или устанавливают длительность отрыва токоприемника от контактного провода. При этом используют показатели, характеризующие:
местный износ контактных проводов:
-1) коэффициент относительного изменения контактного нажатия (рис. 25.13, а):
„ (P0 + -PT)-Pmin
п = ---------------;
Р.+ р'т
Наибольшее значение яШах 0,5;
2) максимальная переменная составляющая контактного нажатия:
<21 = Ртах-(Ро + Рт);| (25 38)
<?а = (Ро + Р'т) - Pmi„; J
допускают наибольшее значение
<?™х<о,5(ро + р;);
*
3) коэффициент отрыва токоприемника:
КОТ = UM^/T, (25.зр)
где Тот — продолжительность отрывов за период времени Т\ допустимое значение Кот 1 _т~2,Уо >
Рис. 25.13. К определению показателей оценки качества токосъема л. Q, (а) и 2А,
средний износ контактных проводов
пролете, анкерном участке и т. д.:
среднее квадратическое отклонение контактного нажатия
(25.40} где
m (Р) = V р. . J п
i—i
Здесь nt — число случаев с нажатием Pi (см. рис. 25.13,с); п— общее число случаев;
вертикальные перемещения контактного провода (рис. 25.13,6):
1) максимальный размах вертикальных перемещений
2Л = ук max ук min , (25.41)
2) отжатие контактного провода
Дйкх ==Укх~ Укох. (25 -42)
§ 25.6. Влияние параметров токоприемников и контактных подвесок на качество токосъема
Исходные положения. Исследование влияния параметров токоприемников и подвесок наЛсачество токосъема выполнено по результатам расчетов на ЭВМ по первой методике § 25.4.
Качество токосъема оценено коэффициентом п, определяемым по формулам (25.37), В ЧИСЛИТеЛе КОТОРЫХ значения Ртах, Р'т и Рим приняты для расчетной, а Р'т в знаменателе — для меньшей из сравниваемых скоростей движения. При компенсированной подвеске допустимо лтах^0,5. При полу-компенсированной подвеске полоз токоприемника не должен отрываться от контактного провода даже при крайних температурных режимах. Необходимые для расчета показателей качества токосъема параметры приведены в табл. 25.4 и 25.5.
Жесткость подвески — нажатие Р, необходимое для подъема контактного провода в этой точке на единицу высоты = P!l\h. Значение жесткости обратно эластичности; т]в = Д/г/Р (здесь т|к—подъем провода при приложении единицы силы). Жесткость и эластичность цепной подвески зависят от положения и значения силы Р. Зависимость Ыг(Р) нелинейна относительно Р (см. главу 24). При решении приведенных ниже уравнений необходимо или учитывать эту нелинейность, или заменить се упрощенной зависимостью, полученной аппроксимацией &h(P).
При анализе влияния отдельных параметров токоприемника на контактное нажатие все остальные параметры приняты средними. Для ж,, г2 и w2 оптимальные параметры определены с учетом взаимного влияния их друг иа друга. «.
Полукомпепсированная подвеска^ Качество токосъема при полукомпенсированной
208
a)
0 62 п 0,6 \ Т if-100 км/ч - л 1,0 0,6 0,2 п но 200 z Т
150 ~Тоо^ — _— — " л°— 100
15 1 0 кг 15 20 гпр.кг
lf=i I Л 00км/ч_ л ^200
150 ч
62 В) 150 0.2.
'100 'Чоо
10 Л1П,КГ ' 0 15/пр,кг
п и ЦО 6? 200 т П 1,4 0,6 0,2 200 т
150 —— — 150^ ^100\
"100~
5 20 шп, кг 7 5 20 Шр, кг
0)п
Ю
0,6
МО км/ч
0,2 WOO 6000 10000
Н/м
100
5 10 тп,кг 10 15 nip, кг
Рис. 25.14. Зависимость и от тп и тр при взаимодействии токоприемников Л и Т с полукомпеиси-рованиой подвеской М-120Ч-2МФ-100 в режиме *min и *тах Стрелка означает, что при дальнейшем изменении параметра возникает отрыв полоза от контактных проводов
Рис. 25.16. Зависимость п от жесткости подрес-соривания полоза токоприемника Л при его взаимодействии с полукомпенсированной подвеской в режиме /т1п (а) и /шах (б)
/77п,
Юр, КГ
Рис. 25.17. Зависимость п от тп и токоприемника Т при его взаимодействии с компенсиро-» ванной подвеской М-120+2МФ-100
Рис. 25.15. Зависимость п от г2 токоприемника Т при взаимодействии его с полукомпенсированной подвеской М- 120+2МФ-100 в режиме /т1п (с) и ^пах
Рис. 25.18. Влияние И на коэффициент п при взаимодействии токоприемника Л с компенсированной подвеской ПБСМ-70+МФ-100 (а) и токоприемника Т с компенсированной подвеской M-I20+ +2МФ-100 (б)
контактной подвеске в значительной мере зависит от масс полоза и подвижных рам (рис. 25.14), особенно при режиме высшей температуры (/щах). Некоторое увеличение тв и /ир допустимо лишь при увеличении среднего значения статического нажатия и аэродинамической подъемной силы токоприемника.
Улучшение качества токосъема при высокой скорости достигается введением вязко-
Рис. 25.19. Влияние г2 иа коэффициент п при взаимодействии токоприемника Л с компенсированной подвеской ПБСМ-70+МФ-100 (а) и токоприемника Т с компенсированной подвеской ЛМ20+2МФ-100 (б) (в расчетах значения
и приняты средними по табл. 25.5)
209
Рис. 25.21. Зависимость коэффициента п oi демпфирования силами вязкого трения колебаний подвижных рам токоприемника Л при его взаимодействии с компенсированной подвеской ПБСМ-70+МФ-100 (а) и
токоприемника Т при его взаимодействии с компенсированной подвеской М-120+ +2МФ-100 (б) и разных зна-
чениях iwci (ay2=4,91 Н)
Рис. 25.20. Зависимость п от г2 при различных сочетаниях Mt и и о—200 км/ч-Токоприемник Т взаимодействует с компеисироваиной подвеской М-120+2МФ-100а /, 2. 3 — w2“4,91; 9,813 19,62 Н
Рис. 25.22. Влияние йу2 на стабилизацию контактного нажатия при взаимодействии токоприемника Л с компеисироваиной подвеской ПБСМ-70+ +МФ-100 (а) и токоприемника Т с компенсированной подвеской М-120+2МФ-100 (б) (г2=0)
го трения г2 в систему подвижных рам (рис. 25.15). При уменьшении жесткости Ж\ пружин кареток могут возникнуть резонансные колебания в конструкции токоприемника с последующим ухудшением токосъема при высоких скоростях движения (рис. 25.16). В этом случае необходимо предусмотреть гашение'резонансных колебаний силами вязкого трення.
Изменение силы сухого трения ш2 в пределах норм ие оказывает заметного влияния на контактное нажатие. При наличии вязкого трения в токоприемнике значение ш2 должно быть наименьшим.
Компенсированная подвеска. Влияние подвижных масс токоприемника в меньшей степени, чем при полукомпенсированной подвеске, сказывается на качестве токосъема (рис. 25.17). Однако в зоне скоростей, близкий к резонансным (200 км/ч), оно существенно.
Эффективность * установки гидравлических амортизаторов в верхних узлах токоприемников должна определяться в совокупности с параметрами контактной подвески (рис. 25.18).
Расчет по средним значениям и (рис. 25.19) не выявляет влияния вязкого трения на демпфирование колебавий, как это показано на рис. 25.20.
Стабилизация контактного нажатия при одновременном изменении Ж\ и г2 (рис. 25.21 и 25.22) позволяет определить оптимальные соотношения этих параметров для разных скоростей движения э. п. с.
При отсутствии вязкого трения значение су2 не должно превышать 10 Н (см. рис. 25.22).
210
. Таблица 25.6
Параметры для определения уклонов контактных проводов
Контактная подвеска Токоприемник
Тип Натяжение проводов, Н жк. Н/м кр Тип тт,кг Р„н*
<4-70 +МФ-100 Т = 14 715 К=9810 1960 29,4 П-1В, ТЛ-13У 32.4 68,7
ТС-1М (для переменного тока) 19,6 68,7
_ + 2МФ-100 Т = 17 658 К = 19 620 3230 39,2 П-1В, ТЛ-13У (ТЛ-14М) 32,4 68,7
10РР2 42,1 88,3
ТС-1М (для постоянного тока) 24,5 68,7
Счшовным показателем контактной полка характеризующим токосъем, является шение жесткостей (эластичностей) у и в середине пролета. Для определен-» соотношения жесткостей может быть Виендована стрела провеса контактного еда, которая обеспечивает наименьший IE ад нажатия при прохождении токопри-кя вдоль пролета (рис. 25.23).
Ь 25.23. Зависимость п от стрелы провеса кон-Mio провода подвесок М-120+2МФ-100 (а) ~ а-70+МФ-100 (б) при взаимодействии
со гственно с токоприемниками Т и Л при скорости движения 250 км/ч
Рис. 25.24. Влияние точности регулировки стрелы провеса контактного провода компенсированной подвески П БСМ-70+ +МФ-Ю0 на стабилизацию контактного нажатия прн скорости движения 250 км/ч
Анализ зависимостей (см. рнс. 25.23) позволяет оценить возможности контактной подвески в случае отклонения стрелы провеса от оптимального значения (рис. 25.24).
В соответствии с параметрами токоприемников, контактных подвесок (табл. 25.6) чи скоростями движения э. п. с. определяют допустимые уклоны контактных проводов ii и i2, направленные соответственно вверх и вниз:
4н(Р1.2 + Р;) _ = --------------- V
х1/_____________I________,
|/ 15 (тт + тк) жв
где Pi,2 — активное Pi или пассивное Рг статическое нажатие токоприемника, Н; v — скорость движения м/с; жк — средняя жесткость контактной подвески, Н/м.
Для практических целей вычисляют только ti, принимая п = 0,5, жк=жмо.
При скоростях движения выше 100 км/ч разность между уклонами сопрягаемых контактных проводов цепных подвесок соответственно переменного и постоянного тока должна быть не более 0,0015 и 0,00125.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Беляев И. А. Взаимодействие токоприемника и контактной сети при высоких скоростях движения. М., Транспорт, 1968. 160 с.
2. Б е л я е в И. А., Михеев В. П., Ш и-я н В. А. Токосъем н токоприемники электропо-движного состава. М., Транспорт, 1976. 184 с.
3. Фрайфельд А. В. Проектирование контактной сети. М., Транспорт, 1978. 304 с.
4. Фрайфельд А. В., В о л о г и н В. А., Каландадзе Р. Ш. Взаимодействие контактной подвески с несколькими токоприемниками. «Транспортное строительство», 1976, № 6, с. 43—45.
5. Вологин В„А., Каландадзе Р. Ш.. Фрайфельд А. В. Исследование качества токосьема при работе электроподвижного состава с несколькими токоприемниками. — Вестннк ВНИИЖТ, 1976, № 7, с. 1—4.
Глава 26
СХЕМЫ ПИТАНИЯ И СЕКЦИОНИРОВАНИЯ
§ 26.1. Общие положения
. Контактная сеть питается от расположенных вдоль линии тяговых подстанций и разделена на отдельные участки (секции), которые электрически изолированы друг от друга. Как правило, применяется двусторонняя схема питания (рис. 26.1). Участок контактной сети между смежными тяговыми подстанциями I называют зоной питания, или фидерной зоной.
Различают секционирование продольное и поперечное. Продольным секционированием (рис. 26.2) называют деление контактной сети на секции вдоль линии. В основу продольного секционирования принимается следующее: контактная сеть разделяется на секции у каждой тяговой подстанции и поста секционирования; контактная сеть перегонов отделяется от контактной сети станций; контактная сеть каждого парка или группы путей станции выделяется в отдельные секции; в отдельные секции выделяют контактную сеть в пределах крупных искусственных сооружений (тоннели, мосты).
Поперечным секционированием называют разделение контактной сети главных путей на перегонах и станциях, а также прочих параллельных путей станции. Парки прибытия и отправления на больших станциях вы-
Рис. 26.1. Двусторонняя схема, питания участка контактной сети
Рис. 26.2. Схема Продольного секционирования контактной сети
Рис. 26.3. Схема секционирования контактной сети с заземлением:
а —с ручным управлением; б — с дистанционным управлением разъединителей
деляют в отдельные секции и подразделяют на группы, позволяющие отключить часть путей для ремонта.
В обособленные секции независимо от числа электрифицированных путей выделяют контактные подвески следующих путей станции: погрузочно-выгрузочных; отстоя э. п. с. на зонных станциях и в пунктах оборота, а также путей, где осуществляется осмотр крышевого оборудовайия э.п.с., экипировка пассажирских составов; электродепо. Присоединение контактных подвесок этих путей выполняют через секционные разъединители с заземляющим контактом и ручным приводом (рис. 26.3, а). При необходимости дистанционного управления подачей напряжения или заземления отключенной секции на линиях переменного тока устанавливают два разъединителя, один из которых может быть включен на землю (рис. 26.3,6).
Условные обозначения, применяемые в схемах питания и секционирования, следующие:
Изолирующее сопряжение анкерных участков
Изолирующее сопряжение с нейтральной вставкой
Пост секционирования
212
Пункт параллельного соединения переменного тока
То же постоянного тока (с разъединителем)
Пр имечаиие. Остальные обозначения см.в § 28.4.
§ 26.2. Принципиальные схемы питания и секционировании
Схемы секционирования, кроме двустороннего питания, должны обеспечивать и параллельную работу контактных подвесок главных путей на двухпутных и многопутных участках. Схема одностороннего питания допускается для небольших по длине участков, расположенных за крайними тяговыми подстанциями главной линии, и для малодеятельных линий небольшой протяженности, примыкающих к ней. Одностороннее питание применяют также для отдельных секций на станциях.
Места расположения и число постов секционирования и пунктов параллельного соединения определяют расчетом.
На перегонах, станциях, разъездах и обгонных пунктах контактную сеть каждого главного пути выделяют в отдельную секцию (рис. 26.4). На станциях двухпутных дорог с числом электрифицированных путей восемь и более и на станциях однопутных дорог с числом электрифицированных
путей четыре и более предусматривают поперечное секционирование. Питание и секционирование контактной сети при расположении на станции тяговой подстанции на однопутной линии осуществляют по схемам (рис. 26.5), которые применяют независимо от числа электрифицированных путей.
На двухпутных линиях постоянного тока контактную сеть станции с числом электрифицированных путей пять и более (кроме главных) подсоединяют к тяговой подстанции' посредством питающей линии (рис. 26.6, а). Если тяговая подстанция расположена в середине станции, станционную линию устраивают при трех и более электрифицированных путях. В остальных случаях применяют схему питания без станционной питающей линии (рис. 26.6, б). При этом в местах подключения перегонных питающих линий предусматривают оперативные поперечные разъединители (/71, /72). Площадь сечения питающих линий. должна обеспечивать питание путей, соединенных параллельно.
На крупных станциях предусматривают питающие линии для контактной сети отдельных парков с большим числом электрифицированных путей, для распределительных пунктов и для депо.
Питающие провода присоединяют к контактной сети через линейные разъединители при длине линий более 150 м. Линейный разъединитель на линии длиной более 750 м оборудуют моторным приволок/, а до 750 м— ручным. Разъединители у тяговых подстан-
Рис. 26.4 Секционирование контактной сети на двухпутном (а) и однопутном (б) участках
Рис. 26.5. Схемы питания и секционирования контактной сети на однопутном участке переменного тока (а) и постоянного тока (б)
213
Рис. 26.8. Разделение контактной сети у постов секционирования двухпутного (а) и однопутного (б) участков
Рис. 26.6. Схемы питания и секционирования контактной сети на' двухпутном участке постоянного тока при расположении тяговой подстанции в горловине станции с числом электрифицированных путей (кроме главных) пять и более (а) и в остальных случаях (б)
Рис. 26.7. Схемы питания и секционирования контактной сети иа двухпутном участке перемеииого тока:
а — электрифицированных путей (кроме главных) пять и более; б — в остальных случаях
ций оборудуют только двигательными приводами. Поперечные разъединители, кроме оперативных, оборудуют ручными приводами, а разъединители, входящие в схему плавки гололеда, — двигательными приводами.
На линиях переменного тока нейтральные вставки проектируют со стороны расположения тяговой подстанции (рис. 26.7).
Соединение секций между собой и с питающими линиями выполняют секционными разъединителями. В необходимых случаях с помощью' разъединителей осуществляют заземление отключенных секций. Продольные разъединители обозначают первыми буквами русского алфавита, поперечные — буквой П, разъединители в питающих линиях — буквой Ф, разъединители с заземляющим контактом — буквой 3 и прочие— буквой Р.
Нумерация разъединителей питающих линий следующая: на двухпутных участках четные номера присваиваются разъединителям, подключенным к подвескам над четными путями, нечетные номера — к подвескам над нечетными путями; иа однопутных участках разъединители обозначают нечетными цифрами подряд. В обоих случаях нумерация возрастает по направлению движения четных поездов.
Схемы питания и секционирования контактной сети миогопутиых участков выполняют аналогично схемам двухпутных линий с соответствующим увеличением числа питающих линий и разъединителей.
Разделение контактной сети у постов секционирования выполняют по схеме рис. 26.8.
Рис. 26.9. Схемы изолирующих сопряжений анкерных участков па прямом (а) и кривом (б) участках пути:
1, 4—анкерные опоры; 2, 3 — переходные опоры; 5 — гирлянда изоляторов; 6 — коромысло; 7 — электрический соединитель; 8 — продольный секционный разъединитель; /Л, -г- расстояние от контактного провода до уровня верха головки рельса; а — зигзаг контактного провода; I— длина промежуточного пролета, 1а - длина переходного пролета
214
tn~ 0,751, не мгнее^5м 1^0,751
Яо+5№
50м
ви±17Ом
S A
r>o
ln/г
Сигнал рОтклю-читыпак
Сигнал,, включить так на электровозе**
Сигнал „ включить ток*'
50м х
200 м
Не менее 140м
200±15м
Сигнал „ отключит ток*
S)
ln-0,75t
Направление движения
t^0,75tr
Цп+500
8 S'
H,r>SOO
Рве. 26.10. Схемы изолирующих сопряжений с нейтральной вставкой для электровозов (а) и электропоездов (б):
1 — электрический соединитель; 2 — коромысло; 3 — гирлянда изоляторов
Рнс. 26.11. Установка разъединителя переменного тока на железобетонной опоре: /—опора; 2, 14 кронштейны; 3—рама; 4— изолятор; 5 — контактный вывод; 6—гибкий провод; 7—полуножи; 8 — тяга; 9— крюковой болт; 10 — муфта; 11 — вал; 12 — муфта привода; 13 — ручной привод
215
Рис. 26.12. Установка разъединителя постоянного тока иа железобетонной опоре;
/— опора; 2 — кронштейн; 3— шарнирное ушко; 4 — рычаг; 5 — подвижной изолятор; 6—контакты; 7 — дугогасительный рог; S — контактный вывод; 9 — неподвижный изолятор; 10 — рама; // — крюковой болт; 12 — вал; 13 — двигательный привод; 14 — вал привода; 15 — рычаг привода
На трех- и четырехпутных линиях число продольных разъединителей (Л и Б) соответственно увеличииают.
•
§ 26.3. Устройства секционирования
Контактная сеть разделена на секции с помощью изолирующих сопряжений (рис. 26.9), изолирующих сопряжений с нейтральной вставкой (рис. 26.10) и секционных изоляторов (см. § 26.4). Изолирующее сопряжение анкерных участков (воздушный промежуток) — сопряжение, при котором достигается электрическая изоляция одного участка от другого. При проходе э.п.с.
216
смежные секции электрически соединяются полозом токоприемника. Изолирующее сопряжение с нейтральной вставкой — сопряжение, при котором во всех случаях, в том числе и при прохождении э.п.с., обеспечивается изоляция сопрягаемых участков друг от друга.
На контактной сети переменного тока применяют секционный горизонтально-поворотный разъединитель РНД-35 (рис. 26.11). Он смонтирован на двух изоляторах ОНС-35-500. При необходимости заземления отключенной секции используют разъединители с заземляющим ножом.
Технические данные разъединителей следующие:
PH Д(3)-35/630 РНД(З). 35/1000
Напряжение i кВ: номинальное 35 35
наибольшее 40,5 40,5
Номинальный 630 1000
ток, А Предельное амплитудное значение тока, кА 64 64
Наибольший ток нагревосгойко-сти, кА 20 25
Время протекания наибольшего тока на-гревостойкости, с 4 4
Буква (3) в скобках означает, что разъединитель имеет заземляющий нож — стальную трубу, один конец которой приварен к валу, а другой снабжев контактом.
На контактной сети постоянного тока применяют вертикально-поворотный разъединитель РС-3000/3,3 (рис. 26.12), который смонтирован на изоляторах ОНВП-35-ЮОО или ОНС-400-1000. В отключенном положении разъединителя подвижный изолятор от
клоняется от вертикали примерно на 30°, между его токоведущими частями устанавливается воздушный промежуток длиной 200 мм. Разъединитель при необходимости снабжают заземляющим ножом, который крепят к контактной системе подвижного изолятора. При отключении разъединителя нож плотно входит в губки заземляющего контакта, укрепленного на опорной раме.
Технические данные разъединителя РС-3000/3,3 следующие:
Номинальное напряжение 3,3 кВ Номинальный длительный ток 3000 А
Масса разъединителя 90 (115) кг
Контактное нажатие 200—250 Н
В скобках указана масса разъединителя с изоляторами ОНС-400-1000.
Разъединитель имеет дугогасительные рога. Площадь сечения проводов, подводимых к секционному разъединителю, должна быть равна наибольшей плошади сечения одной из соединяемых контактных подвесок и обеспечивать протекание наибольших токов нагрузки. >
Управление секционным разъединителем осуществляют с помощью ручного илн двигательного привода. На линиях переменного тока для разъединителя без заземляющего
125
Рис. 26.13. Ручной привод ПР-1
217
ножа применяют ручной привод ПРН-ЮОМ, а для разъединителя с заземляющим ножом — ПРН-220М. Валы заземляющего ножа и главных полуножей в таком приводе связаны механической блокировкой, которая позволяет оперировать главными полуножами только при отключенном заземляющем ноже, и, наоборот, заземляющим ножом — только при отключенных главных полуножах. Для управления разъединителями постоянного тока используют ручной привод ПР-1 (рис. 26.13). '
Унифицированный двигательный привод УМП-П, используемый для переключения разъединителей постоянного и переменного тока, работает от сети переменного нли постоянного тока. В приводе предусмотрена регулировка угла поворота главного вала от 90 до 120°. Привод снабжен блокировкой, исключающей его работу при открытой дверце корпуса.
Основные технические данные двигательного привода УМП-П следующиеу
Номинальное напряжение 220 В Допустимые колебания от -}-10 до напряжения —20%
Мощность электродвига- 220 Вт теля
Частота вращения вала 8000,об/мин электродвигателя
Время переключения от 2,5 с подачи команды до окончания операции
Габариты 540 Х400Х
Х320 мм
Масса 58 кг
Для переключения разъединителей переменного тока с заземляющим ножом РНД(З) выпускается специальный привод УМПЗ-II. Технические характеристики его такие же, как и привода УМП-П, но он имеет дополнительный вал для включения заземляющего ножа и электрическую блокировку, запрещающую включение разъединителя с пульта управления при открытой дверце привода илн включенном заземляю
щем ноже. Привод снабжен механической блокировкой, препятствующей включению разъединителя при включенном заземляющем ноже и, наоборот, включению заземляющего ножа прн включенном разъединителе.
Переключение разъединителя с двигательным приводом осуществляют дистанционно hjjh по телеуправлению (рис. 26.14) Для дистанционного управления используют пульт ПУУ-ПБ, который может быть установлен у дежурного по станпии, на дистанции контактной сети нли в другом помещении. Связь между пультом управления и приводом разъединителя выполняют кабелем или воздушной линией.
Технические данные пульта управления ПУУ-ПБ следующие:
Номинальное напряжение 220 В Род тока Переменный
частотой 50 Гц
Габариты 227 X 160х
Х106 мм
Масса 3 кг
Число двигательных приводов, управляемых с пульта 1
Двигательный привод при необходимости можно переключать и вручную рукояткой. которая хранится в корпусе иривода.
§ 26.4. Секционные изоляторы
Тип секционного изолятора выбирают е учетом условий его установки: напряжения контактной сети (25; 3 кВ), загрязненности атмосферы (цементные заводы, угольные шахты, химические заводы, близость морей), наибольшей скорости движения пое> дов (до 70, 70—100, выше 100 км/ч), числа и натяжения контактный проводов (один, два) в цепной подвеске и ее конструкции (одинарная, двойная).
Двух- и трехпроводные секционные изоляторы применяют в местах, где скорость
Рис. 26. Н. Схема управления двигательным приводом:
ИД — переключатель двигателя; БЗ — блок-контакты заземляющих ножей; БД — кнопка блокировки дверцы привода; ЛВ и ЛО— лампы сигнализации положения разъединителя; Тр — изолировочный трансформатор; и R2— резисторы; Л — автоматический выключатель для защиты самопроизвольных переключений; IT, TTpl я" ГГр2 — предохранители
218
Таблица 26.1
Характеристики секционных изоляторов с полимерными изолирующими вставками
Показатель Секционный изолятор для
постоянного и переменного тока постоянного тока
ЦНИИ-7МА ЦНИИ-4МА СИ-2У СИ-6
Допустимая скорость движения поездов, км/ч 130 100 70 70
Длина, м 2,90 3,42 1,64 1,62
Масса, кг 36,0 24,0 46,7 64,5
Средняя масса 1 м, кг Воздушный зазор в устье дугогасящих рогов, мм, при напряжении, кВ: 25 12,4 7,0 28,5 39,8
135+15 135*15 — —
3 65*15 65*15 50 80
Длина изолирующей части полимерной вставки, мм 500—1000 Ч 500—1600 800 800
Число изолирующих вставок , шт. 2 2 2 4
Число контактных проводов, шт. 1—2 1 1 2
Длина двух-
секционные изоляторы со фарфоровыми изоляторами участках переменного тока, движения не превышает
э п.с. не превышает 50 км/ч. проводного секционного изолятора должна быть 25 м, а трехпроводного— 16 м [2]. Малогабаритные стержневыми применяют иа где скорость 70- км/ч.
Наиболее надежными и удобными в эксплуатации являются малогабаритные секционные изоляторы с полимерными изолирующими вставками (табл. 26.1).
В секционных изоляторах ЦНИИ (рис. 26 15) применены стержневые изолирующие вставки, они ие являются скользу-нами, т. е. ие подвергаются воздействию полозов токоприемников. В секционном изоляторе ЦНИИ-7МА имеется три пары ду
гогасящих рогов с регулируемыми воздушными зазорами. Дуга, которая может возникнуть на изоляторе при проходе по нему полоза токоприемника, когда одна из секций заземлена или отключена, а также при значительной разности потенциалов секций, наиболее четко и быстро гасится иа двух парах дугогасящих рогов, расположенных напротив друг друга. Поэтому изолятор рекомендуется устанавливать с учетом преимущественнее движения поездов так, чтобы полозья токоприемников переходили с наружных скользунов иа внутренний.
На участках постоянного тока применяют секционные изоляторы СИ-2У (рис. 26.16) и СИ-6 с двумя прессованными из материала АГ-4С изолирующими вставками с размерами 20X60X1000 мм. Они рассчита-
1200
г
Рис. 26.15. Секционный изолятор ЦНИИ-7Мд?
— полимерный изолирующий элемент; 2—наружный скользун; 3 — внутренний скользун; 4—наклонный регулировочный стержень; 5—вертикальный регулировочный стержень; 6 — полимерный изолятор; 7 — перемещаемый дугогасящий рог
2900 Вид А
21
219
Рнс. 26.16. Секционный изолятор СИ-2У
ны на применение при чистой атмосфере в местах, где по изолятору в сутки будут проходить менее 100 поездов со скоростью, не превышающей 70 км/ч.
§ 26.5. Питание и секционирование контактной сети станций стыкования
Наибольшее распространение получило стыкование электрической тяги переменного и постоянного тока путем секционирования контактной сети станции и питания отдельных секций как переменным, так и постоянным током (рис. 26.17). При любой схеме станции стыкования обеспечивают прибытие поездов с электровозами одного рода тока и отправление нх с тех же путей с электровозами другого рода тока, а также проход любого электровоза из одного парка в другой и на пути отстоя.
Основным коммутационным устройством, обеспечивающим подачу в контактную сеть 1 напряжения постоянного или переменного тока, является переключатель, имеющий три фиксированных положения: при первом нли втором на секцию подается напряжение переменного или постоянного тока, а при третьем секция обесточена. В эксплуатации имеются малогабаритные переключатели МПС 3,3/27,5 и переключатели ЦНИИ МПС. Их технические дайиые следующие:
Тип переключателя ЦНИИ мпсз.з/
МПС 27,5
Номинальное напряжение, кВ:
переменного тока 27,5 27,5
постоянного » 3,3 3,3
Номинальный ток, А:
переменный 300 300
постоянный юоо 1000
Предельное значение тока, кА: 63
амплитудное —
эффективное Число положений: — 36
при ручном управлении 3 3
при дистанционном управ-
лении 2 2
Номинальное напряжение 220 100 (или
цепи управления, В 130)
Род тока постоянный
Масса переключателя, кг 650 280
Время переключения из до 1,5 до 1,3 одного положения в другое, с
Переключатель МПС 3,3/27,5 (завода «Уралэлектротяжмаш») (рис. 26.18) устанавливают иа открытом воздухе или в помещении, приводится он в действие стрелочным приводом СПВ-5м. Переключатель ЦНИИ МПС (рис. 26.19) в отличие от переключателя МПС 3,3/27,5 представляет собой коммутационный аппарат выкатного типа. В случае неисправности переключатель может быть быстро заменен резервным, находящимся в том же распредустройстве. Переключатель ЦНИИ МПС предназначен для установки в неотапливаемом помещении.
Установку переключателя в среднее положение производят ручным приводом. Для безопасности во время переключений вручную предусмотрен конечный выключатель, отключающий питание электродвигателя при надевании съемной рукоятки.
Число переключателей соответствует числу секций. Для удобства обслуживания объединяют несколько переключателей в одном месте. Такие устройства называют пунктами группировки (см. рис. 26.17). Пункты группировки бывают открытые и закрытые (в зданиях). Их число зависит от схемы развития станции, организации ее работы, назначения путей. Каждый пункт группировки имеет три шины: переменного и постоянного тока, резервную (рис. 26.20).
Для защиты устройств постоянного тока от повреждений напряжением переменного тока к шинам постоянного тока в пункте группировки подключают шкаф зашиты ЗСС (рис. 26.21). Для контроля за срабатыванием защиты ЗСС в цепи заземления установлено реле, контакты которого в момент перекрытия искрового промежутка замыкаются и на посту МРЦ включают сигнализацию. -
220
Cl
a
/у
ft
Л
T
Рис. 26.17. Принципиальные схемы секционирования контактной сети станции стыкования с последовательным расположением приемо-отправочных парков (а) и с параллельным расположением парков (6)
тч
Рис. 26.18. Переключатель завода «Уралэлектротяжмаш»:
— розеточные контакты; 2 — токоведущий стержень; 3 — изолирующая тяга; 4 — опорный изолятор; 5 — дугогасительная камера
Рис. 26.19. Переключатель системы ЦНИИ МПС:
J, 4 — крайние контакты; 2 — средний контакт; 3 — гибкий шунт; 5 — ролик; 6 — кулиса; 7 — кривошип; 8 — редуктор; 9 — электродвигатель; 10 — контакт присоединения к шинам; 11 — тележка; 12 — головка подвижного контакта; 13—привод переключателя; 14— контактор; 15 — ручной привод;
/6' —стопор; 17— съемная рукоятка; 18 — механизм доводки и блокировки
Рнс. 26.20. Схема пункта группировки с переключателями МПС 3.3/27,5:
1П, 2П и т. д. — переключатели; 1Р.2Р и т. д.—разъединители; /Рр, 2Рр и т. д. —резервные разъединители; ТФН35 — трансформатор тока
Рис. 26.21. Схема защиты электротягового оборудования на станции стыкования:
1 — сглаживающий конденсатор; 2 — защитный искровой промежуток с вспомогательным электродом; 3 — трансформатор запала; 4 — разделяющий конденсатор; 5 — вентильный разрядник с линейным сопротивлением; 6 — линия постоянного
х тока
Глава 27
ОПОРНЫЕ И ПОДДЕРЖИВАЮЩИЕ КОНСТРУКЦИИ
§ 27.1. Классификация chop
Опоры контактной сети по назначению и условиям загружения подразделяют на промежуточные, воспринимающие усилия от силы тяжести проводов, воздействия ветра на провода и изменения направления проводов в плане; переходные, воспринимающие ветровые нагрузки и нагрузки от силы тяжести проводов смежных анкерных участков, а также усилия от изменения направления проводов в плане на кривых участках и отходах на анкеровки; анкерные, воспринимающие только усилия от анкеруемых на них проводов и нагрузки, соответствующие промежуточным и переходным опорам; фиксирующие, воспринимающие только усилия от изменения направления проводов в плане и ветровые нагрузки на них; питающих и отсасывающих линий.
В зависимости от вида поддерживающих устройств опоры разделяют на консольные (однопутные, двухпутные), для гибкой поперечины, для жесткой поперечины.
§ 27.2. Железобетонные опоры и фундаменты к ним
Железобетонные опоры (рис. 27.1 и табл. 27.1) предназначены для использования в качестве консольных и стоек для
жестких поперечин. Опоры рассчитаны для применения в различных условиях, кроме установки на скальных грунтах, на болотах
Рис. 27.1. Железобетонная опора (а), размещение отверстий для закладных деталей (б):
1 — вывод заземляющего провода Чопоры линий переменного тока); 2 — закладная деталь; Д —-диаметр внизу опоры
Таблица 27.1
Основные данные железобетонных опор
Тип опоры Нормативный момент, кН-м Длина опоры, м Объем бетона, м3 Масса арматуры, кг Масса опоры, кг
СКЦо-4,5-13,6 44 13,55 0,85 85,2 2100
СКЦо-6,0-13,6 59 13,55 0,85 110,9 2100
СКЦо-8,0-13,6 78 13,55 0,85 154,8 2100
СКЦо-10,0-13,6 98 13,55 1,01 221,3 2520
СКЦо-4,5-10,8 44 10,75 0,63 61,2 1570
СКЦо-6,0-10,8 59 10,75 0,63 79,3 1570
СКЦо-8,0-10,8 78 10,75 0,63 111,1 1570
СКЦо-10,0-10,8 98 10,75 0,75 166,1 1880
СКЦ- 4,5-13,6 44 13,55 0,85 65,1 2100
СКЦ- 6,0-13,6 59 13,55 0,85 82,1 2100
СКЦ- 8,0-13,6 78 13,55 0,85 115,5 2100
СКЦ-10,0-13,6 98 13,55 1,01 168,1 2520
СКЦ- 4,5-10,8 44 10,75 0,63 50,8 1570
СКЦ- 6,0-10,8 59 10,75 0,63 64,6 1570
СКЦ- 8,0-10,8 78 ю;75 0,63 91,1 1570
СКЦ-Ю,0-10,8 98 10,75 0,75 139,5 1880
223
Рис. 27.2. Стаканные фундаменты и анкеры: а, б — двутавровые; в, г — трехлучевые
с торфяным слоем более 1 м, а также в сейсмических районах.
В обозначении предварительно напряженных железобетонных опор принято: С— струнобетонная, К — коническая, Ц — центрифугированная, индекс «о» — особая; за буквенным обозначением следуют несущая способность, тс-м (нормативный изгибающий момент на уровне условного обреза фундамента), и длина (округленно), м.
Опоры СКЦо несущей способностью 4,5, 6,0, 8,0 тс-м применяются только на участках постоянного тока с повышенной электрокоррозией и с требованиями повышенной безопасности. В нижней части этих опор предусмотрено смешанное армирование: кроме напрягаемой арматуры, дополнительно устанавливают восемь стержней ненапрягаемой арматуры, рассчитанных на восприятие нормативного момента в случае потери несущей способности от электрокор-розин.
’Опоры СКЦ несущей способностью 4,5; 6,0; 8,0 тс-м применяют на участках как переменного, так и постоянного тока при отсутствии электрокоррознонных процессов. Опоры СКЦо и СКЦ несущей способностью 10,0 тс-м могут применяться только с разрешения МПС.
Опоры длиной 13,6 м обычно устанавливают непосредственно в грунт (цельные опоры).
Опоры длиной 10,8 м, а при необходимости увеличения высоты также и опоры длиной 13,6 м, устанавливают в стаканные фундаменты (раздельные опоры). Нормальная высота надземной части железобетон
ных опор, измеряемая от вершины до условного обреза фундамента нераздельной опоры иди до обреза фундамента раздельной опоры длиной 10,8 м, принята 9,6 м.
Железобетонные опоры в верхней части имеют бетонные заглушки. Для крепления консолей и кронштейнов опоры снабжены закладными деталями, которые крепятся к опррац. болтами, проходящими через от-
верстия в стенках опоры.
Болты и закладные детали изолируют от бетона в опорах СКЦо изолирующими втулками из полиэтилена, а в опорах СКЦ — изолирующими втулками и прокладками из технической резины. При необходимости нодвешивання, кроме контактной подвески, линии электропередачи, опоры СКЦо и СКЦ длиной 13,6 м для установки в стаканные фундаменты по специальному заказу могут •4ыть изготовлены с пятью дополнительными ггверстиями, снабженными изолирующими резиновыми втулками. !
В нижней части опор всех типов сделано восемь сквозных отверстий с изоли-
,тощими резиновыми втулками для вентиляции с целью уменьшения влияния пере-
;а температур наружной и внутренней ее ерхностей.
Заземление металлической армировки
р на участках переменного тока осуще-тястся специальным проводом диамет-
10 мм, заложенным в бетоне прн изго-1енин опор, с тремя наружными вывода-для присоединения к нему отводов к sey и армировке. На участках постоян
ного тока заземление осуществляется проводом диаметром 12 мм, прокладываемым снаружи опор с изоляцией от бетона специальными прокладками.
Для подключения аппаратуры диагностики опор СКЦо и СКЦ, предназначенных для участков постоянного тока, в бетоне при изготовлении закладывается провод диаметром 10 мм, имеющий один вывод на наружную поверхность. Кроме того, эти опоры имеют также выпуск одной струны длиной 10—20 мм над верхней заглушкой, который предназначен для измерения электрического сопротивления опоры между закладными деталями и арматурой.
Фундаментная часть цельных опор имеет защитное гидроизоляционное покрытие мастикой «Изол» иа наружной и внутренней поверхностях.
При отсутствии установки для нанесения мастики на опорах устраивают нижние заглушки.
Для закрепления раздельных центрифугированных железобетонных опор и стоек жестких поперечид применяют двутавровые фундаменты стаканного типа, а для крепления оттяжек — двутавровые анкеры (рис. 27.2, а, б). В стадии освоения производства находятся более экономичные трех-лучевыЪ фундаменты и анкеры (рис. 27. 2, в, г и табл. 27.2). Обозначение фундаментов: Т — трехлучевой, С — стаканный, первое число — несущая способность фундамента, тс-м, второе число — длина, м. Опору с фундаментом (рис. 27.3) соединяют пемеитным раствором марки 300, объем бетона 0,08 м3.
Обозначение анкеров: Т — трехлучевой, А —анкер, число обозначает длину анкера в метрах.
Таблица 27.2
Основные данные трехлучевых стаканных фундаментов и анкеров
Стаканные фундаменты (см. рис.27. 2,в'
ТС- 6,0-3,5 3500 0,56 54 80 1400
ТС- 8,0-3,5 । 3500 0,56 62 90 1400
ТС-10,0-3,5 3500 0,56 73 107 1400
ТС-12,0-3,5 3500 0,56 87 123 . 1400
ТС- 6,0-4,0 4000 0,61 57 83 1530
ТС- 8,0-4,0 4000 0,61 67 94 1530
ТС-10,0-4,0 4000 0,61 78 112 1530
ТС-12,0-4,0 4000 0,61 94 130 1530
ТС- 6,0-4,5 4500 0,65 62 90 1630
ТС- 8,0-4,5 4500 0,65 73 103 1630
ТС-10,0-4,5 4500 0,65 86 123 1630
ТС-12,0-4,5 4500 0„65 103 143 1630
Анкеры (см рис . 27.2, г)
ТА-4,0 400010,53 57 79 1330
ТА-4,5 450О|О,58 62 86 1460
Зак. 1611
225
Рис. 27.3. Закрепление опоры в стаканном фундаменте
лезобетона. Требования к бетону железобетонных конструкций приведены в табл. 27.3.
Таблица 27.3
Марки бетона
Вид конструкций * По прочности на сжатие 1 По водонепроницаемости По морозостойкости не ниже при температуре
До —20°С От —20°С ДО —40°С
Опоры 4,5; 6,0 400 4 150 200
тс-м Опоры 8,0; 500 4 150 200
10,0 тс-м Фундаменты и 400 4 150 200
анкеры Лежни 300 2 50 100
Опорные плнты 300 — 50 50
Лежни и опорные плиты применяют для улучшения закрепления опор в грунте. Основные данные лежней (рнс. 27.4) следующие:
Тип изделия I II
Размер й, мм 1000 1800
Размер а, мм 60 80
Расход бетона, м3 0,040 0,082
Расход арматуры, кг 3,3 9,9
Масса, кг 100 205
Применяют также лежень типа III— прямоугольный с размерами 600 x800 мм, толшнной 50 мм.
Основные данные опорных плит:
Тнп изделия I II III
Диаметр, мм 750 — —
Длина, мм —— 650 1200
Ширина, мм — 650 ' 650
Толщина, мм 80 80 80
Расход бетона, м3 0,03 5 0,034 0,063
Расход арматуры, кг 1,1 1,1 1,8
Масса, кг 88 85 158
Фундаменты, анкеры, лежнн и опорные плиты изготовляют нз ненапряженного же-
Рис. 27.4. Лежень
Арматура железобетонных опор: напрягаемая —- высокопрочная проволока периодического профиля класса Вр-П (ГОСТ 8480—63); ненапрягаемая — горячекатаная стержневая периодического профиля из стали класса А-П (ГОСТ 5781—75), спираль — обыкновенная профилированная арматурная проволока класса Вр-I (ТУ 14-4-659—75); усиливающие кольца—арматура периодического профиля класса А-Ш (ГОСТ 5781—75); монтажные кольца — стержневая горячекатаная круглая гладкая арматура класса A-I (ГОСТ 5781—75).
Арматура фундаментов, анкеров, лежней н опорных плит: продольная рабочая — сталь горячекатаная периодического профиля класса A-I, А-П и А-Ш (ГОСТ 5781— 75); спираль сеткн-—обыкновенная арматурная проволока периодического профиля класса Вр-I (ТУ 14-4-659—75); строповоч-ные петлн — сталь горячекатаная гладкая класса А-1 (ГОСТ 5781—75); закладные детали — сталь полосовая (ГОСТ 380—71). Рнс. 27 5 поясняет схемы установки опоры в стаканном фундаменте.
Для закрепления железобетонных опор в районах вечной мерзлоты н глубокого сезонного промерзания применяют специальные конструкции: опоры на сваях длиной 8 н 10 м; анкеры стоечного типа длиной 4,5 м с плитой в основании; свайный анкер длиной 10 м.
Оттяжкн железобетонных анкерных опорнз круглой стали марки ВСтЗсп изготавливают в заводских условиях по типовому проекту (рис. 27.6 и табл. 27.4).
В комплект входят детали скрепления оттяжек с анкером и опорой включая устройство для закрепления анкеруемых проводов.
Комплекты А-1, А-2 и А-3 предназначены для линий переменного тока, а Б-1 и Б-2 — постоянного тока.
При размещении анкерной опоры в междупутье расстояние от нее до анкера при-
226
Рис. 27.5. Схемы установки консольной опоры в стаканном фундаменте: а — на насыпи; б — на насыпн с присыпкой грунта; в. г — в выемках
Рис. 27.6. Схемы установки железобетонной опоры с оттяжками:
Но — высота контактного провода от уровня головки рельса (УГР)
ннмают 8500 мм. Анкер размещают относительно оси пути с Teiyt же габаритом, что и анкерную опору.
Длину оттяжек можно регулировать в пределах 1000 мм.
Таблица 27.4
Комплектование оттяжек железобетонных опор
Назначение комплекта
А-1
А-2
А-3
Б-1
Б-2
27.6,а
27.6,6
27.6, в
27.6,б
27.6,в
98
149
95
150
96
Анкеровка компенсированной цепной подвески Неподвижная анкеровка цепной подвески; анкеровка полукомпенсированной подвески
Анкеровка усиливающих и дополнительных проводов; средняя анкеровка компенсированной цепной подвески
Анкеровка компенсированной и полукомпенсн-рованной цепных подвесок; неподвижные анкеровки тех же подвесок Анкеровка усиливающих проводов; средняя анкеровка компенсированной цепной подвески
§ 27.3. Металлические опоры и фундаменты к ним
Опоры. Металлические опоры применяют главным образом для закрепления гибких поперечин и установки двухпутных консолей. В отдельных случаях, не позволяющих разместить оттяжки анкерных железобетонных опор, применяют металлические анкерные опоры. Металлическая опора представляет пространственную сквозную ферму (рис. 27.7 и табл. 27.5), состоящую из стоек и треугольной решетки между ними. Промежуточные опоры гибких поперечин выполнены направленными — сжатые и растянутые элементы нз уголков различного сечения. Анкерные опоры и опоры для двухпутных консолей выполнены ненаправленными.
Обозначение металлических опор: М — металлическая, Н — направленная, в числителе — нормативный изгибающий момент в основании, тс-м, в знаменателе — высота опоры, м, 73 — год проектирования опоры. В обозначении анкерной опоры в числителе указаны значения нормативных изгибающих моментов в основании опор: в плоскости поперек пути и в плоскости, параллельной пути (от анкеровки проводов).
Опоры имеют детали для крепления поперечных несущих и фиксирующих тросов, анкеруемых проводов, консолей, а также для заземления их.
Фундаменты. Для закрепления в грунте опор гибких поперечин применяют железобетонные раздельные и свайные фундаменты. Раздельный фундамент (рис. 27.8) состоит из двух блоков одинаковых нли различных, на которых опора закреплена посредством анкерных болтов. Основные
227
27.7. Металлические опоры:
а — опора гибкой поперечины высотой 15 м; б — то же высотой 20 м; в — консольная опора высоте»! * 13 м; г — анкерная консольная опора высотой 10 м; д — основание опоры
данные блоков приведены в табл. 27.6, а схемы установки — на рис. 27.9. В обозначении блоков, «например РФ1-1: Р — раздельный, Ф — фундамент, первая цифра — тип блока по опалубочным размерам, вторая-— тип армирования.
Свайный фундамент состоит из ростверка (рис. 27.10, а, б), сквозь отверстия которого в грунт забивают сваи (рис. 27.10,в). Основные данные ростверков приведены в табл. 27.7, свай —в табл. 27.8, назначение фундаментов — в табл. 27.9, а схемы установки — на рис. 27.11.
В обозначении ростверков, например 45
ПА—: П — промежуточных jjnop, ПА — ан
керных опор, в числителе—несущая способность опоры в плоскости поперек пути, тс-м. в знаменателе — высота опоры, м; в обозначении свай, например С10-2: С— свая, первое число — длина сваи, м, второе — тип армирования. Сваи и ростверк соединяю! сваркой с помощью специальных анкеров заделанных в бетон, и съемных накладо! (рис. 27.12). Над стыками ростверка со сва ям и устраивают бетонные оголовки. Сред ние отверстия в ростверках прямоугольной типа предусмотрены для облегчения и за полняются грунтом. Закрепление опор осу ществляют так же, как и иа раздельны: фундаментах. Для уменьшения блуждаю щпх токов и защиты фундаментов от элект
228
Таблица 27.5 Основные данные металлических опор Продолжение
Тип ОТюры; масса, кг; база опоры, мм Пояс опары Сталь угловая ГОСТ 8509—72
Тип опоры; масса, кг; база опоры, мм « 35 МН--73; 782, ^ис.27.7,а) 400 X 400* Пояс опоры в б а в б а в б а ’ в б а СтАль угловая Стойки 70х70х5*2 70 x 70 x5 75 x 75 x7 75x75x6 75 x 75 x8 ГОСТ 8509—72 Раскосы в плоскостях 36x36x4*3 36x36x4 36x36x4 36x36X4 36x36x4 Стойки Раскосы в плоскостях
1248; (рис. 27.7,6) 600x600 в б 75 x75 x8 75 x75 x7 802<80х8 36x36x4 45 x 45 x4 45x45x4
1000x1800 а 75x75x8 90x90x8 80 x80 x8 50 x50 x4 45x45x4 56x56x4
000x1200 45 -^--73; 851; 500 x500 "000x1500 65 МН ——73; 1о 1041; '00 x500 1000x1500 45—25 15. “ —73; 1194; 500x500 i - 0x1500 75 x 75 x7 70x70x5 70 x70 x5 75 x 75 x7 75 x75 x6 75x75x8 75x75x7 75 x75 x7 75x75x7 90 x 90 x8 ^0x80x8 100x100 x8 90x90x8 70 x70 x5 70x70x5 100x100x8 100x100x8 125x125 x8 125x125 x8 45 x45 x4 36x36x4 45x45x4 36x36x4 45 x45 x4 36x36x4 50x50x4 • 36 х36х4 45x45x4 36x36x4 45 x45 x4 36x36X4 50 x 50 x4 36x36x4 45 x45 x4 50x50x4 45 x 45 x4 50 x50 x4 50x50x4 105 МН —73; 20 1779; 600 x 800 г в 80 x 80 x6 75x75x6 100x100 x8 36X36X4 56x56x5 (45 x 45 x 4) 36x36x4
1000 x2000 ч б 90 x 90 x8 110x110x8 56x56 Х5 (45 x 45 x4) 45 x 45 x4
а 100x100 x8 125x125 x8 63x63x6 (56x56x4) 45x45x4
110x110x8 63x63X6 (56x56x4)
150 МН —73; 20 2127; 600 x800 г 100x100x7 36x36x4
в 75 x 75 x7 125x125x8 56 x56 x5 (45x45x4) 36x36x4
’ 1000 x 2000 б 100x100x10 • 125x125x10 56 x56 x5 (45x45x4) 45 x 45 x4
а 125x125 x9 125x125x12 63x63x6 (56x56X4) 45x45x4
65—25 15 Г-13; 1520; ~00х500 в б а г 100x100x7 100x100 x7 125x125x9 125x125 x9 125х125х*10 36x36 Х4 45 x 45 x4 50x5'0x4 45 x45 x4 50 x50 x4 50 x50 x4 36x36x4 45х45'х4 125x125x10 63x63x6 (56x56x4)
мТз-73; 482; (рис. 27.7,в) 56x56x5 36x36x4
ЛОО X1500 65 Жх ——73; 20 125x125x10 63X63X6 6 ХбЗхб 15 М —73; 13 589; 63x63x6 36x36x4
• числителе — у вершины опоры, в знаменате-— у основания. w числителе — со стороны пути, в знаменателе — _ опоры. * числителе — вдоль пути, в знаменателе — по-пути (в скобках указаны размеры растянутого 10—40 М — 10 —73; 790; (рис. 27.7, г) б а 80 x 80 x6 90x90x8 50x50x4 36x36x4 56x56x5 36 x36 x4
229
Рис, 27.8. Раздельный фундамент для опоры гибкой поперечины:
а — основные размеры; б — расположение анкерных болтов
рокоррозии на участках постоянного тока металлические части опоры изолируют от анкерных болтов изолирующими втулками (рис. 27.13).
Блоки раздельных фундаментов, свайные ростверки и сваи изготовляют из бетона марки 300, по морозостойкости не ниже 100. Рабочая арматура — горячекатаная стержневая класса A-III или A-II (ГОСТ 5781— 75); прочая арматура из горячекатаной круглой стали класса A-I и обыкновенной арматурной проволоки (ГОСТ 6727—53). Анкерные выпуски в ростверках и сваях и анкерные болты изготовляют из спокойной стали группы В (ГОСТ 380—71).
§ 27.4. Жесткие поперечины
Жесткие поперечины применяют в качестве поддерживающих конструкций при перекрытии 3—8 путей. Поперечина (рис.
27.14 и табл. 27.10) представляет пространственную металлическую ферму с параллельными поясами и раскосной решеткой Поперечину длиной до 22,5 м собирают двух блоков; длиной £9,1; 30,3; 34,0 м— из трех блоков; длиной 39,2; 44,2 м — из четырех блоков. Опорные части крайних блоков имеют сокращенные по длине панели. Нижиие пояса крайних блоков в местах опирания на стойки имеют усиление: поперечины до 29,1 м— полосу 6x60 на длин-800 мм, поперечины 30,3 м и более — уголок того же сечения, что и пояс, на длине 1000 мм. Поперечину прикрепляют к оди-; ночным или сдвоенным железобетонным стойкам (см. табл. 27.1) посредством оголовков
Обозначение: П — поперечина, первое число — несущая способность (изгибающий момент), тс-м, второе — расчетная длина поперечины, м. Длину поперечины при необходимости можно уменьшить за счет сокращения числа панелей (кроме усиленных в крайних блоках).
Поперечины длиной 30,3 м и более используют для установки аппаратов освещения станций. Такие поперечины имеют на верхней грани настил и перильное ограждение, снабжены лестницами для подъема персонала.
Обозначение поперечины, например, ОП29-39.2 (где О — с освещением). В табл. 27.10 масса указана для поперечин без устройств освещения.
На жестких поперечинах устанавливают консольные стойки (рис. 27.15) для подвешивания (на консолях ЖР,»ЖС) и фикса ции компенсированной контактной подвеска переменного тока, фиксаторные стойки (рис. 27.16)—для фиксации полукомпен-сированной подвески переменного тока и компенсированной и полукомпенсированной подвесок постоянного тока (табл. 27.11).
Собственно стойка выполнена в виде без-раскосной сварной фермы из двух швеллеров, соединенных планками (швеллер 6,5— консольная, швеллер 5 •— фиксаторная). Стойка закреплена на поперечине посредст вом крепительных уголков и крюковых бол тов. Выдвижная часть стойки служит для закрепления фиксатора и изготовлена во всех случаях из швеллера 6,5. Переходная стойка образуется из двух соединенных между собой промежуточных.
Рис. 27.9. Схемы установки раздельных фундаментов опоры гибкой поперечины на нулевом месте (а), в выемке (б), на насыпн и на насыпн с присыпкой грунта (при габарите опоры до 3500) (в), иа насыпи (при габарите опоры 3500—4500) (г);
Р — растянутый блок; С — сжатый блок
Таблица 27.6
Основные данные блоков раздельных фундаментов
Показатели Данные для блоков
РФ1-1 РФ1-2 РФ2-1 РФЗ-1 РФЗ-2 РФ4-1 РФ4-2
Геометрические размеры, мм (обозначения см. на рис. 27.8): L 4000 4000 3820 4500
а 1450 1600 1800 2100
ь 2650 3250 4000 3850
с 650 800 1000 1000
т 400 400 400 550
п 690 990 1365 1290
d 400 550 520 550
е 150 150 120 150
Число анкерных болтов, шт. 4 4 4 4 8 4 8
Диаметр анкерных болтов, мм 36 42 36 42 36 42 42
Расход бетона, м3 Расход арматуры, кг, класса: 2,50 2,50 3,42 4,02 4,02 4,83 4,83
A-III 129 166 169 233 303 278 393
А-П 148 192 192 259 345 308 441
' асса, кг 6300 6300 8600 10 000 10 000 12 100 12 100
Таблица 27.7
Основные данные ростверков свайных фундаментов
Показатели Данные для ростверков
п«-15 п— 15 П^1 20 20 20 паЛ1 15 ПА- 15 ПА 45 ’ 65. 15
Высота h, мм 400 40Q 400 500 500 500 500 500
Число анкерных болтов, шт. 8 8 8 16 16 16 16 16
Диаметр анкерных болтов, мм 36 42 42 36 42 36 36 36
Расход бетона, м3 » металла, кг, при 2,20 2,20 2,20 3,80 3,80 2,75 2,75 3,80
числе свай: 4 253 287 269 •—. —~ 360 397 —
5 265 298 281 —- -— — .— —
6 — — — —’ — 390 4^7 —
, 8 — — — 465 527 — — 485
Масса, кг 5500 5500 5500 9500 9500 6900 6900 9500
231
a) , я-я В)
3500
При Восьми анкерных Нолтах 60 .60 Л . 1*5
3800
Рис, 27.10. Свайный фундамент для опоры гибкой поперечины^
F«c. 27.11. Схемы установки свайных фундаментов на насыпи (б).
для опор гибких поперечин на нулевом месте (а), в выемке (в)
пути
Основные данные свай
Таблица 27.8
Показатели Характеристики для свай
С5-1 С6-1 С6-2 С8-2 С8-3 С10-2 С10-3
?лина 1, м Расход бетона, ма » металла, кг 5 0,46 46,4 6 0,55 55,2 6 0,55 66,7 8 0,73 86,0 8 0,73 112,6 10 0,91 98,6 10 0,91 125,2
Табл низ 27.9
Назначение фундаментов, установочный размер k
Тип опоры Типы Размер fe» мм
блоков раздельных ростверков свайных
Для промеэюуточных опор
мн 35 —^—73 15 РФ1-1,
мн 45 — 73 15 РФ1-1,
мн 65 —— — 73 15 РФ1-2,
мн 65 — 73 15 РФ 1-2,
мн ”®-73 20 РФЗ-2,
мн 150 — 73 20 РФ4-2
45—25 73 РФЗ-2,
м 15
65—25 73 РФЗ-2,
М " 15
м- 10—40 10 73 РФ1-1,
РФ2-1, РФЗ-1
РФ2-1, РФЗ-1
РФЗ-1, РФ4-1
РФЗ-1, РФ4-1
РФ4-2
Для анкер ных опор
РФ4-2 ПА 45 15
РФ4-2 ПА 65 15
РФ2-1, РФЗ-1
— 1020
П-^ 15- •- 1320
П-^ 15 1320
П — 20 1620
п-1^ 20 1820
11 20 1820
45, 65 1320
15
45, 65 1320
15
— 1320
233
Таблица 27.
Основные данные металлических поперечин
ч Тип пореречнны Сталь угловая ГОСТ 8509—72 Шаг решетки, мм Высота фермы h, мм Число панелей в блоке Длина поперечины, м , Milieu МИТЯЛЛИ. KI
Крайний блок Средний блок
Пояс Вертикальная решетка Пояс • Вертнк а л ьна^ решетка крайнем среднем
1 2 3 * 4 5 6 7 8 9 10 11
П13-16,1 45x45x5* 25х25х4*2 800 700 9 16,1
45x45x5 32x32x4 45S
П15-16.1 50 x50 x5 25 x 25 x4 8С0 700 9 16,1 511
50x50x5 32x32x4
ШЗ-17,7 45x45x5 25 x25 x4 800 700 10 17,7 5И
45x45x5 32x32x4
П15-17.7 50 x50 x5 25 x25x4 800 700 10 17,7
50 x 50 x5 32x32x4
П13-22.5 50x50x5 25x25x4 800 700 13 22,5 688
45x45x5 32x32x4
П15-22.5 56x56x5 25x25x4 800 700 13 22,5
50 x 50 x5 32x32x4
П15-29,1 56 x56 x5* 25х25х4*2 63 x 63 x5 25 x 25 x4 800 700 11 12 29,1
45x45x5 32x32x4 50 x50 x5 25x 25 x4 KS
П17-29.1 63 x 63 x5 50 x50 x5 25x25x4 32 x32x4 63 X 63 X 6 56x56x5 25 x25 x4 25 x 25 x4 800 700 11 12 29,1
П22-29,1 63 x 63 x6 63 x 63 x6 25 x25 x4 32x32x4 70x70x6 63 x 63 x6 25 x 25 x4 25 x 25 x4 800 700 11 12 29,1 иа
П23-30.3 63 x 63 x5 45 x 45 x5 32x32x4 40x40x4 63 x 63 x5 45x45x5 32x32x4 32x32x4 1250 1200 7 8 30,3 ngj
П26-30.3 63 х 63 х 6 45x45x5 32x32x4 40x40x4 63 x63x 6. 50x50x5 32x32x4 32x 32 x4 1250 1200 7 8 30,3 12?<
П29-30.3 70x70x6 50X50x5 32x32x4 40x40x4 70x70x6 56x56x5 32x32x4 32x32X4 ‘ 1250 1200 7 8 30,3 1з_-
П26-34.0 63 x63 x5 45x45x5 32x32x4 40x40x4 63 x63 x6 50x50x5 32x32x4 32x32x4 1250 1200 8 9 34,0 1341
П29-34.0 70x70x6 50 x 50 x5 32x32x4 40x40x4 70x70x6 56x56x5 32x32x4 32x32x4 1250 1200 8 9 34,0 143
ПЗЗ-34,0 70x70x6 56x56x5 32x32x4 40 x40x 4 , 75 x 75 x6 63 x 63 x5 32x32x4 32x32x4 1250 1200 8 9 34,0 1514
П29-39.2 63 x63 x6 45x45x5 32x32x4 45 x 45x4 70x70x6 56x56x5 32x32x4 40x40x4 1250 1200 6 8 39,2 'п
ПЗЗ-39,2 70x70x6 50x50x5 32x32x4 45 x 45 x4 75x 75x7 63 x63 x5 32x32x4 40x40x4 1250 1200 6 8 39,2 1М
П43 32,9 75x 75 x7 63x63x5 32x32x4 45x45x4. 80 x 80 x8 70x70x6 32x32x4 40 X40 X4 1250 1200 6 8 39,2 2>
* В числителе для верхнего пояса блока, в знаменателе — для нижнего.
*2 В числителе — для раскоса, в знаменателе — для стойки.
234
т КЗ ГИЗ-44,2 Й - Тип жшеречины
и N D 0
00 О СЛ
о о L0 Сл cd О
X X X X X X 2
о 00 о 8 сл сл OD 70 N5 Я
X X X X X X га W
cd 00 СЛ сл CD &
S
fs со ₽» 05 CO га & о
сл ND СЛ ND сл ND Ь ь
X X X X X X rt E й S g X
р* м B.-tb со 1~йъ co Oa- rt
сл ND СЛ ND СЛ ND E ь
X X X X X X s IT X м X ь 0 X &5 X
'Г> СП CD ГО
СЛ о о о со СЛ О
X X X X X X □ н
сл со о о 80 CD СО СЛ D ? о сл S
X X X X X X га 1
<£> о 00 CD >*q
X S №
S»
.р». СО •£> со co га о
О ND О ND О ND ra га Ь
X X X X X X ft E = g
со со . ps co сл rt X
о ND о ND о ND H ь
X X X X X X N
£15
к—-1
nd СЛ ND СЛ N С Э Л cn Шаг решетки, ММ
О О С D
>—ч к——*
ND О ND О ND О -J Высота фермы, мм
О О о
oo крайнем И 3 _ £15
о\ х
Ь 0 S
со СО СО <£> среднем «3°
]3 О
О Длина поперечи-
ND ND ND ны, м
N N D ND ГО
0 0 ND — Масса металла . кг га
5 •—* 0
Таблица 27.12
[С. 27.15. Промежуточная (а) и переходная (б) консольные стойки для жестких поперечин
>ис. 27.16. Промежуточная (а) и переходная (б) фиксаторные стойки для жестких поперечин
Таблица 27.11
Основные данные стоек для жестких поперечин
Стойка Для поперечив размером^ йха, мм
700x450 1200x 740
Дли-на L, мм Масса, кг Дли-на L, мм Масса, кг
Консольная: промежуточная 2700 71,8 3200 82,3
переходная 2700 135,8 3200 151,5
Фиксаторная: промежуточная 2700 62,3 3200 74,0
переходная 2700 121,0 3200 141,0
§ 27.5. Консоли
Изолированные консоли. Изолированные консоли (рис. 27.17, табл. 27.12 и 27.13) применяют для поддержания подвесок на консольных опорах и консольных стойках жестких поперечин главным образом на участках переменного тока.
Основные данные изолированных консолей
Тип коисоли Размеры, мм (см. рис. 27.17) Масса (без изоляторов), кг
1 11
Консоли из труб
ИТР-11 3700 2350 31,9
итс-п 3700 2300 — 33,3
итс-ш 4200 2750 —- 36,9
ИТС-ПП 3700 2300 1400 44,4
ИТС-П 1П 4200 2750 1400 48,1
Консоли из швеллеров
ИР-и 3570 2350 49,9
ИР-V 5070 '3900 1400 77,9
ИР-VI 5770 4600 2000 86,2
ИС-II 3570 2300 — 52,0
VIC-Wi W.Q, 57. Д
ИС-V 5070 3850 1400 80,9
ИС-VI 5770 4550 2000 91,3
ИС-VII 6270 5000 2000 97,5
Консоли для жестких поперечин
ЖР-1 1950 1500 14,6
ЖР-11 2310 1500 — 18,5
ЖС-1 1950 1575 — 19,2
Обозначение консолей: И — изолированная, Т — из трубы, Р — с растянутой тягой, С — со сжатой тягой, Ж — для жестких поперечин, I, II — тип консоли по длине кронштейна, П — подкос.
В кронштейнах консолей, устанавливаемых на опорах, применяют изолятор IKSU-27, а в тягах и подкосах — изоляторы ИФС-27,5 (VKL 60/7). В растянутых тягах могут применяться также изоляторы ИСС-27,5 (VKL 60/7) или тарельчатые ПФ6-В и ПТФ,3,3/5. В кронштейнах и тягах консолей ЖР н ЖС применяют изоляторы ИФС-27,5 (VKL 60/7).
На участках переменного тока с загрязненной атмосферой, на морских побережьях, в местах выгрузки минеральных удобрений устанавливают изолированные консоли с усиленной (двойной) изоляцией. В этом случае к изолированным консолям несущий трос подвешивают на двух тарельчатых изоляторах, а в фиксаторах применяют стержневые изоляторы.
Неизолированные консоли. Прямые наклонные неизолированные консоли (рис. 27.18, табл. 27.13 и 27.14) применяют для подвешивания подвесок на консольных опорах главным образом на участках постоянного тока. В отдельных случаях на участках постоянного и переменного тока применяют неизолированные консоли для установки на опорах за платформой и двухпутные (рис. 27.19, табл. 27.13 и 27.15).
236
Материалы для изготовления консолей
Таблица 27.13
Тип консоли Тяга
Кронштейн растянутая растянутая сжатая сжатая Подкос **ОДКОС
ИТР итс •ИР ИС ЖР же HP НС П-1 Д-П Труба 0 60 » 0 60 « 2 швеллера 5 2 » '5 Швеллер 5 » 5 2 швеллера 5 (6,5) 2 » 5 (6,5) 2 » 8 2 > 10 016 016 012 016 020 020 Труба 0 33,5* Труба 0 33,5* Уголок 50 x 50x5 Труба 0 33,5 Труба 0 33,5 » 0 33,5 » 0 33,5 Труба 0 33,5
При больших сжимающих
усилиях иа переходных опорах
применяют уголок 63x63x6.
947
Рис. 27.18. прямые яаклонные неизолированные консоли без подкоса (в) н тягой) (6):
/) — с растянутой тягой; 2) — со сжатой тягой
с подкосом (со сжатой
238
Таблица 27.14
Основные данные наклонных неизолированных консолей
Тип консоли Размеры, мм (см. рис. 27.18) Масса1, кг
L Uh
НР-0-5 3630 1900 44,0
HP-1-5 4730 2600 56,0
HP-II-5 5230 3400 62,1
HP-III-6,5 6230 4400 85,3
HP-IV-6,5 7130 5300 97,2
НС-1-5 4730 2500 56,8
НС-11-5 5230 3300 63,6
HC-I-6,5 4730 2500 65,2
HC-II-6,5 5230 3300 73,0
HC-II 1-6,5 6230 4300 87,7
HC-IV-6,5 7130 5200 100,4
HC-II 1-6,5П 6230 4300/1850 98,4
HC-IV-6,5H 7130 5200/2250 112,1
1 Данные приведены без учета массы бугеля н детали крепления фиксатора.
В обозначении прямых неизолированных наклонных консолей буква Н означает наклонная; остальные обозначения те же, что и изолированных консолей; числа 5; 6,5 после обозначения типа консоли по длине означают номер швеллера, из которого изготовлен кронштейн. Неизолированные консоли дли установки на опорах за платформой и двухпутных означают: П — за платформой, Д — двухпутная, I, II, VII — тяп по длине кронштейна, С — с одной стойкой, 2С — с двумя стойками. д'
§ 27.6. Гибкие поперечины
Гибкие поперечины применяют для подвески контактной сети на станциях при перекрытии более восьми путей в тех случаях, когда невозможно по условиям, размещения опор в междупутьях применить жесткие поперечины (рис. 27.20).
Поперечный несущий трос, воспринимающий вертикальные нагрузки, состоит из двух или четырех проводов, верхний и нижний фиксирующие тросы воспринимают горизонтальные нагрузки и состоят из одного провода каждый. В качестве поперечных несущих тросов применяют биметаллические сталемедные провода с площадью сечеиия 70 и 95 мм2 и стальные канаты с площадью сечения 70 мм2, в качестве фиксирующих тросов биметаллические сталемедные провода с площадью сечения 70 мм2 или стальные канаты с площадью сечения 50 и 70 мм2. Благодаря изоляторам, врезанным в тросы, можно выполнять обслуживание контактных подвесок и гибкой поперечины без снятия напряжения.
Высоту опор выбирают такой, чтобы стрела провеса поперечного несущего троса была не менее 0,1 1П (рис. 27.21). Силу тяжести всех тросов поперечины и гололеда на них ' распределяют между точками приложения вертикальных сил подвесок и суммируют с ними Q2; ...). Вертикальные составляющие реакций в точках закрепления троса на опорах А и В определяют по формулам:
В = —------------ =
4т
_ Q1°1 + <?2°г + <?заз + • • • . (27
4т
Таблица 27.15
Основные данные консолей для установки на опорах за платформой н двухпутных
Опора Тип консоли Размеры, мм (см. рнс. 27.19) Масса1. кг
h д Б L 1 И
Железобетонная коническая П-1 1835 5700 — 6 330 5 700 — 157,4
Металлическая высо- д-п 3000 5300 4200 9 770 10 000 6000 293,5
той 13 м Д-VII-C 3000 5850 5000 12 000 11 150 6450 ‘ 380,1
Д-УП-2С 3000 5850 5000 12 000 11 150 6450 424,4
Металлическая высо- Д-п 5100 5300 4200 9 770 10 900 7300 331,3—335,9
той 15 м Д-VII-C 5100 5850 5000 12 000 12 000 7650 415,2—419,8
Д-УП-2С 5100 5850 5000 12 000 12 000 7650 459,5—464,1
Железобетонные кони- Д-п 2600 5300 4200 9770 10 000 6450 379,6
ческие спаренные Д-VII-C 2600 5850 5000 12 000 12 500 6800 468,2
ДЛП1-2С 2600 5850 5000 12 000 12 500 6800 512,5
* Данные приведены с учетом массы деталей крепления на опоре.
239
Рис. 27.20. Схема изолированной гибкой поперечины:
1 — поперечный несущий трос; 2, 3 — верхний и нижний фиксирующие тросы; 4 — электрический соединитель; 5 — струна диаметром 6 мм; 6 — фиксатор; 7 —- струны фиксатора; 8 — изоляторы
Рис. 27.21. Расчетная схема поперечного несущего троса
(27.2) - i=l
Наибольший провес поперечного несущего троса находится там, где эпюра перерезывающих сил меняет знак. Горизонтальная составляющая реакция опоры
Г—1
Aar — ^Qt (аг — а{)
7 = -----------------------(27.3)
? г max
Наибольшее натяжение в поперечном несущем тросе будет у той опоры, где больше вертикальная реакция. Ойо равно геометрической сумме составляющих
7г = У + В2 . (27.4)
Дтина поперечного троса равна .сумме отрезков между точками приложения сил Qi:
£ = а" + +
+ V (дг ~ «1) + (fi— fl)2 +
240
+ V(a3-a2)2+ (fs-BJ2 + • • +
+ У(/п-«л)24-(0-Вй)2. (27.5)
Расчет поперечного троса при неодинаковой высоте закрепления его к опорам (рис. 27.22) выполняют по уравнениям:
Оп — аг) У Qi&i — in У Qi (ai ‘ аг) „ !>-+1.
fiQiai
В=—-----------+ ~~- (27.7)
‘п ‘п
Л = 2<?« — В. (27.8)
I
Для расчета поперечины составляют схему, на ней выбирают точку г в ожидаемом месте наибольшего провеса поперечного несущего троса. По выражениям (27.6) — (27.8) подсчитывают Т, В и Д, затем определяют значения провеса в точках приложения нагрузок слева и справа от выбранной по формулам:
г-я.
Aar-i—^iQi^r-i — о;)
f,_i =-------------------------J (27.9)
Г
Aar+i — 2 (вг+т — ai)
Fr^ =-----------~. (27.10)
Если в одной из этих точек провес окажется больше, чем в точке г, то расчет необходимо повторить, начиная с определения сил Т, В, 4. В повторном расчете за точку г следует принять ту, где в предыдущем расчете провес был больше, чем
Рис. 27.22. Расчетная схема поперечного несущего троса при различных высотах опор
Рис. 27.23. Расчетная схема фиксирующего троса гибкой поперечины
в ориентировочно выбранной точке. Повторяют расчеты до нахождения тЪчки наибольшего провеса.
Расчетная схема фиксирующего троса представлена на рис. 27.23. Оба фиксирующих троса рассматривают закрепленными к опорам на одном условном среднем уровне от основания опоры. Фиксирующий трос рассчитывают как прямой натянутый стержень, шарнирно закрепленный на опорах. Целью расчета фиксирующего троса является установление его натяжений при различных климатических условиях. При расчете определяют его натяжение //"* у наиболее нагруженного конца при низшей температуре или при гололеде, либо при ветре наибольшей интенсивности исходя из заданного при высшей температуре натя/кения Н'\ у ослабленного конца. Индекс х соответствует искомому режиму, а индекс'1 —исходному.
При высшей температуре (исходном режиме) фиксирующий трос имеет наименьшее натяжение. При различных по высоте опорах и различных по значению и направлению силах Pxi и Р|;:
а , г гч
1В +( °* - Pl) zn /(£S)
6 4-Zn/(£S)
(27.14)
Во всех случаях учтено: пружинный компенсатор размещен у ослабленного конца троса (при его отсутствии 6=0); влияние второго фиксирующего троса на деформацию опор удвоенными значениями гибкостей опор (2k" и 2k')\ при наличии компенсатора в тросе влияние деформаций опор мало и допустимо считать fe"=fe'=0.
При каждом климатическом режиме соблюдаются следующие соотношения:
Н'=Н — v';
х X х
Ну^Ну + ^Ри-, £1 =Hy—v'l;
Н\= /7,4-^;
^Puat п. =-------
Z„s (G — М + (Тх— Ту) (s"fe"+s'fe') _
2k" 4- 2k' 4- В 4- Zn/(£S)
&Pxi-S Plf) 2k" + (v'x- <) Zn/(£Sj
2k" 4- 2k' 4- в 4- Zn/(£S)
(27.11)
При равных опорах, одинаково направленных и равномерно по пролету распределенных силах PXi и Р](:
«; = £;+2
_ l^(tx — ty)+(Tx — Ty)2sk _ 4*4-H-zn/(£S)
2Р1;) [Zn/(2£S)4-2fe] .
4-6 4-Zn/(£S)
• (27.12)
Для фиксирующей поперечины из одного троса (при отсутствии поперечного несущего троса):
= #1' + 1 Рх1 -
l^(tx-ti)^^Pxi~^Pyt) k"
~ £'4-fe'4 B4-Zn/(£S)
( —t\)zn/(£S)
• fe"4-V4-& 4-Zn/(£S)
(27.13)
При одном фиксирующем тросе на опорах с жесткой поперечиной:
х XI
2Р .at
XI 1
1П
Р1 =^Рц — —:—
•и
Условные обозначения в формулах приняты следующие:
Т — горизонтальная составляющая натяжения поперечного несущего троса, кН;
Q, — вертикальные силы от подвесок н поперечный несущий трос, кН;
Н' — натяжение фиксирующего троса ослабленного конца, кН;
Н" — натяжение фиксирующего троса наиболее 'нагруженного конца, кН Н — натяжение фиксирующего троса данном режиме^при условии отсут ствия сил Р;
Pi — горизонтальная нагрузка одного фиксирующих тросов от провод контактной сети, кН;
щ — расстояние до точки приложенн силы Pi относительно наиболее н -груженной опоры, м;
1п — пролет поперечины, м;
II', h" — высота опоры соответственно с ослабленного и нагруженного конц фиксирующего троса, м;
йф — средняя расчетная высота фик рующих тросов от основания oi ры, м;
б — коэффициент эластичности пружинного компенсатора, м/кН;
k'\ k" — значения прогибов опор под де ствием единичной силы на расче ном уровне фиксирующего тросг соответственно у ослабленного и н груженного концов троса, м;
s', s" — коэффициенты приведения сил Т уровню фиксирующего троса соответственно у ослабленного и иагр -женного концов фиксирующего т са.
h' J • S"
2 Лф 2’ 2 /гф 2
242
v'; v" — доли силы ZPi соответственно у ослабленного и нагруженного концов. В случае одинаково направленных и равномерно распределенных вдоль троса силах Pi допустимо = 0,52.Р(.
§ 27.7. Фиксаторы
Для фиксации контактных проводов применяют различные фиксаторы (рис. 27.24 и табл. 27.16). Буквы в обозначении фиксаторов означают: Ф — фиксатор, П — прямой, О — обратный, У — усиленный, А — анкеруемого контактного провода, Т — троса анкеруемого провода, Р — ромбовидной подвески, С — для стрелок, К — комбинированный, И — для изолированных консолей.
Прямые фиксаторы применяют на прямом участке пути при зигзаге контактного провода к опоре, а также на внешней стороне кривой. При растягивающем усилии на фиксаторы при самых неблагоприятных условиях не менее 200 Н вместо прямых фиксаторов применяют гибкие. Обратные фиксаторы применяют иа прямой при зигзаге от опоры и на внутреиией стороне кривой. Основной стержень фиксатора изготовляют из равнополочного уголка, а фиксатора УФО — из трубы 0 60 мм. Дополнительный фиксатор изготовляют из полосы (масса его 2,81 кг).
Для воздушной стрелки дополнительный фиксатор изготовляют из трубы.
В фиксаторах, устанавливаемых на за
земленных конструкциях, применяют, как правило, изоляторы ИФС-27,5 (VKL 60/7), в фиксаторах У ФО — консольный изолятор IKSU-27. В гибких фиксаторах, а также фиксаторах постоянного тока, кроме УФО, могут применяться изоляторы ПФ6-В, ПТФ-3,3/5 и ФТФ-3,3/5. Фиксаторы, располагаемые на изолированных консолях, изоляторов не имеют.
Для повышения ветроустойчивости подвески применяют распорные трубки, которые соединяют основной фиксатор с несущим тросом, а также ограничители подъема, устанавливаемые на основном фиксаторе.
§ 27.8. Материалы для конструкций
Стальные конструкции. Для изготовления металлических конструкций контактной сети применяют различные виды проката из стали (ГОСТ 380—71, ГОСТ 19281—73 и ГОСТ 19282—73).
Характеристики прокатной стали: плотность 7850 кг/м3, коэффициент линейного расширения 0,000012 град-1, модуль упругости 206 ГПа, модуль сдвига 79,5 ГПа, коэффициент поперечной деформации 0,3.
Для выбора марок стали все конструкции с учетом ответственности и условий эксплуатации разделяют иа группы: Группа I. Конструкции и элементы, связанные с натяжением проводов (сварные, штампованные, гнутые) — тяги консолей и кронштейнов (из круглой стали); болты закладных деталей; штанги, хомуты и штанги анкерных оттяжек; вилки компенсаторных роли-
Рис. 27.24. Фиксаторы прямой (а), обратный (б), обратный усиленный (в), анкеруемого провода (г), троса, врезанного в анкеруемый контактный провод (б), гибкий (е), ромбовидной подвески (ис)
243
Таблица 27.16
Основные данные фиксаторов
Фиксатор Длина, мм основного фиксатора типа масса, кг
I II III ) Iv V VI
Для, неизолированных консолей
ФП 1200 5,77 1600 7,27 2000 8,78 2400 10,29 3000 12,55 —
3000 3400 3800 4200 4600 5000
15,64 17,55 19,54 21,74 23,34 25,29
3000 4000 4300 ,
УФО — -
14,63 19,52 21,00 — — —
1300 1800 2300 2800 3000 3800
7,39 9,79 12,22 14,62 17,00 19,41
1300 1800 2300 2800 3300 —
7,39 9,79 12,22 14,62 17,00 —
4000 5200 5800
ФР — —
21,88 27,70 30,58 .—. —
YhrV 1600 . 2400 3000 — — —
7,27 10,29 12,55 — — —
3800 4600 5000 .
ФО — . -
19,54 23,34 25,29 — — —
4000 4600 5200
ФКС —
21,88 24,82 27,70 •
Для изолированных консолей
/ЪГПЯ 1200 1600 2000 2400 3000 3600
5,83 7,34 8,85 10,36 12,62 14,88
4Т1ГЛТЛ — 3400 3800 4200 4600 5000
— 17,66 19,61 21,81 23,41 25,36
гЬЛТЯ 1300 1800 2300 2800 3300 3800
7,46 9,86 12,27 14,68 17,08 19,49
1300 1800 2300 2800 • 3300 3800
ФТИ • - 1 . —
7,46 9,86 12,27 14,68 17,08 19,49
1600 ’ 2400 3000 — — —
iV.Fi 7,34 10,36 * 12,62 — — —
3800 4600 5000
ФОСИ - —
19,61 23,41 25,36 — — —
4000 4600 5200
ФКИ _
21,95 24,89 24,77
ков; полухомуты (с рввьбой и сваркой); бугели (с резьбой и сваркой); болты крюковые (кроме болтов выводов заземления); болты-скобы для крепления жестких поперечин к наголовникам; бугели штампованные и т. п.; Группа II. Элементы узлов крепления поддерживающих устройств (сварные, штампованные, гнутые) — элементы закладных де
244
талей (кроме болтов); пяты и хомуты ди крепления консолей и кронштейнов и т. п.; Группа III. Конструкции и элементы несущих, поддерживающих и фиксирующих устройств (сварные, гнутые, штампованные) — опоры, ригели и наголовники жестких поперечин, прожекторные мачты, опоры молниеотводов, подкосы консолей, кронштейны
Таблица 27.17
Указания по применению стали для опорных н поддерживающих конструкций
Расчетная температура, °C Класс стали Марка стали Толщина листового, сортового и фасонного проката, мм Номер стандарта
1 2 3 • 5
t > —40 С 38/23 Группа / ВСтЗпс4 ВСтЗпсб ВСтЗГпсб ВСтЗспб 7—25 11—30 11—25 380—71 380—71 380—71 380—71
—40 > t > —50 С 44/29 С 46/33 09Г2С-6,12 09Г2С-12.15 15ХСНД-12 15ХСНД-12,1'5 5—25 5—20 5—25 5—20 . 19281—73 19282—73 19281—73 19282—73
—50 > t :> —65 t > —40 С 44/29 С 46/33 С 38/23 09Г2С-15 < » 15ХСНД-15 Группа // ВСтЗпс4 ВСтЗпсб ВСтЗГпсб, 6 ВСтЗспБ 21—60 5—11 • 5—20 5—11 5—32 5—6 7—25 11—30 11—25 19282—73 19281—73 19282—73 19281—73 19282—73 380—71 380—71 380—71 380—71
—40 > t > —50 С 44/29 С 46/33 09Г2-12 09Г2С-6.12 15ХСНД-12 15ХСНД-12,15 5—11 5—25 5—25 5—20 19282—73 19281(2)—73 19281—73 19282—73
50 > t —65 t > —30 С 44/29 С 46/33 С 38/23 09Г2-12 09Г2С-15 09Г2С-12 » 09Г2С-15 15ХСНД-12 15ХСНД-15 Группа Ш ВСтЗкп2 • 4—11 21—60 4—11 4— 9 10—20 4—11 4—32 19281 (2)—73 19282—73 19281—73 19282—73 19282—73 19281—73 19282—73 ’ 380—71
—30 > t > —40 С 38/23 ВСтЗпс4 * ВСтЗпсб 5—6 7—25 380—71 380—71
—40 > t > —50 С 44/5>й_ С 46/33 «ОХ» £ „ 09Г2С-6 15ХСНД-6 U ZU 5—25 5—25 1 1VZO1 (Z) /3 19281 (2)—73 19281 (2)—73
—50 > t > —65 0—40 С 46/33 С 38/23 09Г2С-9,12 09Г2С-9.12 15ХСНД-9,12 15ХСНД-9,12 Группа IV ВСтЗкп2 4—11 4—20 4—11 4—32 4-30 19281—73 ' 19282—73 19281—73 19282—73 380—71
—4( t > —65 С 38/23 ВСтЗспб ВСтЗГпсб 5—25 5—30 380—71 380—71 245
Продолжение
Расчетная температура, °C Класс стали Марка стали Толщйна листового, сортового и фасонного проката, мм Номер стандарта
1 2 3 4 о
♦ Группа V ч
t > —40 С 38/23 ВСтЗпсб ВСтЗГпс5,6 5—25 10—30 380—71 380—71
—40 > t 5» —50 С 38/23 ВСтЗспб 5—25 380—71
—50 > / > —65 С 44/29 09Г2-12 09Г2С-12 5—20 21—32 19281 (2)—73 19281 (2)—73
Группа VI •
t > —40 С 38/23 ВСтЗкп2 4—30 380—71
—40 > t —50 С 38/23 ВСтЗспб 5—25 380—71
—50 > t > —65 С 44/29 09Г2-12 09Г2С-12 5—20 21—32 19281 (2)—73 19281 (2)—73
ЛЭП и дополнительных проводов (кроме тяг из круглой стали); кронштейны анкерных оттяжек, стойки консольные и фиксаторные, стойки-надставкн для опор и жестких поперечин, траверсы переходных опор, фиксаторы и фиксаторные кронштейны, коромысла анкеровок, конструкции ОРУ тяговых подстанций и т. п.; Группа IV. Слабо-нагружеиные (не более, чем до 0,4 расчетного сопротивления) и нерасчетные конструкции и элементы (сварные, штампованные, гнутые) — кронштейны для светильников и прожекторов, оснастка молниеотводов, детали ограничителей 'анкеровочных устройств, заградительные щиты, детали заземления и т. п.; Группа V. Конструкции, относящиеся к группам I и II, при выполнении их без сварки, штампования и гнутья — планкн соединительные, уголки анкеровок иа металлических опорах и т. п.; Группа VI. Конструкции, относящиеся к группе III, при выполнении их без сварки, штампования илн гнутья — подкосы кронштейнов и т. п.
В табл. 27.17 приведены марки стали, соответствующие группам конструкций. Расчетная температура принимается как средняя температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки. Сталь всех марок должна удовлетворять требованиям на загиб в холодном состоянии согласно нормам стандартов и технических условий. При толщине проката 4 мм и менее приведенные марки стали применяются без требования ударной вязкости. За толщину, указанную в графе 4, для двутавров и швеллеров условно принимается толщина стенки. Для конструкций всех групп, кроме группы I, при расчетных температурах не ниже —50°С до
246
пускается применять прокат толщиной 4 мм и менее нз стали ВСтЗкп2 по ГОСТ 380—71.
Для изготовления анкерных болтов следует применять: при расчетной температуре не ниже —40°С сталь марки ВСтЗсп2 по ГОСТ 380—71 или при соответствующем обосновании стали марок 09Г2С-2 и 10Г2С1-2 по ГОСТ 19281—73; при расчетной температуре от —40 до —65°С стали марок 09Г2С-6 и 10Г2С1-6 по ГОСТ 19281—73 с гарантиями по ударной вязкости не ниже 30 Дж/см2 при температуре испытания —40°С.
Железобетонные конструкции. Для изготовления железобетонных опор, фундаментов, анкеров, лежней, опорных плит применяются:
стержневая арматура: горячекатаная — гладкая класса А-Г, периодического профиля классов А-П, A-III, A-IV, А-V; термически упрочненная — периодического профиля классов Ат-IV; At-V; At-VI; упрочненная вытяжкой периодического профиля классов А-Пв; А-Шв;
проволочная арматура: арматурная холоднотянутая проволока; обыкновенная — гладкая класса В-I, периодического профиля класса Вр-I; иысокопрочная — гладкая класса В-П, периодического профиля класса Вр-П;
арматурные канаты — спиральные семипроволочные класса К-7.
Для закладных деталей и соединительных накладок применяется прокатная углеродистая сталь класса С 38/23.
Для бетонных фундаментов, железобетонных опор н фундаментов, анкеров, лежней и опорных плнт применяют тяжелые бето
ны по прочности на сжатие марок 300, 400, 500. В зависимости от режима эксплуатации и расчетной зимней температуры устанавливается проектная марка бетона по морозостойкости (50—200) и по водонепроницаемости (2—4).
§ 27.9. Основные положения расчета конструкций
Опорные, поддерживающие и фиксирующие конструкции контактной сети, а также основания (фундаменты) должны удовлетворять требованиям - расчета по несущей способности (предельные состояния первой группы) и по пригодности к нормальной эксплуатации (предельные состояния второй группы).
Основными характеристиками сопротивления материалов силовым воздействиям являются нормативные сопротивления, устанавливаемые соответствующими государственными стандартами нли нормами. Расчетные сопротивления материалов получают делением нормативных на коэффициенты безопасности по материалам, а в необходимых случаях понижают или повышают умножением на коэффициенты условий работы материалов и элементов. Для особо ответственных конструкций значения расчетных сопротивлений в необходимых случаях понижают делением на коэффициент надежности.
Наибольшие нагрузки н воздействия, не стесняющие и не нарушающие нормальных условий эксплуатации конструкций н оснований и в возможных случаях контролируемые при эксплуатации, являются нормативными. Расчетные нагрузки получают умножением нормативных на коэффициенты перегрузки, учитывающие возможное отклонение нагрузок от нормативных значений следствие изменчивости нагрузок или отступлений от условий нормальной эксплуа- ацни.
Нагрузки, учитываемые при расчете конструкций н оснований контактной сети, подразделяют на постоянные и временные, а последние — на кратковременные и особые. К постоянным нагрузкам относят силу тяжести проводов, изоляторов, оборудования арматуры, конструкций, грунта (при расчете фундаментов), усилия от натяжения и
изменения направления проводов. К кратковременным нагрузкам относят: давление ветра на провода, тросы и конструкции; силу тяжести гололеда нли снега на проводах, тросах и конструкциях; монтажные-нагрузки (вес монтера с инструментом, а также нагрузки, возникающие при монтаже проводов н конструкций); нагрузки, возникающие при погрузке, разгрузке н транспортировке конструкций. К особым нагрузкам относят нагрузки, возникающие при обрыве проводов, и сейсмические воздействия.
Расчет конструкций выполняют для наиболее неблагоприятных сочетаний нагрузок, действующих в процессе строительства и эксплуатации. При этом рассматривают основные, дополнительные и особые сочетания нагрузок, соответствующие нормальному, монтажному и особому режимам. В основные сочетания входят постоянные н возможные кратковременные нагрузки, существенно влияющие на напряженное состояние конструкций. Например, постоянные нагрузки н максимальный ветер, постоянные нагрузки и голблед с ветром, постоянные нагрузки и низшая температура. В дополнительных сочетаниях (монтажный режим) учитывают постоянные нагрузки н монтажные при температуре -^20°С. В особые сочетания входят постоянные и кратковременные нагрузки при одновременном действии нагрузок, возникающих при обрыве проводов или при сейсмических воздействиях.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Марквардт К. Г. Контактная сеть. М., Транспорт, 1977. 272 с.
2. Фрайфельд А. В. Проектирование контактной сети. М., Транспорт. 1978. 204 с.
3. Технические указания по проектированию и расчету конструкций контактной сети, ВСН 141—68. М., Оргтрансстрой. 1969. 116 с.
4. Строительные нормы и правила. Ч. П, раздел А, гл. 6. Строительная климатология и геофизика (СНиП П-А. 6—72)> М.. Стройиздат, 1973. 320 с.
5. Строительные нормы и правила. Ч. II, раздел А, тл. 10. Строительные конструкции и основания. Основные положения проектирования СНнП П-А. 10—71). М., Стройиздат, 1972. 8 с.
6. Строительные нормы и правила. Ч. II, гл. 21. Бетонные и железобетонные конструкции (СНнП 11-21—75). М., Стройиздат, 1976. 90 с.
7. Строительные нормы и правила. Ч. II, раздел В, гл. 3. Стальные конструкции (СНнП П-В.З—72). М„ Стройиздат, 1974. 71 с.
Глава 28
СОСТАВЛЕНИЕ ПЛАНОВ КОНТАКТНОЙ СЕТИ
§ 28.1. Габариты устройств контактной сети и воздушных линий
Приведенные в табл. 28.1 данные относятся к пути, уложенному на щебеночный балласт. При других видах балласта расстояние от контактного провода до уровня верха головки рельсов устанавливают с учетом постановки пути на щебень.
У существующих искусственных сооружений, расположенных на перегонах н на путях станций, где не предусматривается стоянка подвижного состава не только под искусственным сооружением, но н на подходах в пределах постепенного снижения высоты , контактного провода, расстояние от контактного провода до уровня верха головки рельса в исключительных случаях (при обосновании в проекте и с разрешения МПС) может быть уменьшено до 5675 мм при переменном токе и до 5550 мм при постоянном.
Расстояния от усиливающих, питающих и отсасывающих проводов до различных сооружений и поверхности земли должны соответствовать приведенным в табл. 28.2.
Габарит опоры (расстояние от оси пути до внутренней грани опоры или фундамента на уровне головки рельса) в соответствии с требованиями ГОСТ 9238—73 определяется габаритом приближения строения С (рис. 28.1). Габарит опоры в соответствии с нормами (учитывающими необходимый резерв) на прямых участках пути перегонов и станций, как правило, должен быть не менее 3100 мм. При установке опоры в меж-. дупутье на станции допускается габарит 2450 мм к любому пути, кроме главного, где он должен быть не менее 3100 мм. На су-
Таблипа 28.1
Расстояние от контактного провода до уровня верха головки рельса, мм
Место расположения Нормальное при расчетном положении1 Наименьшее (в том числе на искусственном сооружении) Наибольшее
Перегон 6250 5750 6800
Станция 6600 6250 • 6800
1 Под расчетным положением контактного провода понимают: при полукомпенсированных подвесках — беспровесное, при компенсированных — при отсутствии добавочных нагрузок (гололеда, ветра и т. nJ.
248
Таблица 28.2
Наименьшие расстояния от проводов при пересечении и сближении с сооружениями, м
«1 Наименование объектов Отсасывающих линий, проводов обратного тока и ВЛ до 1 кВ Питающих, усиливающих линий постоянного тока напряжением 3 кВ и ВЛ 6—10 кВ Питающих линий переменного тока напряжением 25—35 кВ и ВЛ 25—35 кВ
До поверхности земли в населенной местности 6,о 6,0 (7,0) 7,0
То же в ненаселенной местности 5,0 6,0 6,0
До уровня земли в местах, недоступных для транспорта и сельскохозяйственных машин (труднодоступная местность) 4,0 4,5 (5,0) 5,0
То же не доступных склонов гор, скал, утесов 1,0 2,5 3,0
До головки рельсов неэлектрифн-цированного пути До полотна автомобильной дороги 7,5 7,5 7,5
а) кроме переездов через электрифицированные железные дороги I класс— 7,0 11 класс— 6,0 7,0 7,0
б) в пределах В соответствии с га-
переездов (между баритом контактного
габаритными воротами) провода, но не меиее 6,25
До несущего троса нли верхнего провода электрифицированного пути 2,0 2,0 2,0
До проводов троллейбусных и трамвайных линий 1,5 3,0 3,0
До проводов ВЛ 10 кВ 2,0 2,0 3,0
То же 20—10(5 кВ 3,0 3,0 3,0
» 150—200 » 4,0 4,0 4,0
» 400—500 » 5,0 5,0 5,0
Продолжение
Таблица 28.3
Наименование объектов Отсасывающих линий, проводов обратного тока н ВЛ до 1 кВ Питающих, усилива- с э ь g S S 5 ч X s 2 ного тока напряжением 3 кВ и ВЛ 6—10 кВ Питающих линий переменного тока напряжением 25—35 кВ и -ВЛ 25—35 кВ
До проводов линий связи и сигнализации по вертикали То же по горизонтали от проводов в отклоненном положении (для стесненной трассы) До нтстила пеше-' ходных мостов (при условии устройства над мостом предохранительных щитов) До поверхности пассажирских платформ (при двойном креплении роводов) До крыши зданий и сооружений (крыши заземляют) То же несгораемых роизводственных зданий и сооружений До ближайших частей зданий (горизонтальные) До кроны деревьев (вертикальные и гор изонтальные) 1,25 1,0 4,0 4,5 4’, 5 3,0 1,5 1,0 2,0 2,0 4,5 7,0 4,5 3,0 2,0 2,0 3,0 4,0 5,0 7,0 4,5 3,0 4,0 3,0
Примечания. 1. Населенной местностью на-аывают территории станций, городов, населенных пунктов, предприятий, общественных парков, бульваров, пляжей в границах их перспективного развития на 10 лет; ненаселенной местностью называют незастроенные местности, хотя бы и часто посещаемые людьми, доступные для транспорта и сельскохозяйственных машин, в том числе огороды. £а-ды, местности с'отдельными редко стоящими строениями и временными сооружениями.
Все приведенные расстояния выдерживаются при анбольшем провисании проводов с учетом нх на--ревання нлн гололедного отложения, а также отклонения под действием ветра.
Размеры в скобках даны для сооружаемых ВЛ вапряжением б—10 кВ
4. Наименьшее расстояние от заземленного провода (групповых заземлений волноводов и др.) до поверхности земли принимают исходя нз условий работы механизмов н монтажных приспособлений.. Расстояние от провода группового заземления до поверхности, земли в пределах переезда должно быть г менее 5 м.
шествующих электрифицированных линиях, а также в особо трудных условиях на вновь электрифицируемых линиях габарит опоры для всех условий установки может быть
Нормы увеличения габарита опоры, мм
S О я S С наружной стороны кривой прн любом возвышении наружного рельса С внутренней стороны кривой при расчетном возвышении наружного рельса
bd При расположении опор в прямых участках
s пути на расстоянии от осн пути
СХ 2450—5700 2450 2750—3100 5700
4000 10 140/40 105/25 25/10
3000 10 205/40 150/30 40/15
2500 15 260/70 190/50 55/20
2000 20 ‘320/75 235/55 70/20
1800 20 375/75 275/55 85/25
150 и 25 430/110 320/80 100/25
1200 30 440/140 325/105 105/35
1000 35 445/175 330/130 110/50
800 45 450/210 340/160 120/65
700 50 460/240 345/185 125/75
600 60 465/250 355/195 135/85
500 70 480/265 365/205 145/95
400 90 500/280 385/225 165/115
350 105 510/295 400/240 180/130
300 120 ‘ 525/310 415/255 195/145
250 140 555/340 445/285 225/175
200 180 585/370 475/315 255/205
180 200 605/390 495/335 275/225
Примечания. 1. Нормы, указанные в числите-ле, применяют на перегонах и у главных путей раздельных пунктов, а в знаменателе — на раздельных пунктах общей сети железных дорог.
2. Прн расположении опор контактной сети, где возвышение наружного рельса не предусмотрено, увеличение горизонтальных “расстояний в крнаых принимают во всех случаях по нормам, приведенным во второй колонке.
уменьшен до 2750 мм на перегонах и до 2450 мм на станциях. На кривых участках габарит опор увеличивают в соответствии с данными табл. 28.3.
В выемках опоры устанавливают вне пределов кювета, их. габарит может быть увеличен до 5700 мм на прямых участках пути.
§ 28.2. Проход контактной сети и воздушных линий в искусственных сооружениях
В пределах искусственных сооружений расстояния от элементов токоприемника и контактной сети, находящихся под напряжением, до заземленных частей искусственных сооружений должны соответствовать ГОСТ 9238—73 (табл. 28.4 и рис. 28.2).
В зависимости от размеров и конструкции искусственных сооружений применяют различные схемы прохода контактной подвески (табл. 28.5).
Минимально допустимые расстояния от контактного провода до изолированного отбойника (без учета отжатия.токоприемником) должны соответствовать приведенным в табл. 28.6. ।
249
Рис. 28.1. Габарит С:
---—С-----О-------граница приближения вновь строящихся сооружений и устройств, кроме расположенных на путях, электрификация которых исключается даже при электрификации данной линии:
I—II—III — для путей перегонов, а также станций (в пределах искусственных сооружений), на которых не предусматривается стоянка подвижного состава; 1а—IIa—IHa~-rIVa— для остальных путей станций. Числа в числителе даны для цепной, а в знаменателе — для простой контактной подвески; --X------X-------линия приближения сооружений и устройств на путях, электрификация которых исключена Даже при электрификации данной линии; -----------------линия приближения
зданий, сооружений и устройств (кроме мостов, тоннелей, галерей и платформ), расположенных с внешней стороны крайних путей перегонов н станций, а также у отдельно лежащих путей на станциях.
Таблица 28.4
Допустимые воздушные зазоры между искусственным сооружением, контактным проводом, подвижным составом, мм
Показатель Напряжение в контактной сети, кВ
1,5—4 6—12 25
Вертикальный воздушный зазор между габаритом подвижного состава и наинизшим положением контактного провода А,: для путей перегонов и станций, на которых 450 (250) 450 (300) 450 (375)
не предусмотрена стоянка подвижного состава для остальных путей станции 950 950 950
Вертикальный воздушный зазор между токонесу- 200(150) 250 (200) 350 (300)
щими частями контактной подвески и частями искусственного сооружения Л2 Боковой воздушный зазор между деталями токо- 200 (150) 220(180) 250 (200)
приемника и искусственного сооружения а Расстояние по вертикали, необходимое для размещений частей контактной подвески, 8: без несущего троса 150(100) 150(100) 150(100)
с несущим тросом 300 (250) 300 (250) 300 (250)
Примечания. 1. Во всех случаях, когда это не связано с большими затратами или длительными перерывами движения, переустройство существующих сооружений под электрическую тягу следует производить с соблюдением норм, указанных для напряжения в контактной сети 25 кВ.
2. В скобках указаны минимально допустимые расстояния, которые могут при обосновании применяться иа существующих искусственных сооружениях о разрешения министерства или ведомства, в ведении которого находятся железнодорожные пути,
3. Вертикальный воздушный зазор А, равный 450 мм и меиее, допускается в том случае, если стоянка подвижного состава не предусматривается не только под самим искусственным сооружением, но и в пределах постепенного снижения высоты контактного провода над уровнем верха головки рельса.
4. Вертикальный воздушный зазор А. равный 950 мм. должен осуществляться при расположении искусственного сооружения в пределах полезной длины путей, на которых предусматривается стоянка подвижного состава. '
250
Рис. 28.2. Расстояния от токоприёмника и контактной сети до заземленных частей:
/ — контур, соответствующий положениям токоприемника при его смещениях по высоте и в стороны; 2 — граница приближения строений; 3 — граница габарита подвижного состава
Таблица 28.5
Схемы прохода контактной подвески
Искусственное сооружение
Схема
Конструктивные особенности контактной подвески
Путепроводы, пешеход-
ные мосты
Свободный проход подвески
То же с изолированным отбойником
С изолированной вставкой в несущий трос
То же с изолированным отбойником
Мосты с ездой понизу низкие
Несущий трос сверху моста на специальных стойках, с изолированным отбойником для контактного провода
То же высокие
Несущий трос внутри моста крепится на ветровых связях, с отбойниками для контактного провода
П р имечание. Изолированный отбойник предусматривают, если расстояние от провода, находящегося под напряжением, до заземленной части искусственного сооружения при самых неблагоприятных климатических условиях менее 0,5 м при постоянном токе и менее 0,65 м при переменном токе.
Таблица 28.6
Расстояние от отбойника до контактного провода, мм
К Скорость движения поезда, км/ч Число контактных про-' водов
один ’Ва
Более 120 До 120 До 50 (на станциях, деповских и других второстепенных путях) Не' менее 150 100 50 • 100 70
§ 28.3. Принципы разработки планов контактной сети
Основные исходные материалы для разработки планов контактной сети;
для станции —
план путевого развития и поперечные профили (для переустраиваемых и проектируемых станций);
для перегона —
подробный продольный профиль участка, поперечные профили (для новых линий), проект реконструкции или капитального ремонта;
общие для станции н перегона —
данные по инженерной геологин в местах установки опор;
данные по существующим и проектируемым наружным и подземным коммуникациям;
ведомость особо сильнозаносимых снегом выемок;
данные о местах, где следует ожидать повышенные ветровые воздействия на контактную сеть и автоколебания проводов;
результаты электрических расчетов (определяющих сечение контактной сети, питающих и отсасывающих линий, расположение постов секционирования и т. п.), утвержденный технический проект—иа стадии рабочих чертежей или техническое задание — на стадии технического проекта.
Опоры на станциях и перегонах размещают, как правило, на наибольших расстояниях, допустимых для данных условий трассы железной дороги (см. § 23.6), системы подвески, опорных и поддерживающих конструкций. Максимальные пролеты уменьшают: между переходными опорами изолирующих сопряжений анкерных участков: на прямых и кривых более 1500 м — на 25%, на кривых радиусом от 1000 до 1500 м — на 20%, радиусом от 500 до 1000 м — на 15% и радиусом менее 500 м — иа 10%;
при расположении в пролете средней анкеровки — иа 10%;
в местах, где возможно появление автоколебаний на 7—8 м (через пролет).
Изолирующие и иеизолируюшие сопряжения анкерных участков располагают по возможности на прямых участках пути. Расположение их на кривых радиусом меиее 1000 м не допускается без соответствующих
обоснований. Изолирующие сопряжения анкерных участков в горловинах станций размещают между входным сигналом и первым стрелочным переводом станции со стороны перегона. От остряка перевода до ближайшей переходной опоры должен разместиться сцеп двух электровозов. Положение средних анкеровок определяют исходи из обеспечения одинаковых условий компенсации натяжения проводов в обеих частях анкерных участков. Рекомендуется средние анкеровки приближать к искусственным сооружениям и воздушным стрелкам, а средние анкеровки пересекающихся компенсированных подвесок следует располагать не далее 200— 300 м от точки пересечения. Пересечение компенсированных и полукомпенсированных подвесок на главных путях не допускается.
Расположение опор, особенно в горловинах станций, должно обеспечивать иаи-лучшие условия фиксации контактных проводов на воздушных стрелках всех путей и особенно главных (табл. 28.7).
На пассажирской платформе расстояние между ее краем и ближайшей гранью опоры должно быть не менее 2 м. В особых случаях оно может быть уменьшено, но не менее чем до 3,1 м от оси пути. При ширине боковой платформы до 4 м опору размещают за ее пределами.
Опоры, устанавливаемые вдоль тупикового пути, иа которых закрепляют подвески других путей, на протяжении 100 м от упора должны иметь габарит 4 м от тупикового пути; анкерные опоры в конце тупика устанавливают не ближе 20 м за упором.
Опоры и анкеры оттяжек у главных путей двухпутных участков, расположенные у переездов, должны находиться не ближе 25 м от края переезда в сторону нормального направления движения поездов, а на однопутных участках — в любую сторону от переезда. Для опор и анкеров оттяжек; располагаемых у второстепенных путей и воздушных стрелок на станции, в сторону, противоположную нормальному направлению движения поездов на двухпутных участках, а также на действующих линиях до переустройства, расстояние от края переезда должно быть не менее 5 м.
Расстановку и подбор типов опор, особенно опор гибких и жестких поперечин, выполняют с учетом перспективного разви-
Таблица 28.7
Наилучшне места расположения фиксирующих устройств
Марка крестовины ‘Расстояние от фиксирующего устройства, м
до остряка стпелки до центра перевода до математического центра крестовины
1/22 39,5 12,5 21,0
1/19 32,5 10,8 17,0
1/15 26,5 10,5 12,0
1/И 17,5 7,5 9,5.
1/9 17,0 6,0 8,0
1/6 — 3,5 5,5
252
тия станций с тем, чтобы в дальнейшем переустройства контактной сети были наименьшими. На однопутных линиях опоры устанавливают со стороны, противоположной предполагаемой укладки второго пути. На двухпутных участках контактные подвески каждого главного пути монтируют, как правило, на отдельных опорах.
На небольших станциях опоры располагают за пределами путевого развития, а на крупных станциях — в уширенных междупутьях для соблюдения безопасности работ-иков. Все устройства сосредоточивают в ограниченном числе междупутий с тем, чтобы не затруднять механизированную очистку и уборку снега. Взаимное размещение опор сигналов должно обеспечивать видимость эследннх, необходимую по условиям движения поездов. На однопутных и двухпут-ых перегонах и в горловинах станций применяют консольные опоры, на многопутных - ;регонах и станциях, как правило, — жест-е поперечины, перекрывающие до восьми гтей, а при необходимости перекрытия . ыпего числа путей и отсутствии необхо-ых междупутий — гибкие поперечины.
Положение опор к оси ближайшего пути гределяется габаритом, а вдоль пути — расстоянием от какого-либо принятого в проекте устройства (пассажирского здания, искусственного сооружения и др.). В вертикальном направлении опоры устанавливают по отношению к уровню головки рельса нли земли в месте установки.
Нумерация опор ведется в направлении счета километров: четные номера —со стороны четного пути, нечетные — со стороны нечетного пути.
§ 28.4. Условные обозначения на планах
-х- -х- -х-
-I--1-
—V--v-
—w—w—
— рабочая контактная подвеска над электрифицированным путем;
— нерабочая контактная подвеска;
— неэлектрифицируемый путь;
— разбираемый путь;
— путь и устройства, сооружаемые в перспективе;
— воздушная усиливающая линия;
— воздушная питающая линия;
— воздушная отсасывающая линия;
— трос группового заземления; ,
— линия электропередачи на опорах контактной сети;
— железобетонная й металлическая опоры;
— анкерные железобетонные опоры с одиночной и двойной оттяжками;
— железобетонные опоры с консолью и фиксирующей оттяжкой;
— металлическая опора с двухпутной консолью; — опоры с гибкой поперечиной;
— опоры с жесткой поперечиной;
— врезной изолятор на планах и секционный изолятор на схемах секционирования;
— секционный изолятор на планах;
— роговой разрядник с двумя разрывами;
— трубчатый разрядник;
— средняя анкеровка компенсированной подвески;
— то же, полукомпенси-рованной подвески;
— анкеровки проводов компенсированной цепной подвески;
— анкеровки проводов полукомпенсированной цепной подвески;
— неподвижные анкеровки проводов цепной подвески;
— неподвижная анкеровка контактного провода; — анкеровка усиливающего провода;
— пересечения проводов на стрелке, электрическое соединение;
— обводной электрический соединитель;
— поперечный электрический соединитель;
— секционный разъединитель с телеуправлением, нормально включенный;
— секционный разъединитель с электродвига-тельным приводом, нормально включенный;
— секционный разъединителе с ручным приводом, нормально включенный;
— секционный разъединитель с ручным приводом и заземляющим контактом, нормально. нклкъ-ченный;
- — то же. нормально отключенный;
— нормальный зигзаг контактного провода;
— зигзаг контактного провода, отличающийся от нормального, см;
— длина пролета, м; номера опор;
— габарит установки опоры, м;
— длина, м, номер анкерного участка цепной подвески.
253
Глава 29
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТРОЙСТВ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ЭНЕРГЕТИКИ
§ 29.1. Структура
оперативно-технического руководства
К основным электротехническим устройствам железных дорог, находящимся в ведении и на балансе подразделений служб электрификации и энергетики, относятся:
все устройства электроснабжения тяги поездов;
высоковольтные линии электропередачи, включая линии, питающие автоблокировку и диспетчерскую централизацию (кроме сигнальных проводов);
стационарные и передвижные электростанции, кроме состоящих на балансе заводов и мастерских, строительных организаций, отделов лесного хозяйства, водоснабжения, дистанций пути, рельсосварочных поездов, а также кроме резервных электростанций, встроенных в здания вокзалов, усилительных пунктов, домов связи, постов централизации, радиорелейных линий, насосных станций и т. п.;
высоковольтные понизительные подстан-цни и распределительные пункты (включая установки для отопления пассажирских вагонов), комплектные трансформаторные подстанции основного и резервного питания всех производственных железнодорожных потребителей, за исключением перечисленных устройств, расположенных на территории заводов;
наружные сети низкого напряжения (до ввода к потребителю), за исключением сетей, находящихся на территории заводов, локомотивных депо, пассажирских вагонных депо, дорожных мастерских, пропарочных станций, а также сварочных и троллейных линий;
сети для питания путевого электроинструмента, сети и устройства наружного освещения станций, вокзалов (за исключением внеклассных и класса I), остановочных пунктов, пассажирских платформ, стрелочных указателей (кроме смены ламп), линий для наружного освещения искусственных сооружений;
понизительные подстанции, высоковольтные линии и низковольтные сети (до ввода в здания) для электроснабжения ведомственных жилых домов, административных и культурно-бытовых учреждений и организаций железнодорожного транспорта, в тех случаях, когда они получают питание от электростанций или распределительных сетей, находящихся в ведении участков энергоснабжения. -
Общая организационная структура оперативно-технического руководства хозяйством электрификации и энергетики представлена на рис. 29.1.
Главное управление электрификации и энергетического хозяйства организует и обеспечивает бесперебойную работу устрой электрификации и энергетики, экономное расходование электроэнергии, выполнение плана электрификации железных дорог и развитие энергетического (электротехнического) хозяйства железнодорожного транспорта.
В непосредственном подчинении Главное управление электрификации имеет проектноконструкторское бюро (ПКБ), заводы нормативно-исследовательские станции ПКБ разрабатывает различные передвижные средства и механизмы для ремонта и эксплуатации, приспособления, специальное оборудование, защитные средства, устройства телемеханики, новую арматуру и т. д. На заво дах изготовляется аппаратура телемеханики устройств электроснабжения и энергетики, специфическое оборудование для контактной сети и устройств электроснабжения железнодорожных потребителей, средства механизации, различные приспособления для эксплуатации и ремонта. Кроме того, одним из заводов осуществляется обслуживание парка передвижных электростанций.
Нормативные станции разрабатывают технологические процессы текущего и капитального ремонтов, нормативы затрат труда и определения численности персонала, типовые штаты и структуру подразделений, изучают и обобщают передовые методы труда.
§ 29.2. Служба электрификации и энергетического хозяйства
Организационно-техническое руководств; всеми устройствами электроснабжения энергетики на железных дорогах осущест вляется службами электрификации и энергетического хозяйства.
Основными задачами службы являются техническое руководство, разработка и осуществление мероприятий по содержанию, укреплению и развитию устройств энергоснабжения, обеспечение безопасности движения поездов и техники безопасности; контроль за обеспечением бесперебойного электроснабжения потребителей, правильность применения действующих тйрифов на электроэнергию; организация и руководство деятельностью ведомственного энергоиадзора.
254
Министерство путей сообщения
29.1. Схема структуры оперативно-технического руководства хозяйством электрификации и энерге
'•с. 29.2. Схема Структуры службы
электрификации и энергетического хозяйства дороги
Типовые штаты служб (рис. 29.2) уста- ги они подразделяются на четыре группы с
тиваются Министерством путей сообще- учетом балльности дороги и эксплуатацион-
В зависимости от объема работы доро- ной длины электрифицированных линий;
Группа 1 более 200 баллов и более 3500 км;
от 80 до 200 баллов и более 3800 км
Группа 2 более 200 баллов и до 3500 км;
от 80 до 200 баллов и от 1400 до 3800 км;
до 80 баллов и более 2000 км
Группа 3 от 80 до 200 баллов и от 500 до 1400 км;
до 80 баллов и от 900 до 2000 км
Группа 4 от 80 до 200 баллов и до 500 км;
до 80 баллов и до 900 км
Таблица 29.1-
Типовая структура и штаты службы
электрификации и энергетического
хозяйства
Наименование структурных подразделений Количество штатных
единиц по группам
и должностей 1 2 3 4
Начальник службы 1 1 1 1
Заместитель начальника службы 2 1—2 1 0—1
Главный инженер 1 1 1 1
Старший ревизор 1 0—1 0—1 —
Секретарь (машинистка) 1—2 1—2 1 1
6—7 4-7 4-5 3—4
Технический отдел (сектор)
Начальник отдела 1 1 1 0—1
Начальник сектора — — — 1—0
Старший инженер 3 2 1—2 1—2
Инженер 3 2—3 2 1
Техник 1—2 1 — —
8—9 6—7 4-5 3—4
Отдел эксплуатации
Начальник отдела 1 1 1 1
Старший инженер 3—4 2—3 2 1
Инженер 3—4 2 1 1
Старший экономист 1 1—0 — —
Экономист — 0—1 0—1 —
Старший техник 1 0—1 — —
Техник 1 1 1 1
10—12 7—9 5—6 4
Энерго диспе тчерск ая apt /ппа
Главный энерго- 1 0—1 — —
диспетчер
Энергодиспетчер 4 0—4 — —
5 0—5
Итого; 29—33 17— 13— 10—
28 16 12
Примечание. Из отделов технического И экс-
плуатации при численности каждого 8 чел. р более
по разрешению МПС могут быть выделены отделы:
производственный и энергетики со штатом не менее
4 чел. (начальник отдела. старший инженер.
инженер, техник).
Типовая структура и количество штатных единиц для указанных выше четырех групп приведены в табл. 29.1.
Численность работников службы в-пределах типового штата устанавливается в зависимости от показателей, характеризующих объем работы. В непосредственном подчинении службы находится дорожная электротехническая лаборатория (ДЭЛ), финансирование работы которой производится по-сметам, утвержденным руководством доро
ги, через один из участков энергоснабжения. Структура и штаты ДЭЛ устанавливаются Министерством путей сообщения.
Основными задачами ДЭЛ являются проведение наладочных работ по новым видам оборудования, контроль за правильной эксплуатацией основного и вспомогательного оборудования, аппаратуры автоматики, телемеханики, светотехники, а также выполнения профилактических испытаний оборудования электроустановок напряжением 110—220 кВ и т. д.
В своем распоряжении ДЭЛ имеет передвижной вагон-лабораторию, оснащенный источниками питания, измерительными приборами и необходимой аппаратурой для проверки защит н испытаний электрооборудования; вагон-сетеизмеритель для проверки состояния контактной сети и качества токосъема; автолабораторию для отыскания места повреждения кабелей и проведения высоковольтных испытаний; оборудование, приборы, приспособления и инструмент в соответствии с выполняемым объемом работ; техническую библиотеку.
§ 29.3. Участок энергоснабжения и его подразделения
Важнейшими задачами участка энергоснабжения являются обеспечение надежной и экономичной работы всех устройств элек троснабжения электрифицированных линия и энергетики, находящихся на его балансе, осуществление мероприятий по совершенствованию эксплуатации этих устройств, а также мероприятий, направленных на повышение производительности труда и рентабельности производства; контроль за экономным расходованием электрической энергии.
В техническом отношении участок энергоснабжения подчинен службе электрификации и энергетики, а в административно-хозяйственном — отделению дороги. При двух участках и более в границах отделения дороги в аппарате отделения дороги создается отдел электрификации и энергетики, состоящий из 3—5 чел., при одном участке его начальник исполняет функции этого отдела Границы участка энергоснабжения увязывают с границами отделений дорог; устанавливаются они начальником дороги по согласованию с Главным управлением электрификации и энергетики.
Схема структуры объединенного участка (электрифицированные линии и энергетическое хозяйство) приведена на рис. 29.3.
Обслуживание тяговых подстанций, постов секционирования и пунктов параллельного соединения возлагается на персонал тяговых подстанций и ремонтно-ревизионных цехов (РРЦ); обслуживание контактной сети, высоковольтных и низковольтных линий, а также устройств электроснабжения нетяговых потребителей на перегонах и раздельных пунктах (кроме крупных станций) — иа дистанции контактной сети. В крупных узлах для обслуживания устройств электроснабжения нетяговых железнодорожных потребителей создаются районы электрических сетей или участки стар-
256
ших мастеров (мастеров) в зависимости от объемов работ. На неэлектрифицированных участках обслуживание устройств электроснабжения производится ремонтно-ревизионными цехами и районами электрических сетей.
В каждом участке энергоснабжения -имеются небольшие мастерские, выполняющие несложные работы по ремонту оборудования, деталей и узлов контактной сети и линий электропередачи.
Участки энергоснабжения распределяют на группы по оплате труда в зависимости от годового объема электроэнергии, переработанной тяговыми подстанциями (табл. 29.2).
Таблица 29.2
Показатели для определения группы участка энергоснабжения по оплате труда инженерно-технических работников
Группа по оплате труда Количество переработанной электроэнергии, млн. кВт-ч, иа линиях
двухпутных однопутных
I Свыше 400 Свыше 200
II » 300 до 400 » 150 до 200
III » 275 » 300 » 100 » 150
IV 'До 275 До 100
Категория участка энергоснабжении может быть повышена на одну группу против установленной по показателям при обслуживании ими электрифицированных участков с размерами движения поездов свыше 120 пар в сутки или свыше 100 пар иа участках скоростного движении на двухпутных линиях и свыше 35 пар поездов (всех видов) в сутки на однопутных линиих.
9 Зак. 1611
Для участка энергетического хозийства (без электротяги) показателем дли определения группы по оплате труда являются условные единицы: группа I — свыше 12 000, группа II — свыше 6000 до 12 000, группа. III — свыше 3200 до 6000, группа IV — свыше 1500 до 3200, группа V — свыше 650 до 1500, группа VI— свыше 250 до 650. Группа участка, определенная по этим показателям, повышается на одну, но не может быть выше III.
Категория объединенных участков устанавливается с повышением на одну группу против высшей, предусмотренной по пока-зателим, отдельно для хозяйства электрификации и хозяйства энергетики.
Объем энергетического хозяйства участка энергоснабжения и его подразделений, трудоемкость обслуживания оборудования и электротехнических устройств определяют по условным единицам (табл. 29.3).
Штаты и нормативы численности инженерно-технических работников и служащих участка энергоснабжения утверждены МПС и в зависимости от объемов обслуживаемых устройств подразделяются на три группы (табл, 29.4 и 29.5).
Конкретный штат аппарата управления участка энергоснабжения в пределах типового штата устанавливается в зависимости от объема работы.
Для тяговых подстанций по оплате труда инженерно-технических работников установлены группы в зависимости от общего годового количества переработанной электроэнергии, млн. кВт-ч:
Группа I свыше 22,5/свыше 80
» II от 10 до 22,5/от 41 до 80
» III до 10/до 41
Примечание. В числителе — для участков, электрифицированных на постоянном токе, в знаменателе иа переменном.
257
Таблица 29 Л
Показатели для определения объемов обслуживания устройств в условных единицах
Наименование оборудования и сооружений Единица измерения Количество условных единиц
Электрические сети Одноцепные линии электропередачи 110—154 кВ на ме- 1 км 1,о
таллических или железобетонных опорах То же на деревянных опорах 1 км 1,4
Двухцепные линии электропередачи ПО—154 кВ на ме- 1 км по трассе 1,3
таллических или железобетонных опорах Одноцепные линии 35 кВ на металлических или железо- 1 км 0,8
бетонных опорах (основаниях) То же на деревянных опорах 1 км 1,4
Двухцепные линии электропередачи 35 кВ на металличе- 1 км по трассе 1,1
ских или железобетонных опорах (основаниях) То же на деревянных опорах 1 км по трассе 1,6
Линии электропередачи 1—20 кВ на металлических или 1 км 3,0
железобетонных опорах (основаниях) при совместной подвеске проводов напряжением до 1000 В и линий радиотрансляционной сети То же на деревянных опорах 1 км 2,5
Линии электропередачи напряжением 1—20 кВ на желе- 1 км 2,1
зобетонных опорах (основаниях) без совместной подвески проводов То же на деревянных опорах 1 км 1,7
Линии электропередачи напряжением до 1000 В на же- 1 км 2,4
лезобетонных опорах (основаниях) при совместной подвеске проводов То же на деревянных опорах 1 км 2,2 1,7
Линии электропередачи напряжением до 1000 В на де- 1 км
ревянных опорах То же в железнодорожных узлах 1 км 2,21
Кабельные электрические линии напряжением до 20 кВ 1 км 1,9
(три фазы) Вводные кабельные устройства 1 устройство 0,09
Подстанции 35 кВ и еыш Присоединения на напряжение до 20 кВ е 1 присоединение 2,4*
То же 35 кВ То же 4,8*
» НО кВ 9,6*
Силовые трансформаторы напряжением 35 кВ 1 шт. 10,0
То же ПО кВ 1 шт. • 22,0
Трансформаторные подстанции, распределительные пункты в воздушных
и кабельных сетях напряжением до 20 кВ
Мачтовая подстанция или закрытый трансформаторный пункт с одним трансформатором до 100 кВ-А 1 пункт 2,3
Закрытый трансформаторной пункт с одним трансформатором 100 кВ-А и выше То же 2,5
То же с двумя трансформаторами мощностью 100 кВ-А и более » 3,5
Распределительный пункт и подстанция на напряжение 3—20 кВ 1 присоединение 2.2
То же на напряжение до 1000 В Электростанции То же 0,5
Электростанции мощностью до 500 кВт, находящиеся в составе сети 1 электростанция От 125 до 200
То же мощностью от 500 до 3000 кВт Другие работы в сетях То же От 250 до 600
Договорные работы производственных мастерских, лабораторий, выполняемые участками энергоснабжения для На 100 тыс. руб. 300
колхозов
* Учитываются присоединения к сборным шинам отходящих фидеров, линий, секционных н шиносоединительных выключателей, силовых трансформаторов й синхронных компенсаторов; для силовых трансформаторов учитываются присоединения по каждому напряжению отдельно.
Таблица 29.4
Показатели для определения группы штата участка эиергосиабжения
Группа участка для опреде-ления штата Переработанное количество электроэнергии тяговыми подстанциями в год, млн. кВт-ч, на участках Объем энергетического хозяйства в условных единицах
двухпутных однопутных
I Более 600 Более 300 Не учитывается
Более 400 Более 200 Более 6000
II От 400 до 600 От 200 до 300 До 6000
От 100 до 400 От 50 до 200 Не учитывается
III До 100 До 50 Более 6000
До 100 До 50 До 6000 X
Примечания. 1. Все участки энергоснабжения энергетического хозяйства относятся по штату к группе III, кроме участков с объемом энергетического хозяйства ‘более 6000 условных единиц» которые относятся к группе II.
2. Группа участка энергоснабжения повышается на одну прн наличии ЛЭП и низковольтных сетей протяженностью более 1000 км или если произведение среднесуточного числа пар поездов на электротяге на развернутую длину контактной сети (в километрах) при двухпутном движении составляет более 90 тыс., а прн однопутном — более 45 тыс.
Таблица 29.5
Типовой штат участка энергоснабжения .
Наименование должностей Группа участка
1 II III
Начальник 1 1 1
Заместитель началь- 2 1—2 —
ника
Главный инженер 1 1 X
Главный инженер — — — 1
заместитель начальника
Машинистка 1 1 1
Делопроизводитель 0—1 — —
Помощник начальника 1—2 0—1 0—1
участка по кадрам, старший инспектор,
инспектор Старший инженер 2—3 1—2 0—1
Старший инженер по 1 1 1
энергонадзору Старший экономист 1 —_
Инженер 3—4 2—3 1-2
Инженер по труду и заработной плате 1 1 1
Техник 1 1 —
Главный бухгалтер (старший бухгалтер на 1 1 1
правах главного бухгалтера)
Старший бухгалтер 1 0—1 —
Бухгалтер 1 1 0—1
Счетовод 0—1 —
Кассир 1 1 1
Кладовщик 1 1 1
Уборщица 1 1 1
Итого: 21—26 15—20 10—14
Опорные, смешанные (питаюшие тяговые потребители двумя родами тока) тяговые подстанции, а также с инверторами или с тремя и более полупроводниковыми выпрямителями относятся к группе I.
Для дистанций контактной сети группы оплаты труда инженерно-технических работников устанавливают в зависимости от произведения количества пар поездов на электротяге на развернутую длину контактной сети в километрах в сутки в годовом исчислении:
Группа I свыше 8000/свыше 2000
«II от 2001 до 8000/от 1001 до 2000
» III до 2000/до 1000
Примечание. В числителе — для двухпутных участков, в знаменателе — для однопутных.
Дистанции контактной сети, обслуживающие станции стыкования, относятся к группе I. Для дистанций, имеющих однопутные и двухпутные электрифицированные участки, группа устанавливается по шкале преобладающей протяженности по количеству путей.
Оплата труда инженерно-технических работников РРЦ принимается в зависимости от установленных групп ЭЧ, участков энергоснабжения, на которых они работают. Для районов электрических сетей и участков мастеров по оплате труда инженерно-технических работников установлены показатели в условных единицах (табл. 29.6).
Таблица 29.6
Показатели для оплаты труда инжеиерно-техиических работников районов электрических сетей
Группа Количество условных единиц для
районов электрических сетей участков старших мастеров участков мастеров сетей 0.4—20 кВ
I Свыше 5000 Свыше 1500 Свыше 900
II 2501—5000 751—1500 701—900
III 901—2500 401—750 401—700
9*
259
Конкретные штаты и нормативы Численности инженерно-технических работников подразделений участков энергоснабжения утверждаются МПС и устанавливаются в зависимости от объема работы.
! /
§ 29.4. Эиергодиспетчерское руководство
В отделениях железных дорог организуется диспетчерская система руководства устройствами электрификации и энергетики. Отдельный диспетчерский круг обслуживает электрифицированный участок протяженностью 120—200 км, а иа неэлектрифициро-ванных линиях находится в границах участка энергоснабжения. Оперативное руководство работой всех устройств электроснабжения осуществляет сменный энергодиспетчер. Число эиергодиспетчеров в группе определяют исходя из норматива для электрифицированных участков: один энергодиспетчер в смену на каждый эиергодиспетчерский круг, для иеэлектрифицированных — один эиергодиспетчер в смену иа диспетчерский пункт. Эиергодиспетчерскую группу возглавляет старший энергодиспетчер: на электрифицированных дорогах один на участок при расположении энергодиспетчерских кругов участка энергоснабжения в одном пункте, один иа каждый пункт при расположении их в разных пунктах; на иеэлектрифициро-ваниых дорогах — один иа участок при наличии диспетчерского пункта. Энергодиспетчерская группа подчиняется, как правило, участку энергоснабжения.
В подчинении эиергодиспетчера в •оперативном отношении находится эксплуатационный персовал, обслуживающий тяговые подстанции, посты секционирования, контактную сеть со всеми входящими в них устройствами, а также устройства электроснабжения нетяговых потребителей.
Как правило, энергодиспетчер размещается в непосредственной близости от поездного диспетчера и имеет с ним прямую связь. Все распоряжения, связанные с движением поездов, эиергодиспетчер оформляет через поездного диспетчера. Порядок взаимодействия энергодиспетчера с поездными диспетчерами, дежурными по станции, дежурным персоналом энергосистем, а также дежурным персоналом различных подразделений железнодорожного транспорта определяется местными инструкциями, утверждаемыми руководством дороги или отделения.
Энергодиспетчерский пункт оборудован прямой связью с диспетчерами питающих энергосистем илн районов электрических сетей, со всеми тяговыми подстанциями, дистанциями контактной сети, постами секционирования, дежурными по станциям и всеми пунктами, где расположены пункты питания высоковольтных линий автоблокировки и продольного электроснабжения.
Оплата труда энергодиспетчеров и старших энергодиспетчеров определяется группой по оплате труда, к которой относится
обслуживаемый ими участок энергоснабжения.
Эиергодиспетчер обеспечивает соблюдение нормальных схем включения тяговых подстанций, а также питания н секционирования контактной сети и ЛЭП автоблокировки. При плановых и других длительных отключениях тяговых подстанций и постов секционирования, а также изменениях схем питания контактной сети и ЛЭП энергодиспетчер производит соответствующие переключения и изменения уставок выключателей для обеспечения защиты от токов коротких замыканий или он устанавливает специальное наблюдение дежурного персонала.
При получении извещения о повреждении устройств электроснабжения энергодиспет-чер определяет характер и размеры повреждения, после чего совместно с поездным диспетчером устанавливает порядок пропуска поездов по перегону, станции или пути и принимает меры по скорейшему устранению повреждения.
Эиергодиспетчер участка энергоснабжения оперативно подчинен дежурному диспетчеру энергосистемы.
В случае нарушения нормального электроснабжения железнодорожных потребителей эиергодиспетчер обязан немедленно установить связь с диспётчером системы и согласовать совместный план по быстрейшему проведению восстановительных работ. При этом эиергодиспетчер принимает меры по перераспределению нагрузки, поднимая уровень напряжения на шивах смежных подстанций. При перегрузке тяговых подстанций и питающих линий сверх допустимых пределов (или при превышении лимита мощности) эиергодиспетчер ограничивает пропуск поездов на электротяге.
Для обнаружения повреждения питающих линий электропередачи эиергодиспетчер использует эксплуатационный персонал тяговых подстанций и дистанций контактной сети, вплоть"до организации обходов отдельных участков ЛЭП. Для оказания помощи энергосистеме при производстве восстановительных работ эиергодиспетчер при необходимости использует аварийно-восстановительные средства участков энергоснабжения, предоставляет свою линию связи для оперативных переговоров и т. д. Порядок организации восстановительных работ при прекращении питания электротяги определяется специальным приказом начальника дороги и управляющего энергосистемой.
§ 29.5. Техническая оснащенность хозяйства электрификации и энергетики
Участки энергоснабжения оснащаются передвижными установками и механизмами на железнодорожном ходу, а также выполненными на базе автомобилей и тракторов. Табели и нормы оснащения ими участков энергоснабжения приведены в табл. 29.7 и 29.8.
Таблица 19.7
Табель и нормы передвижных средств на железнодорожном подвижном составе для технических нужд хозяйства электрификации и энергетики железных дорог
, Наименование Состав * V Норма
Передвижная тяговая под- Специальная платформа или транс- На 150—200 км эксплу-
станция переменного тока с первичным напряжением ПО—220 кВ портер для трансформаторов с первичным напряжением 110 или .154— 220 кВ; крытый вагон для аппаратуры и щита управления; платформа для РУ 27 кВ; платформа для РУ ПО или 154—220 кВ атациопной длины
Передвижная тяговая подстанция постоянного тока 35, 10 или 6 кВ Платформа с тяговым трансформатором; платформа для подключающего устройства; крытый вагон с преобразователями тока; крытый вагон с РУ постоянного тока То же
Передвижной трансфор- Платформа с понижающим транс- На 7—8 тяговых под-
матор мощностью 10МВ-А форматором; платформа с РУ ПО кВ; станций постоянного то-
напряжением ПО кВ платформа с ОРУ 35 кВ ка напряжением ПО кВ
Передвижная инвертор- Платформа для РУ 6, 10 или 35 кВ; На 10 подстанций, обо-
иая установка на тир и- платформа с тяговым трансформатором; рудованных устройства-
сторах платформа с реакторами и шкафами защиты; крытый вагон с РУ постоянного тока ми рекуперации
Передвижная установка Платформа для реактора, масляного На 250—300 км эксплу-
компенсации реактивной выключателя, коммутационной аппа- атационной длины
мощности ратуры и др.; платформа для конденсаторов 4
Передвижная база масля- Крытый вагон с аппаратурой для об- На 250 км электрифи-
ного хозяйства работки и испытания масла; крытый вагон для жилья обслужи- дированных линий или 500 км неэлектрифпци-
вающего персонала; цистерна для чистого масла; » для грязного » рованных
Поезд по ремонту контактной сети Малогабаритный кран на железнодорожном ходу грузоподъемностью 15— 25 т Автомотриса АГВ; котлованокопатсль на базе дрезины ДМ или бурильной установки на базе железнодорожной платформы; платформа механизированная для установки и демонтажа опор контактной сети; платформа с барабанами для раскатки проводов контактой сети Один на отделение Ь На 1500 км электрифицированных линий
Передвижная установка для обмывки изоляторов контактной сети Платформа; цистерна На 1500 км эксплуатационной длины электрифицированных линий
Вагон для проверки контактной сети (размещается в пассажирском цельнометаллическом вагоне) На дорогу с эксплуатационной длиной электрифицированных линий более 1000 км
Передвижная электротехническая лаборатория (размещается в пассажирском вагоне) На каждые 3000 км эксплуатационной длины дороги
Платформа для раскатки проводов и размещения аварийного запаса материалов, оборудования На каждую дистанцию контактой сети
Летучка энергетического хозяйства на неэлектри-фицированных линиях Платформа, крытый вагон На отделение
261
Наименование
Состав
П:
Норма
Передвижная дизельная электростанция мощностью 1050 кВт
Передвижная дизельная электростанция мощностью 600 кВт
Передвижная дизельная электростанция мощно-
-етаа, ю- ЗЛО кВт
Специальный вагон для электростанции; крытый вагон для понизительной трансформаторной подстанции 1000 кВ-A; цистерна для дизельного топлива;
крытый вагон для мастерской и кладовой запасных частей и материалов; пассажирский вагон .для жилья обслуживающего персонала Специальный вагон для электростанции; цистерна для дизельного топлива; крытый вагон для мастерской и кладовой запасных частей и материалов; пассажирский вагон для жилья обслуживающего персонала
Устанавливается _ гам указаниями МПС
3—4 на дорогу
На участок энергоснабжения
Таблица Й
Табель и нормы оснащения линейных подразделений хозяйства электрификации и энергетики железных дорог передвижными средствами на автомобильном и моторельсовом ходу и средствами механизации работ
Наименование Количество единиц Примечание
на энерго-учас-, ток на дистанцию контактной сети на район сети
Аварийно-восстановительная летучка на базе автомобиля повышенной проходимости грузоподъемностью 2—2,5 т 1 1—2 1—2 Вторая летучка — для крупны дистанций, районов электрг ческих сетей, имеющих штз> более 30 чел.
То же на базе вездехода для северных и труднопроходимых районов страны — 1 1
Прицеп одноосный 1 1 1
Автомобиль грузовой (бортовой) грузоподъемностью 2—5 т 1—2 — — При отсутствии централизм ванных автобаз в месте распо ложения участка энергоснаГ женил
Вышка телескопическая на базе автомобиля 1 — 1 —
Лаборатория по высоковольтным испытаниям на базе автомобиля 1—2 — — Вторая лаборатория при эксплу атационной длине более 200 ю
Лаборатория по проверке линий автоблокировки на базе автомобиля ГАЗ-69 или УАЗ-469 1 — 1 На район электрических се тей, обслуживающий бола 100 км ЛЭП 6—10 кВ
Бурильно-крановая машина на базе автомобиля или колесного трактора 1 •— 1 —
Канавокопатель на базе трактора «Беларусь» или баровая установка для прокладки кабелей 1
262
Наименование
•: <тор «Беларусь» с комп лек-ром навесных приспособлений
1: jh автомобильный грузоподъ-эшостью 5—7,5 т
г_ ина монтажная с шарнир-i стрелой на базе автомоби-или трактора
• чобиль-цистерна для пе-зки трансформаторного мас-
1ажно-восстановительная айна или автомотриса
езина грузовая с краном
-лованокопатель или буриль-V установка на железнодо-»иом ходу для опор кониной сети
•щикл с коляской, мопед, гороллер и т. п.
движная компрессорная овка
Продолжение
Количество единиц Примечание
на энерго-участок на дистанцию контактной сети на район сети
1 — — —
1 — — —
2 —— 0 — —
2 — — —
2 1 —
1 — 1 —
1 Для участка энергоснабжения, имеющего более 250 км развернутой длины контактной сети
— — — Количество устанавливается дорогой в зависимости от условий обслуживания
1 — — —
Глава 30
ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТРОЙСТВ КОНТАКТНОЙ СЕТИ
§ 30.1. Дистанции контактной сети. Нормативы численности.
Планирование работы.
На электрифицированных железнодорожных линиях устройства* контактной сети обслуживают дистанции Контактной сети, входящие в состав участков энергоснабжения в качестве линейных подразделений. Кроме того, дистанции контактной сети на многих дорогах обслуживают высоковольтные линии автоблокировки и воздушные линии электропередачи перегонов и промежуточных станций.
Протяженность электрифицированных линий, находящихся в ведении одной дистанции контактной сети (табл. 30.1), определена Нормами технологического проектирования электрификации железных дорог (НТПЭ-67).
Для размещения персонала, мастерских, гаража и складов по типовым проектам дежурные пункты контактной сети строят с ууетом обеспечения быстрого и беспрепятственного выезда восстановительной автомотрисы (автодрезины) и автолетучки. Дежурные пункты оснащают следующими
Таблица 30.1
Ориентировочная протяженность электрифицированных линий дистанции контактной сети
Условия эксплуатационного обслуживания Эксплуатационная длина контактной сети, км Развернутая длина контактной сети, км
Однопутные участки 1 Двухпутные и многопутные участки
Промежуточные станции и перегоны при расположении дежурного пункта примерно 50 80 120
в середине обслуживаемого участка’ То же при расположе- • 25 50 70
нии дежурного пункта в конце обслуживаемо-
го участка Крупные узловые етан- 25 200 200
ции
I
транспортными средствами и оборудованием:
монтажно-восстановительная автомотриса АГВ или АДМ либо автодрезина ДМ или ДМС с изолированной вышкой;
восстановительная автомашина-летучка ГАЗ-66, ГАЗ-63А, ЗИЛ-151, ГАЗ-51А и др.;
двухосная нли четырехосная железнодорожная платформа грузоподъемностью от 20 до 40 т;
изолирующие съемные вышки — иа каждом раздельном пункте и через каждые 4— 5 км эксплуатационной длины;
станочное оборудование для мастерской (верстак слесарный, вертикально-сверлильный станок, сварочный агрегат, наковальня кузнечная, точило наждачное и др.).
Дистанции контактной сети обслуживаются установленным штатом, в обязанность которого входит проведение всех видов планово-предупредительного ремонта. Для быстрой ликвидации повреждений предусмотрен дежурный персонал. Для выполнения капитального ремонта выделяется дополнительный штат электромонтеров контактной сети.
Структурная схема дистанции контактной сети, в объем работы которой, кроме работ на контактной сети, включены работы на высоковольтных линиях автоблокировки и линиях энергетического хозяйства, приведена на рис. 30.1.
Численность и квалификационный соста электромонтеров, занятых срдержанием ремонтом устройств контактной сети, рассчи-тываю!* по методике, утвержденной МПС 17.04.70 (№ Е-10820). Трудовые затрата' подсчитывают по годовым объемам работ1 в соответствии с перечнем и периодичность-
Рис. 30.1. Структурная схема дистанции контао | ной сети:
1 — начальник дистанции; 2 — старший элекгр» механик (электромеханик) по контактной се
3 — старший электромеханик (электромеханики по автоблокировке н энергетике; 4, 5~ рем ные бригады контактной сети; 6 — группа эл *-тромонтеров автоблокировки и энергетики; Г — шоферы и дежурные электромонтеры
264
(графы 1—5), а нормы времени на единицу по сборникам типовых норм времени и технологических карт (графа 6). Количество и квалификацию исполнителей (графы 7 н 8) принимают согласно Правилам техники безопасности и производственной санитарии при эксплуатации контактной сети электри-оицнрованных железных дорог и устройств электроснабжения автоблокировки.
Форма подсчета суммарных трудовых затрат на выполнение годового объема работ по содержанию и ремонту контактной сети следующая:
Количество и квалификация исполнителей
Корректирующие коэффициенты к (Горжам времени (графа 9) определяют по фор-, мулам:
ва перемещение к месту про- __ т’Иуу. - дения работ и обратно 1 1
- • пропуск поездов _ Т'^/Т;
ограждение места проведения кзм - - (И +
: абот +Л1) 1И
В этих формулах:
Г — средняя продолжительность рабочего дня, мин;
—затраты времени на перемещение к месту работ, принимаемое из расчета 0,2 ч на 1 км при перемещении пешком, при использовании транспорта — по фактическому времени, мин;
— затраты времени иа пропуск поездов по огражденному участку, мин. Учитывают среднее число поездов, проследовавших по путям раздельно за период работы, подсчитывают время на пропуск поездов исходя из следующих норм времени: 5 мии — иа пропуск грузового поезда; 4 мин — пассажирского поезда; 3 мин — одиночного локомотива ц моторвагонного поезда; 1,5 мин — поездов всех видов по сосед-вему пути.
На участках, где скорость поездов выше 120 км/ч, учитывают время иа прекращение габот до прохода поезда плюс 2 мин;
И — чисЛо исполнителей, предусмотренное нормой времени на единицу работы;
М — число сигналистов, ограждающих место проведения работ.
Корректировку норм времени на работы, связанные с перемещением, пропуском поездов и ограждением (графа 10), выполняют по формуле
яНвР = Нвр (1 + к" + «") кзм -
Трудовые затраты на каждый вид работы (графа 11),чел-ч,
а"=Я^0",
где Он — годовой объем работ с учетом периодичности (графа 5).
Трудовые затраты для разрядов квалификации исполнителей (графы 12—15), чел-ч,
где Ир н Л4Р — соответственно число исполнителей данного разряда, занятых на выполнении работ (И) и ограждении (М).
Суммируя трудовые затраты по каждому виду работы, определяют общие трудовые затраты па выполнение годового объема работ (графа 11) н трудовые затраты по разрядам квалификации исполнителей (графы 12—15). Число исполнителей по разрядам квалификации определяют делением суммарных трудовых затрат по каждому разряду квалификации па поминальный фонд рабочего времени одного электромонтера (2087 ч), общую явочную численность Ия — суммированием чисел исполнителей по разрядам. Списочную численность электромонтеров подсчитывают с учетом переходного коэффициента кСп —1,1 по формуле
/?с = ^якСП«
Планирование работ осуществляет начальник дистанции контактной сети, для чего составляется годовой план, утвержденный руководством участка энергоснабжения. При разработке годового плана учитывают работы, предусмотренные Правилами технического обслуживания и ремонта, а также по ликвидации опасных мест, усилению, модернизации и капитального ремонта различных узлов. На основании годового плана составляют годовой график технического обслуживания и ремонта для дистанции контактной сети с разбивкой по месяцам и бригадам. Еженедельный и ежедневный план работы бригад определяют на основе месячного графика с учетом сложившейся эксплуатационной обстановки.
§ 30.2. Система технического обслуживания и ремонта
Эксплуатация контактной сети (КС) и воздушных линий (ВЛ), находящихся в ведении дистанций контактной сети, включает следующие основные виды работ: техническое обслуживание (ТО); текущий ремонт
265
Таблица ЗОЛ Состав, периодичность и трудоемкость работ по техническому обслуживанию
№ п/п Наименование работ Периодичность Производители Основные приспособления Трудоемкость, чел-ч, на единицу измерения
1 2 3 4 5 6
1 2 3 4 5 Обходы с осмотром устройств контактной сети, ВЛ и волновода а) единоличный б) комиссионный Объезды с осмотром контактной сети, ВЛ и волновода а) единоличный б) внеочередной к в) комиссионный г) комиссионный контрольный Проверка условий прохода токоприемника с оценкой состояния контактной сети по балльной системе иа главных путях Замеры зигзагов, выносов и высот подвеса контактного провода на второстепенных путях станций, депо и парков Проверка взаимодействия контактной сети и токоприемника, имеющих повышенное нажатие 200 — 230 Н 1 раз в месяц и при резких изменениях температуры 1 раз в год * 1 раз в месяц *> В период сильного дождя, снегопада, ветра i грозы, гололеда, резких изменений температур 1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в квартал 1 раз в год и дополнительно-после ремонта пути 1 раз в год (осенью) Начальник дистанции или электромеханик Начальник участка энергоснабжения или заместитель и начальник дистанции Начальник дистанции или электромеханик То же Начальник участка энергоснабжения или заместитель и начальник дистанции Представитель службы электрификации, на- чальник участка энергоснабжения или заместитель и начальник дистанции Представитель ДЭЛ, начальник участка энергоснабжения или заместитель и начальник дистанции Электромонтеры Представитель ДЭЛ, начальник участка энергоснабжения или заместитель и начальник дистанции Бинокль Из кабины машиниста электропоезда или электровоза То же » » Испытательный вагон Съемная изолирующая вышка Испытательный вагон На один пре-лет 0,272
266
Продолжение
Е Е ? Наименование работ Периодичность Производители * Основные приспособления Трудоемкость, чел-ч, на единицу измерения
1 2 3 4 5 6
6 * 7 8 9 10 11 12 13 14 Замеры износа контактного провода Замеры габаритов опор Замеры сопротивления опор контактной сети при глухих заземлениях и снятие потенциальных диаграмм на участках постоянного тока Контроль состояния изоляции оттяжек Замеры натяжения в некомпенсированных проводах контактной подвески, ВЛ и волновода Внутренний осмотр приводов дистанционного управления Проверка электротяговой рельсовой цепи Проверка габаритных ворот Пр ов ер ка состояния токоприемников с выборочной проверкой статических характеристик При переменном токе с 6-го года эксплуатации, при постоянном токе — с 3-го года. При износе более 25 % при переменном токе 1 раз в 2 года и более 20% при постоянном токе 1 раз в год 1 раз в 6 лет и дополнительно после рихтовки пути 1 раз в 3 года 1 раз в год 1 раз на втором году эксплуатации после монтажа или замены 1 раз в квартал । 1 раз в год То же 1 раз в месяц Электромонтеры Электромонтеры X- Электромеханик или электромонтер Начальник дистанции илн электромеханик и представитель дистанции пути Электр омонтерьь Представители участка энергоснабжения или дистанции контактной сети и локомотивного депо Съемная изолирующая вышка Измерительная рейка Измер ительный прибор МС-07 или другие То же Съемная изолирующая вышка и динамометр Молоток Измерительная рейка Динамометр На десять замеров 0,155 На одни замер 0,0417 На одну опору без искрового промежутка 0,347 На одни замер 1,72 На 1 км 0,822 На ворота 0,0783
267
Продолжение
' № п/п I Наименование работ Периодично сть Производители Основные приспособления Тр уд оемкость, чел-ч, на единицу измерения
1 2 3 4 5 6
15 Дефектировка изоляторов При постоянном токе 1 раз в 6 лет; при переменном токе 1 раз в 3 года Электромонтеры Испытательная штанга —
16 Осмотр переходов через контактную сеть I раз в 2 года, летом Представители участка энергоснабжения и организации , обслуживающей воздушные линии Бинокль •
Таблица 30.3
Нормы сопротивления опора-рельс и тока утечки
Зона потенциалов рельс-земля Сопротивление, Ом, не меиее Сопротивление иа 1 Б потенциала рельс-земля. Ом, не меиее Ток утечки, мА, ие более Причины установленных норм
Постоянный ток
Катодная 20/10 000 —/400 —/2,5 По условиям работы устройств СЦБ и коррозии арматуры в надземной части под хомутами и около деталей
Анодная и знакопеременная —/1500 25/25 40/40 По условиям коррозии фундамента
Переменный г пок. *
—Г 100/100 -/- 4500/250 По условиям работы устройств СЦБ, коррозии фундамента и арматуры в надземной части под хомутами и около деталей
Примечание. В числителе — для металлических опор, в знаменателе — для железобетонных. \
(ТР); капитальный ремонт (КР). Правилами технического обслуживания и ремонта контактной сети установлены перечень работ по техническому обслуживанию и ремонту и сроки выполнения их. На капитальный ремонт установлены ориентировочные нормы содержания, при которых он должен быть проведен. На все основные виды работ разработаны типовые нормы времени, технолого-нормировочные и технологические карты. * Техническое обслуживание контактной сети и воздушных линий (табл. 30.2) предусматривает повседневное наблюдение за состоянием устройств путем проведения периодических осмотров и замеров. Выявленные
268
неисправности и дефекты, угрожающие нарушению нормальной работы этих устройств, устраняют непосредственно после осмотра. Остальные работы включают в объем текущего и капитального ремонтов. Учет осмотра и проведенных работ ведется в книге осмотров и неисправностей контактной сети.
На станциях стыкования один раз в неделю осматривают оборудование, одйн раз в квартал проверяют работу — включение и отключение переключателей (норма времени на один переключатель 1,9 чел-ч), блоки управления и контроля (норма времени иа один блок 0,4 чел-ч), два раза в год
Таблица 30.4
Состав, периодичность и трудоемкость работ по текущему ремонту
| № п/п Наименование работ Периодичность Категория работ и основные приспособления (ориентировочно) Труд оемкость, чел- ч, иа единицу измерения
1 2 3 4 5
Проверка состоян л ия и регулировка отде и воздушных линий aj льных частей контактной сети гектропередачи
1 Контактной подвески на главных путях перегонов и станций 1 раз в год7 Под напряжением со съемной вышки На 1 км подвески прн одном контактном проводе 14,8* при двух — 19,4
2 То же на остальных путях станций, депо и парков, а также малозагруженных участках двухпутных при количестве поездов 50 пар и менее в сутки и однопутных — 24 пары и менее 1 раз в 2 года То же f То же
3 Воздушных стрелок на главных путях 4 раза в год » На стрелку 1,5
4 То же на остальных путях станций, депо и парков 2 раза в год я То же
5 То же прн пересечении проводов и подвесок различных типов Дополнительно в периоды максимальных и минимальных температур
6 Изолирующих сопряжений анкерных участков 2 раза в год На трехпролетные сопряжения при одном проводе 6,06 и при двух —7,30
7 Секционных изоляторов 2 раза в год 1 На изолятор от 1,92 до 2,46 в зависимости от типа
8 Контактной подвески в искусственных сооружениях в нормальных условиях 1 раз в год а Со снятием напряжения, с автодрезины или съемной вышки
9 То же при расстояниях меньше значений, установленных ГОСТ 9238—73 2 раза в год То же
Ю Компенсирующих устройств 1 раз в год Вблизи частей, находящихся под напряжением На компенсатор 0,72— 1,1
11 Питающих и отсасывающих воздушных линий, ВЛ и волновода 1 раз в 6 лет, в зонах повышенной загазованности 1 раз в 3 года Со снятием напряжения На 1 км одиночной линии 3,99 при металлических опорах и 7,91 при конических
12 Жестких анкеровок проводов контактной сети и воздушных линий То же То же На анкеровку при металлической опоре 0,167 и железобетонной конической ^,425
13 Секционных разъединителей и их приводов 1 раз в год С изоляцией от контактной сети, со съемной вышки На разъединителе 8,5 и на привод 1,62
14 • Пультов дистанционного управления 2 раза в год — На пульт 0,397
Продолжение
№ п/п I Наименование работ Периодичность Категория работ и основные приспособления (ориентировочно) Трудоемкость, чел-ч, на единицу измерения
1 2 3 . 4 5
15 Консолей и крепительных частей контактной сети и воздушных линий 1 раз в 6 лет, в зонах повышенной загазованности 1 раз в 3 года Со снятием напряжения, с лестницы На консоль при металлических и двутавровых опорах 0,582 и конических 0,923
16 Гибких поперечин То же Под напряжением, со съемной вышки На 1 путь 0,5
17 Жестких поперечин > Со снятием напряжения, с лестницы На ригель трех электрифицированных путей 1,62
18 Регулировка натяжения фиксирующих тросов при длине более 45 м 2 раза в год Вблизи частей, находящихся под напряжением На гибкую поперечину 0,657
19 Крепления опорных и поддерживающих конструкций и заградительных щитов иа искусственных сооружениях 1 раз в год Со снятием напряжения, с автодрезины или съемной вышки На вертикальный щит 0,082; на горизонтальный 1,45
20 Разрядников Проверка соа 1 раз в год перед грозовым сезоном пояния и ремонт опор С изоляцией роговых разрядников от контактной сети, со съемной вышки и заземляющих ус На роговой разрядник 2,59 пройств
21 Металлических опор контактной сети 1 раз в 6 лет, в зонах повышенной загазованности 1 раз в 3 года Вблизи частей, находящихся под напряжением На металлическую и двутавровую опору 0,213, на коническую опору 0,34
22 Надземной части железобетонных опор » Вблизи частей, находящихся под напряжением, с лестницы На опору 0,33, 1 м3 бетона 14,9
23. Фундаментов, фундаментальной части опор и анкеров с выборочной откопкой В соответствии с коррозионными показателями Вдали частей, находящихся под напряжением На одну опору 0,203
24 Ремонт и покраска низа опор 1 раз в 3 года, в зонах повышенного загрязнения 1 раз в год То же На металлическую опору и двутавровую 0,25 и на коническую 1,2
25 Восстановление номерных диаков, знаков высокого напряжения, мест повышенной опасности и отличительной окраски 1 раз в 6 лет, в зонах повышенного загрязнения 1 раз в 3 года » На 100 подписей знаков 38,9
26 Индивидуальных и групповых заземлений с выправкой проводников индивидуальных заземлений 2 раза в год На заземление 0,045 На пролет группового заземления 0,38" при металлических двутавровых и 0,698
27 То же в местах слива и налива нефтепродуктов 4 раза в год Вдали частей, находящихся под напряжением при конических опорах То же
28 Проверка и замена дефектных искровых промежутков, диодных и тиристорных заземлителей 4 раза в год На промежуток 0,21;
«У7П
Продолжение
М п/ll | Ниигажжиг работ Периодичность Kaier орт работ и основные пркспо-соблеяня (орнеити-эовочвд) Трудоемкость, чел-ч, ва единицу измерения
2 3 4 5
Содержание изоляции и другие работы
v. Осмотр, чистка или 1 раз в 3 года на Со снятием нап- На подвесной изоля-
обмыв изоляторов на участках постоянно- ряжения, с авто- тор 0,128, остальные
затяжных подъемах го тока, 1 раз в 2 дрезины или в зависимости от ти-
перегонов и на станциях при смешанном движении и маневровой работе, под мостами, путепроводами, в тоннелях года на участках переменного тока съемной вышки па
То же в тоннелях, 1 раз в год на участ- Со снятием нап- На подвесной изоля-
в приморских зонах, ках! постоянного то-* ряжения, с авто- тор 0,128, остальные
в местах повышенного загрязнения, вблизи мест погрузки и выгрузки химических удобрений и цемента ка, 2 раза в год на участках переменного тока дрезины или съемной вышки в зависимости от типа
31 Проверка .присоединений отсасывающих проводов к рельсам 4 раза в год Со снятием напряжения —
у» Внутр енний осмотр и замер изоляции дрос-сель-трансформаторов 1 раз в год То же —
35 Проверка работы сигнализации об опускании токоприемников 2 раза в год Вблизи частей, находящихся под напряжением —.
34 Отсасывающих трансформаторов 1 раз в год Со снятием напряжения —
35 Высоковольтные испытания отсасывающих трансформаторов 1 раз в 3 года То же —
Проверка состояния и регулировка на станциях стыкования
ж Высоковольтного оборудования с испытанием изоляции Цепей управления и низковольтной аппаратуры с проверкой изоляции кабелей 2 раза в год 1 раз в год Со снятием напряжения На пункт группировки 1,9 На кабель 1,25
То же
38 Переключателей с регулировкой переключающего механизма 4 раза в год * 5> На переключатель 2,86
39 Блокировок дверей и обводных разъединителей 4 раза в год • На ячейку 0,517
40 Аппаратура защиты 4 раза в год и после каждого срабатывания На комплект 1,02
41 Настройка и испытание аппаратуры защиты 1 раз в год » На комплект защиты 7,45
42 Токовой защиты 1 раз в год » На комплект защиты 3,5
43 Трансформаторов тока 1 раз в 3 года На трансформатор 1,68
44 Шкафов собственных нужд и щита сигнализации 4 раза в год » На шкаф 1,92
45 Испытание изоляции переключателей 2 раза в год На переключатель 2,35
27 Г
Таблица 30.5
Состав, периодичность и трудоемкость основных работ по капитальному ремонту
Е ё. Наименование работ Ориентировочная периодичность Основные приспособления и механизмы Трудоемкость, чел-ч, на единицу измерения
1 2 3 4 5
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Замена фундаментов Установки блочных фундаментов и блоков анкеров Ремонт оголовков фундаментов Замена металлических опор Замена железобетонных опор Замена оттяжек опор Окраска металлических опор и конструкций Замена изоляции оттяжек опор Снятие металлических опор Снятие деревянных опор Замена жестких поперечин Замена консолей контактной подвески Замена кронштейнов питающего или усиливающего провода Замена кронштейнов линий электропередачи 6—10 кВ на опорах контактной сети Замена кронштейнов линий низкого напряжения на опорах контактной сети Замена тяг консолей Замена фиксаторных кронштейнов Замена фиксаторных стоек Фундаме 40 лет*(20)*2 40 лет*(20)*2 4 года 50(30)*» лет 40 (20) *2 лет . 40 (20) *2 лет 6 лет и в зонах с высокой загазованностью 3 года 10 лет Поддерживаю щие 50(30)*! лет 50(30)*! лет 50(30)*! лет 50(30)*! лет 50(30)*! лет 50(30)*! лет 50(30)*! лет 50(30)*! лет нты и опоры Кран автомобильный или на железнодорожном ходу Кран автомобильный или иа железнодорожном ходу То же Кран автомобильный или на железнодорожном ходу устройства Желез но дорожный кран Автомотриса или автодрезина Лестница « / Автомотриса или автодрезина Съемная вышка То же При устройстве монолитных фундаментов: на 1 м3 бетона 3,42 на площадке и 6,22 на насыпи 1,3 при автомобильном кране На 1 м3 10,5 На опору 1,3—7,12 в зависимости от типа опоры и крана На опору 1,85—5,1 в зависимости от типа опоры и крана Для одиночной 5,5; для двойной 7,5 Устанавливается в зависимости от массы конструкции Для одиночной на Железобетонной опоре 5,9 и металлической 2,8 На опору 2,69—13,0 в зависимости от типа опоры и крана» На опору 4,1 20,7—32 в зависимости от типа ' 3—27 в зависимости от типа На кронштейне при , металлической опоре 2,4 и конической железобетонной 2,8 На консоль при металлической опоре 4,3, конической железобетонной 5,22 3,1 при железобетонной консольной опоре, 2,2 при металлической и двутавровой опорах 2,9 для однопутных, 6 для двухпутных 5,2—6,6 в зависимости от типа опор На одну стойку 5,6
272
Продолжение
JC Е •< Наименование работ Периодичность Основные приспособления и механизмы Трудоемкость, чел-ч, на единицу измерения
1 2 3 4 5
19 Замена поперечно-несущих тросов Для сталемедных 40(10)*3 лет, для стальных 20(10)*1 лет Съемная вышка 9,5—40 на одну поперечину в зависимости от числа путей и тросов
20 Замена верхних и нижних фиксирующих тросов То же То же 6,2—34 в зависимости от числа путей
21 Армирование опор контактной сети Провода и Автомотриса или автодрезина тросы 1,88—2,43 в зависимости от типа опор
22 Замена контактного провода При достижении предельного износа *4 Автомотриса или автодрезина и раска-точная платформа На 1 км 59
23 Замена несущего троса Для медных 50(25)*3 лет, для сталемедных 40(10)*3 лет, для стальных 20(10)*' лет То же На .1 км 81
24 Заме на п итающего, усиливающего или отсасывающего провода 40(20)*5 лет Автомобиль и рас-каточная тележка На 1 км 27 при конических железобетонных опорах и 24 при металлических и двутавровых
25 Замена проводов ВЛ 6—10 кВ на опорах контактной сети Для сталеалюминиевых 40(20)*5 лет, для стальных 20(10)*1 лет То же На 1 км вручную 16,5, автомобилем 15
26 Замена проводов низковольтных линий на опорах контактной се- То »ке На 1 км вручную 11,5, автомобилем 10,5
27 ти Устройство вставок в контактный провод и несущий трос Регулиру При достижении предельного износа и обрыве жил ющие устройства д Съемная вышка электрические соедин На одну вставку утиной до 25 м 5,2 для контактного провода и 4,3 для несущего троса ители
28 Замена жесткой анкеровки БО(ЗО)*1 лет Съемная вышка ♦ 1,85—2,7 в зависимости от типа анкеровки
29 Замена компенсированной анкеровки 20(10)*! лет То же 8,6—12 в зависимости от типа
30 Замена троса средней анкеровки контактного провода 40(10)*3 » 5,2—6,7 в зависимости от типа
31 Замена троса средней анкеровки несущего 40(10)*3 лет » На одну анкеровку 10,5 »
32 Заменафиксаторов при консольной подвеске 50(30) *! лет » 1,25—2,6 в зависимости от типа
33 Замена фиксаторов на гибкой и жесткой по- перечине 50(30)*! лет » 0,88—2,0 в зависимости от типа
34 Замена фиксирующих оттяжек 40(10)*3 лет 3,7—10,2 в зависимости от типа
35 1 Замена поперечных электрических соединителей 50(25)*3 лет 2,5 для одиночного, 2,8 для двойного
273
Продолжение
№ п/п Наименование работ Периодичность Основные приспособления и механизмы Трудоемкость, чел-ч, на единицу измерения
1 2 3 4 5
36 Замена продольных электрических соединителей И 50(25)*3 лет } золяторы, разъедай Съемная вышка штели и разрядники 3,4 для одиночного, 4,0 для двойного
37 Замена секционных разъединителей 20(10)*в лет » 6,5—9,4 в зависимости от типа опоры и разъединителя
38 Замена разъединителей ВЛ 6—10 кВ 20(10)*® лет Лестница 7,6
39 Замена приводов разъединителей 20(10)*® лет — 2,3 для моторного, 4,3 для грузового, 0,67 для ручного
40 Замена секционных изоляторов 10 лет Съемная вышка 4,26—12 в зависимости от типа
41 Замена изоляторов в контактном проводе и несущем тросе . 25 лет*7 То же 1,85 в контактном проводе, 2,5 в несущем тросе.
42 Замена изоляторов в тросах гибких поперечин 25 лет*7 * » 1,5 в поперечном несущем тросе, 0,75 в фиксирующем
43 Замена подвесных изоляторов контактной подгески 25 лет*7 0,7
44 Замена фиксаторных изоляторов 25 лет*7 » 0,83—1,1 в зависимости от типа фиксатора
45 • Замена изоляторов воздушных линий 20 лет*7 0,64—0,72 в зависимости от типа изоляторов
46 Замена роговых разрядников 20 лет » 6,27 при снятом напряжении
47 Замена трубчатых разрядников 20 лет Прочие / Лестница заботы 5,28 при снятом напряжении
48 Замена отбойников несущего троса и контактного провода 20 лет Съемная вышка 3 на один отбойник
49 Замена ограничителей подъема контактного провода 20 лет То же 2,5 для одиночного провода, 2,9 для двойного
50 Перевод контактной подвески на новую опору — Автомотриса или автодрезина 2,35—3,82 в зависимости от типов подвески и фиксаторов
51 Покрытие антикоррозионной смазкой сталь- 6 лет и в зонах с высокой загазо- — На 100 м несущего троса 7 и на
ных тросов и нарезных частей крепительных деталей ванностью 3 года • 100 м троса гибкой поперечины 3,2
52 Смена рессорных струн 10 лет Съемная вышка 2,6 для одиночного,
53 Смена подвесных струн на гибкой поперечине 10 лет То же 3,1 для двойного 1,7 без снятия напряжения, 0,93 со снятием напряжения
Примечания. ** В скобках показано для зон с повышенной степенью загрязнения.
*2 В скобках для зон повышенной элактрокоррозии или агрессивных средах на участках постоянного тока.
*3 В скобках показано для зон с Чювышеиной степенью загрязнений воздуха серными н сернистыми газами.
*4 Ориентировочный срок службы контактного провода прн постоянном токе иа главных путях до 15 лет и при переменном токе и иа станциях прн постоянном токе до 40 лет.
*5 В скобках показано Для зон со значительным загрязнением воздуха солевыми н щелочными компонентами.
*6 В скобках указано прн частых переключениях — 2 в сутки и более.
*7 Нулевые изоляторы заменяются немедленно после их обнаружения (планируют до 2% от общего количества в год).
274
измеряют ток, потребляемый двигателями переключателей, проверяют цепи сигнализации и блокировки переключателей (норма времени на проверку цепей пункта группировки 0,37 чел-ч).
Защиту опор от почвенной и атмосферной коррозии и их ремонт производят в соответствии с требованиями Указаний по содержанию, ремонту и защите от коррозии железобетонных опор контактной сети и фундаментов в условиях эксплуатации.
Для облегчения регистрации обнаруженных дефектов и создания единых технологических процессов ремонта опор й фундаментов утверждена «Классификация дефектов консольных железобетонных опор и фундаментов металлических опор контактной сети», в котором описаны все встречающиеся дефекты, их внешний вид и возможные причины возникновения.
При .проверке опор контактной сети руководствуются нормами сопротивления опора — рельс и токами утечки, указанными в табл. 30.3. При этом отмечают опоры, имеющие сопротивления, не соответствующие нормам, для проведения дальнейших обследований и прийятиц соответствующих мер по их ремонту или замене.
Текущий ремонт контактной сети (табл 30.4) предусматривает тщательный осмотр оборудования с проверкой состояния креплений, регулированием, чисткой и смазкой, а также с заменой отдельных изношенных деталей и узлов. Текущий ремонт выполняют бригады электромонтеров контактной сети.
Капитальный ремонт контактной сети и воздушных линий электропередачи предусматривает полное восстановление первоначальной технической характеристики устройств с учетом необходимой модернизации для повышения надежности работы, ликвидации мест с повышенной опасностью, обеспечения высоких скоростей движения и внедрения прогрессивных узлов и конструкций. К работам капитального ремонта относятся также перемонтаж устройств контактной сети, вызванный реконструкцией путевого хозяйства, устройством обходных путей, и другие аналогичные работы.
Перед началом капитального ремонта выполняют следующие подготовительные работы:
составляют дефектные ведомости и сметы на проведение работ;
укомплектовывают ремонтные бригады и инструктируют работников;
заготавливают материалы и оборудование;
определяют необходимые технические требования к ремонтируемым устройствам и узлам.
По окончании капитального ремонта представитель участка энергоснабжения принимает выполненные работы, проверяя соответствие техническим условиям и составляя акт.
Объем и сроки капитального ремонта определяются степенью износа элементов контактной сети и воздушных линий и зависят от особенностей эксплуатируемого участка (продолжительности эксплуатации,
примененных опорных и поддерживающих конструкций, материалов, проводов, размеров и скоростей движения, профиля пути, климатических условий, загрязненности и загазованности атмосферы и ряда других факторов).
Состав, периодичность и нормы времени основных работ по капитальному ремонту приведены в табл. 30.5.
§ 30.3. Балльная оценка состояния контактной сети
В целях повышения эффективности балльной системы контроля состояния контактной сети с автоматической записью на ленту основных измерителей Главным управлением электрификации и энергетического хозяйства утверждено Положение о порядке определения балльности состояния контактной сети электрифицированных железных дорог (нормативы состояния контактной сети указаны в табл. 30.6). Предусматривается проверять состояние контактной сети главных путей с записью иа ленту и оценивать визуально основные параметры по балльной системе 1 раз в квартал. Кроме того, учитываются результаты работы за квартал по учитываемым бракам в работе.
Осйовным документом, иа основании которого проверяют контактную сеть и определяют балльность, является Нормативный журнал основных параметров контактной сети, утверждаемый начальником службы электрификации и энергетического хозяйства дороги для каждой дистанции контактной сети. В нем указывают нормы состояния непосредственно у каждой точки фиксации контактных проводов, а также каждого пролета между опорами в соответствии с требованиями Правил технического обслуживания и ремонта контактной сети по нормируемым показателям (зигзаги и выносы контактного провода, высота подвески контактного провода над головой рельса, расстояние от этого провода до основного стержня фиксатора или нижнего фиксирующего троса).
Состояние контактной сети в пределах дистанции, участка энергоснабжения и дороги оценивают средним баллом, определяемым делением общей суммы полученных баллов на число проверенных километров.
В зависимости от числа баллов, приходящихся на 1 км, устанавливают следующие оценки состояния контактной сети дистанции, участка энергоснабжения и дороги:
Баллы:
до 25 Отлично
25—50 Хорошо
50—100 Удовлетворительно
более 100 Неудовлетворительно
Проверку состояния контактной сети производят с помощью вагона для испытания контактной сети, который может следовать в составе поезда или с отдельным локомотивом и вести запись при скоростях до 120 км/ч, а также самоходным вагоном или
275
Таблица 30.6
Нормативы по балльной оценке состояния контактной сети
| № п/п 1 Показатели Отклонения от нормативных параметров Баллы
1 2 3 4
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Зигзаги контактного провода в точках фиксации и выносы контактного провода в середине пролета в кривых участках пути и в точках наибольшего отклонения от оси токоприемника на сопряжении и воздушной стрелке, см Односторонний зигзаг у соседних опор на прямом участке, не предусмотренный Нормативным журналом Разность в высоте контактного провода под фиксаторами у соседних опор, см Уклон контактного провода при подходах к искусственным сооружениям н при изменении высоты более предусмотренного Правилами Высота подвески контактного провода над уровнем верха головки рельса выше или ниже допустимых норм, установленных Правилами технической эксплуатации железных дорог (кроме негабаритных искусственных сооружений, утвержденных или согласованных МПС) Неудовлетворительный проход токоприемника (с ударом) под зажимами всех типов Неудовлетворительный проход токоприемника (с ударом) на сопряжениях, воздушных стрелках и секционных изоляторах Уменьшение расстояния от рабочего контактного провода до провода отходящей на анкеровку ветви, элементов фиксатора, нижнего фиксирующего троса, пересекающей анкерной ветви другого пути или троса фиксирующей оттяжки до значейия, регистрируемого датчиком, длиной 80 мм Визуально заметное уменьшение расстояния по вертикали между основным стержнем фиксатора или нижним фиксирующим тросом и контактным проводом или неправильный *наклон фиксатора Разбитый рзолятор Брак в работе контактной сети за квартал Особый случай брака в работе контактной сети за квартал Прочее повреждение контактной сети за квартал, приведшее к задержкам поездов От — 16 до —20 От -f-16 до -)-20 Более —20 Более -f-20 Зигзаг или вынос более 50 Один пролет между опорами 11—15 16—20 Более 20 Один уклон Один пролет между опорами Один удар То же Одна точка Один фиксатор Один изолятор Один брак Один брак Одно повреждение 50 100 100 200 200 100 10 50 200 200 200 100 200 200 200 50 300 600 200
Примечание. 1. При повторении отклонения от нормативов в одном и том же месте количество баллов удваивается.
2 По п. 9 и 10 отклонения фиксируются работником вагона квнтактнои сети совместно в начальником участка энергоснабжения. По п. 11, 12 и 13 учет ведетая по отчетным данным за квартал» в котором произвв-дится проверка.
автодрезиной-лабораторией, которые могут следовать автономно со скоростью соответственно до 100 и 60 км/ч. Имеющиеся на них вышки позволяют визуально наблюдать за состоянием подвески и качеством токосъема.
Для контроля состояния контактной сети и определения балльной оценки исполь
276
зуют специальную записывающую аппаратуру. На ленту записываются значения зигзагов и выносов контактного провода, высоты подвески его, места отрыва, жесткие точки, регистрируется уменьшение расстояния от рабочего провода до находящихся над ним элементов. Имеется отметчик опор контактной сети,
I
§ 30.4. Организация контроля за износом контактных проводов
Интенсивность износа контактного провоз да. Эта величина зависит от многих факторов, основные из которых: материал и состояние трущихся поверхностей, смазка, снимаемый ток, нажатие на контактный провод, равномерность эластичности контактной сети, качество регулировки контактной сети и токоприемников. Износ провода разделяют на электрический и механический. Электрический износ вызывается испарением и выбросом меди из контактного провода под действием искровых и дуговых разрядов. Он зависит как от плотности снимаемого тока, так и от стабильности контакта полоз — провод. Сложность процессов цри износе, их зависимость от многих факторов, а также взаимозависимость механического и электрического износа обусловливают большую неравномерность продолжительности службы контактного провода по отдельным участкам.— от 4 до 30 лет.
Неправильиай регулировка цепной подвески и фиксаторных узлов, допущение изгибов контактного провода и жестких точек приводят к местным взносам его. Возникающая при этом неравномерность контактного нажатия приводит к увеличению механического (в местах повышенного нажатия) и электрического (где нажатие снижается и получаются отрывы и искрения) износа.
Понижение средних токосъемных пластин относительно уровня крайних приводит к образованию волнообразного износа. В этих случаях прн возвышении сухой графитовой смазки в средней части полоза между контактными проводами и крайними пластинами образуется электрическая дуга, которая вызывает электрический износ провода с шагом, равным ширине полоза токоприемника.
Для снижения износа контактного провода и медных пластин применяют сухую графитовую смазу СГС-О и для дополнительной подмазки полозов жидкую графитовую массу (СГС-Д).
При сухой графитовой смазке на поверхностях трения образуется тонкая пленка, прочно сцепленная с металлами провода и токосъемных пластин (графитацпя). Однако
Рис. 30.2. Схемы измерения износа контактного прохода:
В — по высоте; ВБ — по высоте от базовой линии; Ш — по ширине
при дождях и мокрых снегопадах происходит быстрое исчезновение графитации, так как в условиях трения смещающиеся частицы графита обволакиваются водяной пленкой и, потеряв сцепление, удаляются. Поэтому в качестве токосъемного материала на полозах токоприемников вместо медных пластин применяют самосмазывающпеся металлокерамические пластины и угольные
вставки.
Технология определения износа контактного провода. Систематическое измерение площадей сечений проводов позволяет выявлять причины отдельных явлений, влияющих иа износ провода и разрабатывать мероприятия по продлению срока службы. Приборы для измерения износа провода можно выполнять по трем схемам (рис. 30.2). По схеме В износ измеряют микрометром, комплектом скоб и индикаторными приборами. Схема ВБ применена в некоторых приборах для дискретного измерения и непрерывной регистрации износа, которые могут быть установлены на вагоне-лаборатории контактной сети. По схеме Ш в датчике износа используют как контактные, так и бесконтактные (оптико-телевизионные)
методы.
По данным измерений определяют возможность дальнейшей эксплуатации провода, а по интенсивности износа — предполагаемый срок его службы. Для контактных проводов установлены следующие нормы износа:
Номинальное сечение провода, мм
Износ, при котором делается вставка или устанавливается шунт, мм2, не более
Средний износ провода на анкерном участке, при котором провод заменяют, мм2, более
150 100 85
50 35 25
45 30 22
Натяжение контактных пров’одов определяется наибольшим местным износом и установлено иа 1 мм2 площади сечения не более 120 Н для медных проводов, 130 Н — для низколегированных и 140 Н — для бронзовых.
Номинальные натяжения контактных проводов и ступени регулирования при износе приведены на рис. 30.3.
Методика анализа износа. Результаты измерений износа заносят в книгу состояния контактного провода. При обработке дан
ных измерений каждого анкерного участка рассматривают изменение износа,и подсчитывают число точек с местным повышенным износом, устанавливают места, где они возникли и причины увеличения износа. Подсчитывают среднее арифметическое значение высоты контактного провода для каждого анкерного участка и определяют среднюю площадь изношенной части провода в пределах анкерного участка.
Рассматривают характер износа проводов в пролете, для чего подсчитывают коэф-
277
n 5 10 15 20 25 Ж 35 JfO W 50 55 60 Высота сечения рровооа h, ,мн_ ,, g .
14,5 11,6 10,Ч WS,O'
118 Ep ф’1CD
7Й5 дг й'7 2? ishMAsEp ‘PD'WD
tg- 0 WyM'P-WO, HM>-100 «д- 'у 8:^7:8~т3^-т 10,6 8,8 8,0 Tjs ’V M<P~SS
Рис. 30.3. Номинальные натяжения контактных проводов у компенсаторов и ступени регулирования натяжения проводов в зависимости от их износа
фицнент неравномерности износа, характеризующий уровень эксплуатации,
йн = Л5ср_прол/Д5фИКС>
где ДЗср.прол, Д5фикс — соответственно средний износ провода в серединах пролетов и у фиксаторов анкерного участка, мм2.
‘Подсчитывают удельный износ проводов для каждого анкерного участка:
i=AS/(10~4- Р),
где AS — износ контактного провода анкерного участка за время между замерами, мм2; Р — число проходов электропод-внжного состава по участку за время между измерениями:
Р = эла + -N эпЬ.
Здесь Nalf — число прошедших поездов с электрической тягой н резервных электровозов; а — чясло электровозов в поезде (кратность тяги); Nэп — то же прошедших электропоездов; b — число секций в электропоезде.
Далее подсчитывают средний удельный износ провода по перегонам и станциям каждого главного пути раздельно, удельный износ провода по каждому пути участка и по участку в целом. Потеря медн контактного провода при одной тысяче проходов э. п. с., кг/км,
тк — 0,89 /,
где I — средний удельный износ провода.
смотрено периодическое высоковольтное испытание вышек и ограждение места проведения работ сигналистами. При работах с вышек под напряжением запрещается приближение к заземленным конструкциям на расстояние менее 0,8 м прн постоянном токе и 1 м при переменном. Электробезопасность работающих надежно гарантируют шунтирующие штанги, устанавливаемые между элементами контактной сети, на которых выполняется ремонт, и изолированной площадкой вышки, на которой находятся электромонтеры.
Этот основной метод работы на контактной сети применим прн интервале движения между поездами не менее 10 мнн.
2. Работы на ряде элементов контактной сети (секционных разъединителях, роговых разрядниках, гибких поперечинах, отсасывающих трансформаторах и фиксаторах) с применением дополнительных изоляторов или специальных методов осуществляются без снятия напряжения с цепной подвески. Этн работы называют комбинированными. На первом этапе работы под напряжением изолируют ремонтируемые устройства от цепной подвески, на втором этапе заземляют эти устройства н проводят на ннх работы, на третьем этапе под напряжением подключают устройства к цепной подвеске.
3. Теле- и дистанционное управление секционными разъединителями позволяет быстро осуществлять переключение, дает возможность работать в межпоездные интервалы, если их продолжительность на перегоне илн станции 10 мин и более. Для этого заблаговременно разрабатывают поминутный график выполнения работ в период снятия напряжения с контактной сети, предусматривая максимально возможное выполнение работ под напряжением.
4. Работы на обесточенном и заземленном участке контактной сети с пропуском э. п. с. с опущенными токоприемниками. Этот метод требует предварительной подготовки, при которой определяют, на каком протяжении э. п. с. может пройти по инерции, снизив скорость до 40 км/ч и поддерживая давление в тормозной магистрали не менее 0,55 МПа.
При подготовке участков для работы по этому методу руководствуются данными, приведенными в табл. 30.7.
Т абл и ц а 30.7
Длины участков, проходимых э.п.с. с опущенными токоприемниками, км
Уклон, °/00
Начальная скорость, км/ч
§ 30.5. Методы обслуживания и ремонта контактной сети
Применяют следующие методы:
1. Работы на цепной подвеске под напряжением со съемной изолирующей вышки без прекращения движения поездов. Для обеспечения безопасности работающих преду-
50
60
70
80
2,5
3,3
4,1
4,6
Примечание, подъем.
1,2
1,7
2,2
2,7
0,8
1,2
1,6
1,9
0,6
0,9
1,2
1,5
0,5
0,7
1,0
1,2
0,4 0,6 0,8
1,0
Знак «—» — спуск, знак «+» —
278
Этими же данными руководствуются при временном восстановлении контактной сети в случае открытия движения временно, пропуская поезда с опущенными токоприемниками.
5. Сгущение графика грузовых поездов до начала н после окончания работ, а в рабочее время разряжение для обеспечения работ со снятием напряжения с наименьшим ограничением в движении поездов.
6. Предусмотрение в графике движения скользящих технологических «окон» продолжительностью около 1 ч, а для крупных работ — «окон» большей продолжительности, специально разрабатываемых с максимальным совмещением с работами на других участках магистрали и с ремонтом других устройств транспорта: пути, искусственных сооружений, устройств СЦБ и т. п.
7. Разработка тщательно продуманного комплексного графика проведения работ (месячного и годового), включающего в себя все виды работ, в том числе по модернизации и усилению отдельных узлов, и выполнение по заказам других служб. Улучшению организации работ способствует метод сетевого планирования и управления (СПУ). Объединяя в комплексы различные виды ра бот, добиваются наиболее эффективного использования рабочей силы и предоставляемых «окон» в графике движения поездов.
§ 30.6. Организация восстановления контактной сети
Работы по ликвидации повреждений контактной сети организуют так, чтобы в кратчайший срок восстановить нормальное движение поездов.
Основные требования к восстановительным средствам, обучению персонала методам восстановления, обеспечению сбора бригад, выезду на восстановление и организации восстановительных работ изложены в Инструкции о порядке восстановления поврежденной контактной сети электрифицированных железных дорог.
На электрифицированных участках железных дорог предусмотрены следующие восстановительные средства:
Место расположения Наименование транспортных средств
Отделение дороги Автомотриса с краном, котлованокопатель или бурильная установка, платформы (2 шт.)
Восстановитель- Четырехосная платформа
ный поезд
Дистанция кон- Автомотриса (автодрези,-
тактной сети на) с изолированной выш-
кой, платформа, автомобиль-летучка
В пределах элек- Изолирующая съемная трифицированного вышка участка на каж-
дом раздельном пункте и на 4—5 км эксплуатационной длины
Обучение работников знанию устройств контактной сети и методам восстановления ее проводят начальники дистанций контактной сети, которые создают вблизи дежурного пункта дистанции учебный полигон контактной сети.
Для обучения используют также малодеятельные пути станций в период отсутствия на них подвижного состава.
Для обеспечения сбора бригад и выезда на восстановление на каждой дистанции контактной сети организуют сменное дежурство машинистов (водителей) автомотрис (автодрезин), обеспечивающих готовность немедленного выезда восстановительных средств.
На каждой дистанции контактной сети и у энергодиспетчера имеется утвержденный начальником участка энергоснабжения поименной список работников контактной сети и порядок быстрейшего вызова их. Энергодиспетчер, принимая дежурство, должен быть уведомлен о местонахождении, состоянии и годности к работе монтажновосстановительных средств и съемных изолирующих вышек.
Отправление восстановительной автомотрисы (автодрезины) к месту повреждения производится не позже 10 мин с момента получения заявки о готовности к отправлению, при этом должно быть обеспечено без-
Вариант I Вариант Е Вид едоку
Рис. 30.4. Комплект опор временного восстановления (жесткая поперечина на шесть путей):
1 — опорные или подвесные изоляторы для крепления несущего троса; 2 — балки для поперечины;
3 — разборная стойка; 4 — лебедка; 5 — подкос; 6 — салазки, закрепляемые кольями
279
Таблица 30.8
Запас конструкций, материалов, оборудования и монтажных приспособлений для восстановительных работ
Наименование Неснижаемый запас
всего на дистанции в том числе на на участ- ке энергоснабжения на восстановительном поезде
автомотрисе (автодрезине) автоле-тучке
1 2 3 4 5
Опорные и поддерживающие конструкции
Опоры временного восстановления, шт. 6 — — 6 2
Железобетонные или металлические промежуточные опоры мощностью 60—80 кН-м, шт. Металлические опоры гибких поперечин 6 < — — 12 2
— — — 5 —
различных типов, наиболее распростра-
ненных на участках, шт. Ригели для жестких поперечин, шт. — • — — 6* —
Опоры для линий автоблокировки, шт. 6 — —. — —
Фундаменты ДС (при наличии на участке раздельных опор), шт. — — — 4 —
Фундаменты для временного восстановления, шт. — — — 4 2
Анкеры и оттяжки с креплениями, компл. 2 — — 2 4
Консоли разные в сборе с деталями креп- 6 — — 12 4
ления, компл.
Фиксаторные и консольные стойки или кронштейны с фиксаторами в сборе. 10 4 2 12 6
компл.
Кронштейны ВЛ или ДПР, компл. 6 2 — 12 —
Траверсы со штырями в сборе, шт. 4 — — 8 —
Провода и оборудование
Провод М-120 для участков постоянного тока, т Провод ПБСМ-95 (70) для участков пе- 0,5 0,2 0,05 3,0 1,2
0,5 0,2 0,05 2,5 1,2
ременного тока, т То же для участков постоянного тока, т 0,5 —- — 0,8 —
Трос стальной оцинкованный С-70, т 0,1 0,1 — 0,5 0,5
Провод МГ-95 (70), т 0,1 0,02 0,01 0,5 —
Провод А-185, т 0,2 — — 0,6 —
Провод АС-35 (АС-50), т 0,1 0,1 — 0,5 —
Провод ПСО-5 или БМ-4, т 0,1 » 0,1 — 0,2 —
Контактный провод для участков пере- 0,5 0,2 0,05 3,0 1,0
менного тока, т
То же для участков постоянного тока, т 0,5 0,2 0,05 6,0 1,0
Проволока биметаллическая (струны), т 0,07 0,04 0,005 0,1 0,05
Кабель силовой бронированный, м — — — 200 —
Кабель шланговый, м — — — 50 —
Изоляторы различных типов для анкер- 1 0,1 0,1 2 0,5
ного участка контактной сети, компл. Секционные изоляторы, шт. 1 — — 3 -—
Изоляторы для линий автоблокировки, 25 10 5 100 —
шт.
Секционные разъединители контактной 1 — — 2 —
сети, шт.
Разрядники контактной сети, шт. 1 — •— 2 —
Разъединители линий автоблокировки, шт. 2 — — 2 —.
Трансформаторы ОМ, шт. 5 2 —- 5 —
Арматура контактной сети для анкерного участка, компл. 1 0,1 0,05 2 1
Монтажные приспособления и инвентарь для восстановительных работ
Дестницы 7—9 м, шт. I 1 1 1 I - I ~
Полиспасты разные с веревками, шт. 1 7 1 5 1 2 1 - 1 5
* По дв& каждого типа.
280
Продолжение
Наименование Неснижаемый запас
всего иа дистанции в том числе иа на участке энергоснабжения на восстановительном поезде
автомотрисе (автодрезине) автолетучке
Г 2 3 4 5 6
Муфты стяжные, шт. 6 4 2 4
Зажимы натяжные, шт. 16 4 2 — 4
Струбцины, шт. 10 8 2 — 4
Ножницы для резки проводов, шт. Приспособления для изгибания прово- 3 2 1 — . 1
дов, шт. 3 2 1 — 1
Пояса предохранительные, шт. 6 4 2 — • 4
Перчатки диэлектрические, пары 3 2 1 — 2
Когти телеграфные, пары 3 2 1 — 2
Штанги заземляющие, шт. 6 4 2 — 4
Телефон переносный, шт. 3 2 1 — 1
Радиостанция, щ^г. 3 3 — — —
Фонарь электрический ручной, шт. 4 3 1 — 2
Аптечка, 'компл. Инструмент (в соответствии с типовым перечнем), компл. 3 2 1 — 1
2 1 1 — 1
Сигнальные принадлежности (в соответствии с нормами, установленными МПС), 3 2 1 — 2
Временные сигнальные знаки об опускании токоприемников, компл. 3 2 1 — 2
остановочное продвижение восстановительных средств с максимальной скоростью.
По прибытии на место повреждения руководитель восстановительных работ принимает все меры к ликвидации повреждения и скорейшему открытию движения поездов, для чего допускаются изменения и упрощения в схемах, узлах контактной сети с последующим приведением ее в нормальное состояние. Эти упрощения приведены в Указаниях по ускоренному восстановлению контактной сети.
При крупных разрушениях не только устройств контактной сети, но и других устройств транспорта руководитель работ на контактной сети подчиняется на месте проведения работ начальнику восстановитель-аого поезда в вопросах очередности и порядка выполнения восстановительных работ. Для работ по восстановлению контактной сети в случаях повреждения опорных устройств в целях ускорения работ предусмотрены временные опорные конструкции, изготавливаемые по чертежам ПКБ ЦЭ (рис. 30.4). Применяют также временные
опоры с креплением за рельсы или установкой в оставшиеся стаканы поврежденных опор. При повреждениях опор гибких и жестких поперечин могут быть временно использованы краны на железнодорожном ходу для крепления поперечных тросов контактной сети. Для ускорения восстановительных работ применяют блочные фундаменты, устанавливаемые непосредственно на грунт без рытья котлованов.
На каждой дороге с учетом местных условий разрабатывают дополнительные мероприятия по обеспечению устойчивой работы устройств контактной сети и электроподвнж-ного состава в сложных метеорологических условиях. t
Учитывая, что наиболее сложные условия работы создаются в зимнее время, предусмотрен ряд мероприятий по подготовке хозяйства электрификации к работе в зимнее время, которые выполняются в период с августа по октябрь.
Для ускоренного восстановления установлен нееннжаемый запас материалов, кон- струкций и оборудования (табл. 30.8).
Глава 31
ЭКСПЛУАТАЦИЯ тяговых ПОДСТАНЦИЙ, постов СЕКЦИОНИРОВАНИЯ И ПУНКТОВ ПАРАЛЛЕЛЬНОГО СОЕДИНЕНИЯ
§ 31.1. Характеристика планово-предупредительных ремонтов
На участках энергоснабжения принята следующая система обслуживания тяговых подстанпий, постов секционирования (ПС) и пунктов параллельного соединения (ППС):
планово-предупредительные ремонты, состоящие из осмотров (текущего содержания), текущих ремонтов, капитальных ремонтов и профилактических испытаний, сроки и объем которых регламентированы Правилами технической эксплуатации электроустановок;
внеочередные ремонты, при которых неисправные элементы ремонтируют или заменяют исправными.
Периодические осмотры (табл. 31.1) оборудования и других устройств тяговых подстанций, ПС и ППС производят начальники и электромеханики подстанций и ремонтноревизионного цеха; необходимость Bt дополнительных осмотрах и проверках по каждому виду оборудования и каждому объекту устанавливает начальник участка энергоснабжения в зависимости от местных условий.
Выявленные при осмотрах неисправности, которые могут привести к нарушению нормальной работы оборудования тяговой подстанции, ПС и ППС, устраняют немедленно. Устранение остальных неисправностей включают в объем работ предстоящего текущего или капитального ремонта оборудования. Записи о всех замеченных недостатках делают в Книге неисправностей оборудования. На каждой тяговой подстанции с учетом специфических особенностей оборудования, здания и условий работы принимается технология осмотров, обеспечивающая их высокое качество при минимальной затрате времени.
В объем текущего ремонта (табл. 31.2) входят ревизия оборудования и его отдельных частей, устранение несоответствий требованиям действующих правил и инструкций и отклонений от нормального состояния. При этом выполняют внутренний и наружный осмотр, проверку креплений, зачистку и проверку контактов, очистку н смазку трущихся частей, проверку изоляции и т. д., устраняют обнаруженные при осмотрах, а также ранее записанные дефекты, заменяют изношенные детали. Для проведения текущего ремонта оборудование отключают и выводят из работы.
282
Профилактические испытания (табл. 31.3) выполняют для оценки состояния оборудования, производя комплекс измерений. На основании анализа полученных данных и сравнения их с результатами предыдущих испытаний и техническими нормами убеждаются в отсутствии недопустимых отклонений отдельных параметров и определяют необходимость проведения очередного (например, для трансформаторов) или внеочередного капитального ремонта.
Капитальный ремонт устройств тяговых подстанций (табл. 31.4) предусматривает полное восстановление их первоначальной технической характеристики, а также выполнение мероприятий, направленных на увеличение длительности непрерывной работы оборудования, повышение его мощности и других технико-экономических показателей, усовершенствование оборудования путем модернизации его отдельных элементов и узлов. При капитальном ремонте оборудование разбирают (вскрывают) полностью или частично, проводят установленные испытания и проверки, заменяют или ремонтируют изношенные и поврежденные детали и конструкции. Одновременно выполняют все работы, входящие в объем текущих ремонтов и профилактических испытаний.
Главным управлением электрификации и энергетического хозяйства МПС разработаны карты технологических процессов капитального, текущего ремонтов и профилактических испытаний специфического оборудования тяговых подстанций электрифицированных дорог и типовые нормы времени.
В соответствии с требованиями ГОСТ 3.115—79 все работы, выполненные при капитальном ремонте основного электрооборудования, принимают по акту, к которому должна быть приложена установленная техническая документация. Приемку основного оборудования из капитального ремонта осуществляет начальник тяговой подстанции или специальная комиссия участка энергоснабжения. При приемке проверяют выполнение всех работ, перечисленных в ведомости ремонта и смете, оценивают качество ремонта и внешнее состояние оборудования. Отремонтированное оборудование проверяют в работе под нагрузкой согласно заводской йнструкции в течение не менее 24 ч. Если оборудование выдержало все испытания и проверки, то его принимают в эксплуатацию. Если обнаружены какие-либо дефекты, их устраняют, а затем опять проводят все испытания и проверки.
Таблица 31.
Сроки проведения и объем периодических осмотров
Оборудование и устройства
Исполнители и сроки осмотров
Основные виды работ
Распределительные устройства (открытые, закрытые, комплектные), сглаживающие устройства, компенсирующие устройства
Начальник или старший электромеханик — ежедневно;
они же — один раз в месяц в темное время суток; они же (или оперативный персонал) — после аварийного срабатывания защит и короткоза-мыкателей
Масляные выключатели То же
Силовые и тяговые трансформаторы »
Преобразовательные агрегаты
»
Быстродействующие выключатели
»
Щит управления
Аккумуляторная батарея
Здание и территория подстанции
Резервный дизель-генератор
Начальник или старший электромеханик — один раз в неделю
То же
Специально обученное лицо — 1 раз в неделю
Осмотр коммутационной аппаратуры, приводов, шин, кабельных муфт и воронок, контактных соединений, изоляторов, проверка исправности цепей сигнализации и блокировки. Проверка наличия и состояния защитных средств. Осмотр опор, поддерживающих конструкций, заземлений, грозозащиты. При неблагоприятных климатических условиях определяют место возможного схлестывания проводов, сильпозаносимые снегом участки территории, места скопления грунтовых и ливневых вод, просадки грунта и фундаментов и т. д. .
Проверка на отсутствие течи масла, уровня масла в баках и маслонаполненных вводах, исправности устройств подогрева баков и приводов, состояния привода, исправности тяг и т. д. Проверка уровня масла в расширителе, маслонаполненных вводах, баке контакторов, состояния селикагеля в термосифонном и воздухоосушительном фильтрах, температуры масла, убедиться в отсутствии течи масла, исправности охлаждающих устройств, отсутствии ненормального гудения и посторонних звуков в кожухе и т. д. Проверка сигнализации о пробое вентилей, исправности вентиляции, нагрева электродвигателей вентиляторов (убедиться в отсутствии чрезмерного нагрева), состояния контактов Проверка распределения нагрузки по фидерам, осмотр изоляторов, дугогасительной камеры (убедиться в отсутствии следов перекрытия), проверка исправности заземления, цепей сигнализации и блокировки
Проверка соответствия показаний измерительных приборов и сигнализации фактическим режимам работы оборудования, исправности цепей ТУ и ТС, действия средств связи, наличия оперативной документации
Проверка целости сосудов, уровня электролита, наличия дистиллированной воды (в воронках), состояния стеллажей и пола, исправности вентиляции, состояния пластин
Проверка ограждений, состояния отмостки, кабельных каналов, исправности кровли, дверей и окон, освещения, наличия-плакатов
Проверка топливной системы и запаса топлива, опробование дизель-генера-тора и запуск его в работу на 30 мин, проверка показаний приборов и схемы подключения дизель-генератора
Продолжение
Оборудование и устройства Исполнители и сроки осмотров Основные виды работ
Отсасывающий фидер и место подсоединения его к рельсам Щиты и сборки до 1000 В Осветительная аппаратура и лампы всех видов Двигательные приводы и устройства дистанционного управления Посты секционирования, пункты параллельного соединения, сигнальные указатели «Опустить токоприемник» Передвижные установки Устройства автоматики и телемеханики Электронная защита: аппаратура телеблокировки дифференциальная защита трансформаторов в комплектах «Сейма» и «Миасс» Начальник или старший электромеханик — 1 раз в месяц Старший электромеханик, электромеханик — один раз в 3 месяца Электрбмеханики 1 раз в 8 месяцев при большом содержаний пыли (котельная и др-); 1 раз в 4 месяца при среднем (машинный зал, масляное хозяйство); 1 раз в 6 месяцев при малом (щит управления, служебные помещения) Электромеханик — 1 раз в месяц Начальник или старший электромеханик — 1 раз в месяц Начальник или старший электромеханик — 1 раз в 3 месяца Старший электромеханик или электромеханик — 1 раз в 3 месяца Старший электромеханик или электромеханик — 1 раз в месяц 1 раз в 6 месяцев Проверка всех контактных соединений, йзоляцпи элементов и состояния дроссель-трансформаторов, крепления отсасывающих проводов Проверка состояния контактных соединений, исправности предохранителей и рубильников, очистка от пыли и загрязнения Проверка исправности ламп, очистка лампы и аппаратуры от пыли и загрязнения » Проверка состояния привода, исправности тяг, наличия подогрева, заземлений Проверка общего состояния, исправности заземлений, приборов, подогрева, наличия защитных средств, плакатов и т. д. Для резервного оборудования производят пробное включение Проверка общего состояния, наличия защитных средств, плакатов, технической и оперативной документации; пробное включение на рабочее напряжение Проверка общего состояния, исправности блоков и приборов, опробование действия устройств Проверка общего состояния, опробование действия защит до отключения соответствующего высоковольтного апппарата
Таблица 31.2
Сроки проведения, объем и характеристики текущих ремонтов
Оборудование и устройства Периодичность -ремонтов Характеристика ремонтов
Распределительные устройства напряжением выше 1000 В: сборные шины РУ разъединители наружной установки и их приводы разъединители внутренней установки по мере необходимости 1 раз в год по мере необходимости Очистка оборудования от пыли; проверка креплений и подтяжка контактов ошиновки; смена поврежденных изоляторов; зачистка и шлифовка подгоревших мест контактов разъединителей, отделителей и короткозамыка-телей, смазка контактов вазелином» опробование механизмов включения, и отключения, проверка одновременности включения ножей, проверка работы приводов» регулировка и смазы
Продолжение
Оборудование и устройства Периодичность ремонтов Характеристика ремонтов
отделители, короткоза- мыкатели и их приводы Масляные выключатели и их приводы: 1 раз в год (эксплуатационное опробование 1 раз в 3 месяца) шарниров; проверка подогрева механизма приводов Протирка изоляторов и частей выключателей; наружная проверка кон-
трехфазные 1 раз в год тактных соединений; проверка масло-
однофазные 1 раз в год, ремонт привода 2 раза в год указательных устройств; осмотры и опробование привода; проверка подогрева; доливка масла; опробование работы выключателей от защиты и проверка блокировочных устройств
Трансформаторы силовые и тяговые 1 раз в год Наружный осмотр трансформатора и всей арматуры с устранением обнару-
Измерительные трансформаторы • 1 раз в 3 года жённых дефектов; удаление грязи из расширителя; доливка масла; проверка маслоуказательных устройств; замена масла в гидравлических затворах высоковольтных вводов; проверка спускного крана и уплотнений, подтяжка болтов; проверка пробивных предохранителей низкой стороны трансформаторов; проверка состояния рабочего и защитного заземлений; измерение сопротивления изоляции обмоток; осмотр и чистка охлаждающих устройств; проверка газовой защиты; чистка поверхности кожухов и изоляторов; проверка контактных соединений; определение отношения сопротивлений изоляции 7?6о/7?15; измеренных соответственно через 60 и 15 с; проверка приводного механизма регулирования напряжения (РПН), состояния системы обдува и его автоматики, работы циркуляционной системы охлаждения (насосов и их электродвигателей); осмотр и чистка охлаждающих устройств
Быстродействующие вы- 1 раз в 3 месяца, а так- Протирка изоляторов и частей вык-
ключатели постоянного же после 20 автоматиче- лк^чателя; осмотр заземления конст-
тока ских отключений для вы- рукции и изоляторов; осмотр реле и
ключателей с одним разрывом и после 40 отключений с двумя разрывами (сдвоенные или ВАБ-28) вторичных цепей; проверка крепления ошиновки; измерение зазора, обеспечивающего нажатие главных контактов; проверка включающего механизма; осмотр дугогасительной камеры Очистка вентильных блоков и всей
Полупроводниковые пре- 1 раз в 6 месяцев; прн
образователи отсутствии сигнализации пробоя вентилей 1 раз в 3 месяца аппаратуры от пыли; замена пробитых вентилей, поврежденных резисторов и конденсаторов; проверка маслоуказательного устройства; проверка надежности контактов в силовых цепях, в цепях защиты и автоматики; опробование действия дверных блокировок путем замыкания их от руки; осмотр магнитных пускателей и автоматических выключателей максимального тока с проверкой плотности прилега-
• » ния главцых контактов; осмотр и проверка надежности заземлений всех конструкций и аппаратов; опробование работы вентиляции выпрямителя, а у выпрямителей с масляным охлаждением — также насосов системы мае-
«•
285
Продолжение
Оборудование и устройства Периодичность ремонтов Характеристика ремонтов
ч Разрядники вентильные переменного и постоянного тока Релейная и электронная защита Защита от замыканий на землю в РУ постоянного тока Устройства автоматики и телемеханики Устройства собственных нужд: освещение электрическое отопление щиты, шкафы и сборки до 1000 В, электродвигатели и генераторы, мотор-генераторы для питания СЦБ аккумуляторные батареи 1 раз в год 1. Частичная проверка — ежегодно 2. Полная проверка 1 раз в 3 года Ежегодно Частичная проверка — ежегодно Полная проверка — 1 раз в 3 года 1 раз в год; аварийное — 1 раз в 3 месяца 1 раз в год перед началом отопительного сезона 1 раз в год 1 раз ,в 6 месяцев 1 раз в год ляного охлаждения; проверка ветрового реле и измерение скорости воздуха на входе фаз (полуфаз); проверка выходных цепей включения резервных преобразователей; проверка защиты от пробоя вентилей Очистка разрядников от пыли и загрязнений, для разрядников ОРУ-27,5 кВ — замер сопротивления мегомметром 1. Наружный осмотр реле и проверка цепей защиты; проверка срабатывания защиты при заданных уставках (первичным током от нагрузочных приспособлений) 2. Испытание трансформаторов тока и напряжения, а также их цепей; отключающих и включающих катушек и их цепей; снятие электрических характеристик отдельных реле; проверка работы всех цепей защиты при заданных уставках (проверка первичным током от нагрузочных трансформаторов и приспособлений) При настройке земляной защиты проверяют электрические характеристики реле и работу всех цепей; уставка тока равна 100—150 А Проверка состояния контактов всех реле и приборов автоматики с одновременной очисткой их от пыли; проверка действия приборов автоматического контроля и регулирования; проверка работы программной автоматики, кратности повторных включениж АПВ и действия блокировок Выполнение всех перечисленных р> бот; проверка механического состояние аппаратуры, контактов всех электрических соединений; замер нажатия регулировка контактов реле; регул*-: ровка шаговых искателей и проверь* интервалов времени между повтор ними включениями фидеров; испытан^ изоляции релейной аппаратуры и соединительных проводов Очистка оборудования от пыли, гм верка креплений и подтяжка. контг--1 тных соединений, проверка изоляцмм правильности показаний приборе исправности предохранителен, заз ления Очистка батареи, удаление оса (шлама), проверка на отсутствие ая ротких замыканий между пластин местных нагревов, сульфатации, робления пластин; проверка изме» тельных приборов, изоляции батарсЯ кабелей; очистка окислившихся верхностей и смазка вазелином новки и контактов
286
Таблица 31.3
Сроки проведения, объем и характеристики профилактических испытаний
Оборудование и устройства Периодичность Характеристика работ
Распределительные устройства выше 1000 В: Испытание повышенным напряжением промышленной частоты; измерение распределения напряжения по элементам измерительной штангой; измерение сопротивления изоляции мнороэлемент-ных изоляторов мегомметром на 2500 В (сопротивление должно быть не менее 300 МОм на каждый элемент)
подвесные и опорные изоляторы ♦ штыревые 6—10 кВ и ШТ-30 изоляторы штыревые других типов и проходные изоляторы разъединители и их приводы 1 раз в 6 лет • Ежегодно 1 раз в 3 года 1 раз в 3 года
отделители, короткоза- 1 раз в 3 года (при ка-
мыкатели и их приво- питальном ремонте)
ды контактные соединения 1 раз в 3 года (при от- Переходное сопротивление не должно
сутствии термоиндикаторов) быть выше 150% по отношению к первоначально измеренному
Масляные выключатели и их приводы -• I • 1 раз в 3 года Замер сопротивления изоляции мегомметром на 2500 В, при котором изоляция подвижных частей, выполненных из органического материала, должна быть в эксплуатации: 300 МОм при напряжении до 10 кВ, 1000 МОм до 150 кВ и 3000 МОм — более 220 кВ; изоляция цепей вторичной коммутации катушек должна быть не ниже 1 МОм. Замер тангенса угла диэлектрических потерь (tg 8) вводов всех типов, кроме сплошных фарфоровых; оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств в случаях, когда tg В вводов завышен; испытание высоковольтной изоляции выключателя повышенным напряжением промышленной частоты; замер переходного сопротивления контактов; проверка времени включения и отключения выключателя (полученные значения не должны отличаться от соответствующих номинальных значений напряжения и давления более чем на 15—20%); измерение скоро’сти включения и отключения, которая не должна отличаться от значений, установленных заводом, более чем на ±10% (для потребителей 2-й и 3-й категорий, а также для выключателей напряжением ниже 35 кВ эти измерения необязательны); контроль хода подвижной части выключателя, вжима контактов, разновременности замыкания и размыкания контактов; измерение зазора между бойком и рычагом отключающей системы; проверка механизма свободного расцепления; проверка срабатывания привода при пониженном напряжении; сокращенный анализ трансформаторного масла
287
Продолж<
t |
Оборудование и устройствд Периодичность Характеристика работ
Трансформаторы силовые и тяговые 1 раз в год Измерение сопротивления изоляция; определение отношения (Rgo/Rje); It> пытания трансформаторного масла
1 раз в 3 года Измерение сопротивления изоляцш обмоток с определением отношения Rev/Ris, измерение тангенса угла электрических потерь изоляции моток; испытание трансформаторного масла; испытание вводов; определение отношения С2/С50; измерение сопротивления обмоток постоянному току; проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы; осмотр и проверка устройства охлаждения
Быстродействующие выключатели постоянного тока 1 раз в год Проверка тока уставки; испытание повышенным напряжением; испытание на ток отключения: проверяют соответствие нормам, установленным заводом-изготовителем, зазора между главными контактами, свободного хода контактного рычага, нажатия главных контактов, ток держащей катушки. Внеочередная проверка тока уставки производится после 100 автоматических отключений или при уменьшении зазора 6 на 0,5 мм у выключателей АБ-2/4, АБ-2/3 и ВАБ-2
Полупроводниковый пре образователь 1 4 1 раз в год Проверка охлаждения, испытания устройств автоматики при соответствующих уставках по температуре; замер сопротивления изоляции цепей мегомметром на 2500 В (в соответствии с заводской инструкцией); проверка распределения тока между параллельными ветвями, обратного напряжения между последовательно соединенными вентилями; проверка защиты от пробоя путем шунтирования вентилей; испытание по нормам завода-изготовителя
Реледшая и электронная 1 раз в 3 года Проверка сопротивления изоляции
защита
Устройства автоматики и телемеханики 1 раз в 3 года То же
Компенсирующие устройства 1 раз в 2 месяца Проверка распределения напряжения по рядам батарей, измерение сопротивления изоляции стоек реактора
1 раз в 3 года Испытания мегомметром, проверка емкости конденсаторов
Электроизмерительные Ведомственная проверка
приборы: 1 раз в 3 года
щитовые для основного
оборудования 1 раз в 5 лет
щитовые остальные
переносные эталонные 1 раз в 2 года
трехфазные счетчики Первый раз через 2 года, Государственная поверка
однофазные бытовые затем — через 4 года
Устройства собственных нужд: 1 раз в 8 лет Измерение сопротивления изоляции
освещение 1 .раз в 3 года проводов (в сырых помещениях и аккумуляторных — 1 раз в год) Измерение сопротивления изоляции
щиты, шкафы и сборки до 1000 В 1 раз в 3 года -
288
Продолжение
Оборудование и устройства А Периодичность Характеристика работ
аккумуляторные батареи Разрядники вентильные: 1 раз в месяц 1 раз в 3 месяца 1 раз в год 1 раз в 3 года Замер плотности и температуры электролита, напряжения на элементах Уравнительный подзаряд Контрольный разряд, анализ электролита Измерение сопротивления изоляции Измерение сопротивления элемента
переменного тока 1 раз в 3 года разрядника мегомметром на 2500 В,
постоянного тока 1 раз в год перед грозовым сезоном измерение тока проводимости (тока утечки). Измерение пробивных напряжений при промышленной частоте (для разрядников, не имеющих шунтирующих резисторов)
Заземляющие устройства 1 раз в год 1 раз в 3 года Измерение сопротивления растеканию, замер переходных сопротивлений Выборочная проверка состояния заземления
Короткозамыкатель 1 раз в 3 месяца Измерение сопротивления изоляции мегомметром
РУ 3,3 кВ 1 раз в год Испытание изоляции (первый раз перед включением в работу)
Силовые кабельные и воздушные линии 1 раз в год в течение первых пяти лет; затем 1 раз в 3 года Высоковольтные испытания
Отсасывающие линии 1 раз в 6 месяцев Измерение сопротивления изоляции мегомметром
Таблица 31.4
Сроки проведения, объем и характеристики капитальных ремонтов
Оборудование и устройства Периодичность ремонтов Характеристика ремонтов
Распределительные устройства напряжением выше 1000 В: Проверка креплений ошиновки, состояния металлоконструкций, контактных соединений. Замена повреж-
сборные шины РУ 1 раз в 6 лет денных изоляторов. Покраска обору-
разъединители и их приводы отделители, коротко-замыкатели и их приводы 1 раз в 6 лет 1 раз в 3 года дования и конструкций
Трансформаторы сило- Первое вскрытие через Вскрытие трансформатора, осмотр сер-
вне 6 лет, далее по резуль- дечника, ремонт выемной части (ста-
татам испытаний ли, обмоток, переключателей и отво-
Измерительные трансформаторы и тяговые Масляные выключатели: По мере необходимости дов), расширителя, выхлопной трубы, радиаторов; кранов, изоляторов, охлаждающих и маслоочистительных устройств; чистка и, в случае необходимости, окраска кожуха; проверка контрольно-измерительных приборов, сигнальных и защитных устройств; очистка или замена масла; сушка изоляции, ремонт и испытание повышенным напряжением оборудования первичной коммутации (кабелей, изоляторов, выключателей и пр.) Проверка вводов и внутренней изоля-
трехфазные 1 раз в 6 лет для всех выключателей, кроме МГ-110, для него 1 раз в 3 года ции выключателей состояния подвижных и неподвижных контактов и смена их в случае необходимости; надежности крепления контактов, ка-
однофазные 10 Зак. 1611 1 раз в 3 года мер, решеток; состояния частей при- 289
Продолжение
Оборудование и устройства Периодичность ремонтов Характеристика ремонтов
Быстродействующие выключатели постоянно го тока Преобразовательные полупроводниковые выпрямители Аккумуляторные батареи Щиты, шкафы и сборки до 1000 В 1 раз в 6 лет По результатам профилактических испытаний По мере необходимости 1 раз в 6 лет вода; пружин, болтов, гаек, шплинтов, крышек, баков, подъемных устройств, выхлопных устройств и предохранительных клапанов; сигнальных и блокировочных контактов и шайб. Сроки внеочередных ремонтов масляных выключателей приведены в табл. 31.5 Ремонт или замена дугогасительных камер, катушек, главных контактов и других изношенных частей Замена вентилей и других элементов Полная или частичная замена основных деталей Замена поврежденных элементов
Сметно-техническую документацию на ремонт составляют исходя из действующих цен, а также норм, тарифов и расценок, прейскурантов и калькуляций, установленных для работ по капитальному ремонту. На небольшие объемы работ необходимую проектно-сметную документацию составляют участки энергоснабжения, на крупные объекты — проектные организации по техническому заданию, выдаваемому отделением дороги или службой электрификации и энергетического хозяйства. Проектно-сметную документацию по объектам капитального ремонта после соответствующего рассмотрения утверждает начальник участка энергоснабжения, если сметная стоимость объекта не превышает 20 тыс. руб., начальник отделе--ния дороги или службы электрификации и энергетического хозяйства — при сметной стоимости до 200 тыс. руб. и начальник дороги — при сметной стоимости до 1 млн. руб.
§ 31.2. Система технического обслуживания и ремонта
Общвд сведения. За организацию эксплуатации, исправное содержание и бесперебойную работу тяговой подстанции, ПС и ППС, внедрение новой техники и передовых методов труда, экономию средств и электрической энергии несут ответственность начальники тяговых подстанций, начальники ремонтно-ревизионных цехов (РРЦ) и начальники участков энергоснабжения.
Применение того или иного метода оперативного -обслуживания (табл. 31.6) на конкретной тяговой подстанции устанавливается специальным распоряжением службы электрификации и энергетического хозяйства. Примерная численность обслуживающего персонала тяговой подстанции при этих методах приведена в табл. 31.7.
. Тяговые подстанции участка энергоснабжения имеют в большинстве случаев одина-
290
ковое оборудование: трансформаторы, выпрямительные агрегаты, выключатели и т. д. При однотипном оборудовании одинакова технология обслуживания, а также срокй выполнения планово-предупредительных ремонтов. На всех участках энергоснабжения имеются ремонтно-ревизионные цехи, предназначенные для обслуживания тяговых подстанций и других устройств электроснабжения специализированными бригадами различного профиля.
Для тяговых подстанций, ПС и ППС наиболее рационально применять два метода технического обслуживания и ремонта: кустовой и централизованное обслуживание.
Кустовой метод обслуживания. На одной из подстанций создается комплексная бригада для производства всех видов ремонта оборудования подстанций, прилегающих ПС и ППС. На каждой из подстанций, входящих в «куст»,— район тяговых подстанций — остается эксплуатационный штат не более 2—3 чел. (например, старший электромеханик и электромеханик), которые производят оперативные переключения, осуществляют допуск к работе, ведут хозяйственные работы (очистка территории, уборка подстанпин, текущий ремонт здания н т. д.), а также принимают участие в работе комплексной бригады на подстанции. Комплексная бригада для «куста» из двух-трех подстанций и соответствующего количества ПС и ППС состоит из 5—6 чел. под руководством старшего электромеханика. Общий штат района тяговых подстанций составляет 13—17 чел., т. е. трудовые затраты на одну подстанцию примерно 8—10 тыс. чел.-ч в год. В обязанности ремонтно-ревизионного цеха при этом методе обслуживания входит эксплуатация устройств телемеханики на всех объектах, производство капитальных ремонтов оборудования подстанций в Мастерских цеха, в том числе трансформаторов со сменой обмоток при наличии соответствующего оборудования, а также выполнение
Таблица 31.5
Внеочередные капитальные ремонты масляных выключателей
Тип выключателя Условия работы выключателя Срок внеочередного ремонта
МКП-110 *SjK3->0>6Snp После 10 отключений тока к. з..
МКП-35; ВМД-35 £кз — (0.4 -т- 0,6) 5Пр То же 15
МГ-35; ВМК-35 5кз < » 20
МКП-220 (154); * > 10
МГ-110 — » 6
ВМГ-133 £кз > 0,6Snp $кз = (0,4 + 0,6) S„p «кз = (0,2 -=- 0,4) Snp » 6
ВМП-10 » 10 > 15
«кз = (0,1 4- 0,2) S„p SK3 0, lSnp » 30 » 100
Выключатели преобразовательных агрегатов Частые переключения 250/1000
ВМО-35 1 На станционных и деповских фидерах, на фидерах перегонов при токе к. з. на шинах 27,5 кВ: до 3,5 кА выше 3,5 кА На фидерах, оборудованных сумматорами тока В цепях компенсирующих устройств, не оборудованных защитой от перенапряжений После 30 отключений тока к. з. То же 45 » 30 После суммарного тока 100 кА После 60 отключений смена масла
вмк, мго На всех фидерах После 15 отключений тока к. 3.
! При токе к. з. на шинах 27,5 кВ до 3,5 кА На фидерах, оборудованных сумматорами тока В цепях компенсирующих устройств, не оборудованных защитой от перенапряжений То же 20 (для ВМК) После суммарного тока 40 кА После 10 отключений смена масла
Примечания. 1. В таблице — мощность короткого замыкания на шинах; ^пр — предельно от_ ключаемая масляным выключателем мощность.
2. В числителе — число коммутаций рабочего тока при медных контактах, в знаменателе — при металлокерамических.
строительно-монтажных работ по расширению и реконструкции тяговых подстанций.
Централизованное обслуживание. При этом методе, который наиболее целесообразно применять на телеуправляемых участках, все виды планово-предупредительных ремонтов оборудования тяговых подстанций, ПС и ППС выполняют специализированные или комплексные бригады РРЦ. На тяговых подстанциях эксплуатационный штат состоит из старшего электромеханика и электромеханика или одного электромеханика в зависимости от местных условий. Функции этого персонала те же, что и при кустовом методе. На отдельных подстанциях может быть сохранена и должность начальника тяговой подстанции. При такой систе-
10*
ме ремонтные работы большей части оборудования сосредоточены в специальных отделениях и мастерских цеха, а на тяговых подстанциях, ПС и ППС проводят комплексные осмотры и профилактические испытания, после которых вышедшие из строя приборы или какие-либо элементы оборудования заменяют имеющимися в резерве исправными, а неисправные отправляют в цех для ремонта.
Трудовые затраты на одну тяговую подстанцию составляют 6—8 тыс. чел.-ч в год.
Типовые нормативы численности электромонтеров. На содержание, профилактические испытания и ремонт тяговых подстанций, постов секционирования и пунктов параллельного соединения утверждены типо-
291
Таблица 31.6
Методы оперативного обслуживания тяговых подстанций
Наименование метода Условия применения Организация работы персонала
Дежурство двух лиц оперативного персонала на подстанции (дежурство в два лица) Дежурство одного лица оперативного персонала на подстанции (дежурство в одно лицо) Дежурство оперативного персонала на дому Обслуживание оперативно-ремонтным персоналом На особо важных межсистемных опорных подстанциях с первичным напряжением 110—-220 кВ, а также на некоторых подстанциях старого типа, не имеющих блокировочных устройств и’ стационарных заземляющих ножей На опорных и некоторых других подстанциях, имеющих специфические особенности в месторасположении, состоянии оборудования и т. д. На всех присоединениях и ячейках подстанции разъединители должны иметь соответствующие блокировки и механические (дистанционные) приводы Подстанция оборудована устройствами автоматического управления всеми необходимыми операциями и контроля за режимом работы оборудования, а также имеет автоматическое управление выключателями отходящих фидеров и автоматическое включение резерва мощности Жилые дома персонала расположены на расстоянии не более 500—600 м от подстанции и оборудованы специальным пультом дежурного на дому с вызывной сигнализацией Подстанция, как правило, оборудована телеуправлением, сигнализация об аварийном вызове выведена на квартиры начальника и старшего электромеханика подстанции Круглосуточное дежурство двух электромехаников (или электромеханика и электромонтера) непосредственно на подстанции. Ремонтно-ревизионные работы выполняет бригада подстанция (старший электромеханик я электромонтеры) и специализированные бригады РРЦ. Одия из дежурных может принимать участие в ремонтных работах Круглосуточное дежурство одного электромеханика непосредственно на подстанции. Организация ремонтно-ревизионных работ та же, что и при дежурстве в два лица, но дежурный не может принимать участия в ремонтных работах Дежурный электромеханик находится на подстанции в период . работы ремонтных бригад, а также в аварийных случаях и при производстве оперативных переключений (активное времи работы). В остальное время дежурства электромеханик находится дома (пассивное время) Организация ремонтно-ревизионных работ та же, что и я предыдущих методах Необходимые переключения на подстанции производит оперативно-ремонтный персонал (начальник, старший электромеханик, электромеханики, электромонтеры). Он же совместно. 1 со специализированными бригадами РРЦ выполняет все ремонтно-ревизионные работы
Таблица 31.1 Численность персонала тяговой подстанции
Должность Круглосуточное дежурство Дежурство на дому Использование оперативно-ремонтного персонала
в два лица в одно лнцр
Начальник подстанции 1 1 1 1
Старший электромеханик 1 1 1 1
Электромеханики 9 4 3 2
Электромонтер ы 2—3 2—3 2—3 1-2
Уборщица 1 1 1 1
Всего 14—15 9—10 8—9 6—7
292
Таблица 31.8
Типовые нормативы численности электромонтеров, чел.
Объект Напряжение, кВ
6—10 35 г ПО 220
Тяговая подстанция 1,6/- 1,8/- 2,2/2,! 2,8/2,7
Кост секционирования 0,24/0,28
Пункт параллельного соединения 0,1
римечание. В числителе — при постоянном токе, а в знаменателе — при переменном.
Таблица 31.9
Дополнительные нормативы численности электромонтеров, чел.
Наименование Напряжение, кВ
3,3 6-10 27.5-35 по 220
Be- д, ячейка секционная >.-• шиносоединительная, 7всоединение линии: J с масляным выключате- 0,03 0,05 0,1 0,2
лем ► с отделителем или разъ- — — 0,03 0,05 0,1
еди кителем тэансформатор напряже- — 0,01 0,02 0,03 0,06
жля и разрядник Трансформатор понижаю-ий мощностью: до 7500 кВ А 0,05
; » 2оооо » .—- — — 0,13 0,26
свыше 20 000 » — — — 0,15 0,3
Примечание. При напряжении 3,3 кВ дополнительный норматив на присоединение фидера контакт- сети со сдвоенным БВ составляет 0,07, с одиночным — 0,05. с разъединителем — 0,02, а на одни пре-рВЁ «зевательный агрегат с выпрямителями типов УВ^Э, ПВЭ, ИВКЕ.—„0,15, типа ВИПЭ —0,26, на ртутно-•-псрторный — 0,39.
Таблица 31.10
Дополнительные нормативы численности, чел.
Наименование оборудования Единица измерения Норматив
Компенсирующее устройство 1 комплект 0,09
>стройства телеуправления и телесигнализации 1 контролируемый пункт 0,03
Дизель-генератор 1 комплект 0,02
•станционное управление приводов контактной сети 1 разъединитель 0,001
сасывающий трансформатор 1 комплект 0,007
Устройство поглощения избыточной энергии реку-т-ерации 1 комплект 0,02 293
Таблица
Нормы обеспечения противопожарным оборудованием объектов электроснабжения
Наименование производственных помещений» сооружений и установок Единица измерения Огнетушители Ящики с пео ком 0,5 м3 и лопатой Войлок ш ма нлн вш товое 2X2 v
оп-з других типов
Тяговые подстанции
Помещения распределительных устройств 75 м2 1 2* 2* 1 1
Помещения пультов управления 35 » 1 — 1
]*2
Тра нсформатор ные 100 » 1 1 —
Помещения выпрямитель- 50 » 1 — —
ных устройств Мастерские по ремонту 100 » 1 — 1 1
трансформаторов 100 »
Базы масляного хозяйства 2 — 1 1
Открытые nodemt гнции
Площадки электрической аппаратуры с общей мае- До 5 т 2 — 3 1
сой масла То же 5—25 » 3 — 3 2
В 25 -50 » 4 3*з 4 1
в 50—100 » 4 3*з 5 2
» От 100 т 4 4*з 6 ф
и выше
Аккумулятор ные 50 м2 1 1*4 — —
Лаборатории по анализу горючих жидкостей и хи- 50 » 1 1*2 — 1
мических веществ Бытовые помещения (раз- 100 » 1 — - —
девалки, гардеробные и Т. Д.)
Передвижная тяговая подстанция
Платформа с подключающим устройством Вагон — 2*2 — —
Платформа с трансформа- В 2 — — —
торами Вагон с преобразователями в — 2*2-1 -1*5 — —
Вагон фидеров > — 2*2 -J- 1*5 — —
Передвижная база масля- в 6 ]*2 1 1
ного хозяйства Передвижная электротех- в 2 — —
ническая лаборатория Передвижной трансформа- На транс- 2 — —
тор форматор 5*2 + I*5
Передвижное распределительное устройство На вагон — — —
110/27,5 кВ Передвижная установка компенсации реактивной В — 6*2 — —
МОЩНОСТИ Вагон преобразования частоты тока для питания » — 1*2 —
устройств СЦБ * Вагон по наладке устройств автоматики и те- в 1 1*5 — —
лемеханики
* Один огнетушитель типа ОУ Типа ОУ-8 -8 и один типа уП-lM (ОУ-25).
Типа УП-2м (ОУ 80).
*4 Типа ОУ-5.
*5 Типа ОУ-6.
294
вые нормативы численности электромонтеров (табл. 31.8) независимо от места их приписки (тяговая подстанция, ремонтно-ревизионный цех, дорожная электротехническая лаборатория и пр.). Эти нормативы рассчитаны на типовые тяговые подстанции с двумя вводами и секционным масляным выключателем, двумя силовыми трансформаторами и преобразовательными агрегатами, пятью фидерами, питающими контактную сеть (с запасным выключателем), присоединениями линий автоблокировки и продольного энергоснабжения. Нормативы также учитывают обслуживание защит, устройств автоматики и телемеханики, а также выполнение необходимых хозяйственных и аварийно-восстановительных работ. Трудовые затраты электромонтеров-иа one-' ративное дежурство в нормативы не входят.
При работах иа открытом воздухе и в необогреваемых помещениях нормативы численности следует умножить на коэффициент 1,01—1,2 в зависимости от температурных зон. установленных для различных областей СССР.
Для конкретных тяговых подстанций, отличающихся от типовой, производят корректировку типовых нормативов, увеличивая или уменьшая число электромонтеров на величины, приведенные в табл. 31.9 и 31.10.
Пожарная безопасность. При любой системе обслуживания и ремонта на тяговых подстанциях предусматривается специальная пожарная сигнализация и определены конкретные места установки датчиков. Весь эксплуатационный персонал обучен правилам тушения пожаров в электроустановках; подстанции и другие устройства укомплектованы противопожарным оборудованием со-
гласно нормам, приведенным в табл. 31.11. На тяговых подстанциях углекислотные огнетушители ОУ-5 и ОУ-8 устанавливают во всех помещениях, имеющих электрические установки высокого напряжения. Вместо огнетушителей ОУ-5 иа всех объектах, где они предусмотрен^, может быть установлено удвоенное число огнетушителей ОУ-2. В табл. 31.11 указанное число огнетушителей для открытых подстанций предназначено для всех аппаратов;, заполненных маслом. Независимо от этого иа каждый маслонаполненный аппарат полагается иметь отдельный огнетушитель.
§ 31.3. Особенности эксплуатации трансформаторного масла и маслонаполненной аппаратуры
Характеристики различных групп изоляционных трансформаторных масел несколько отличаются друг от друга и определяются соответствующими стандартами и техническими условиями (табл. 31.12). Упаковка, маркировка, хранение и транспортирование трансформаторных масел должны осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 1510—76.
На участках энергоснабжения трансформаторное масло может находиться в следующих состояниях: свежее, сырое, не бывшее в эксплуатации, т. е. поступившее с завода; регенерированное, отвечающее всем требованиям, пригодное для заливки в аппараты (после осушки) как отдельно, так н в смеси со свежим сухим маслом; чистое сухое — это свежее или регенерированное масло после осушки; масло, находящееся в действующем оборудовании; грязное масло,
Таблица 31.12
Трансформаторные масла
Способ очистки трансформаторного дистиллята Номер стандарта или технического условия, марка масла Область применения
Сернокислотная очистка малосернистых сортов нефти ГОСТ 982—68: марки ТКп с аитиокис-лнгельиой присадкой марки ТК Рекомендуется применять для оборудования с напряжением до 500 кВ включительно Применять для нового оборудования не рекомендуется
Селективная очистка сернистых сортов Ъефти ГОСТ 10121—76 Допускается применять для оборудования до 220 кВ включительно
Кислотно-земельная очистка ТУ 38-101169—71, арктическое масло Рекомендуется применять ратуре воздуха до —65°С дования до 500 кВ при для темпе-обору-
Кислотно-щелочная очистка с карбомидиой депарафинизацией МРТУ 38-1-178—65 (без присадки), марки ТКп с ан гиокислительной присадкой соответствует ГОСТ 982—68 Рекомендуется применять дования до 500 кВ ДЛЯ обору-
Адсорбционная очистка ТУ 38-101281—72 Рекомендуется применять для дования напряжением до 110 кЕ чительио обору-вклю-
Примечание. Находящееся в действующем оборудовании масло, изготовленное по ранее действовавшим ГОСТ 982—56, 982—53 и т. д.» может эксплуатироваться без дополнительных ограничений.
295
использовать которое возможно после отстоя и обработки на центрифуге и фильтрпрессе; отработанное масло, которое может быть использовано только после регенерации, т. е. после химической обработки.
Доливку масла в трансформаторы, вводы и выключатели производят при подготовке оборудования тяговых подстанций к работе в зимних условиях и прн осенних текущих ремонтах.
Для доливки сухое трансформаторное масло следует брать из запаса, специально хранящегося на подстанции, или из емкостей передвижного масляного хозяйства, т. е. на доливаемое масло должен быть документ Об испытании в установленные сроки на сокращенный анализ. О произведенной доливке масла делается отметка в паспорте оборудования (или в масляной карте) с указанием объема доливаемого масла и его характеристик.
Не допускается смешивать масло, предназначенное для доливки в трансформаторы, с маслом из выключателей, так как в последнем может содержаться небольшое количество угля.
При сезонных доливках масла и в других случаях, когда объем доливки не превышает 5% объема масла в аппарате, дополнительных испытаний и, в частности, проверки смеси масла на стабильность не требуется. Прн доливке большого количества масла следует руководствоваться правилами смешивания масел.
Действующие эксплуатационные правила и нормали устанавливают следующий порядок смешивания различных масел. Масла, не содержащие антиокислительиой присадки (ТУ 38-1-178—65, ГОСТ 982—68) марки ТК допускается смешивать в любых соотношениях. Масла, содержащие антиокислнтель-ную присадку (ингибированное масло), также допускается смешивать. При этом химическая (окислительная) стабильность смеси масел будет не хуже, чем стабильность компонента с более низкими показателями. Лабораторное испытание смесн иа стабильность не обязательно.
При смешивании масла, имеющего анти-окислительную присадку, с неингибирован-ным маслом лабораторная проверка смеси на стабильность является обязательной. Стабильность смеси должна быть не ниже, чем стабильность масла без присадки, входящего в смесь.
Регенерированное масло рекомендуется использовать в смеси со свежим маслом. Регенерированное масло проверяют на соответствие нормам, а потом закачивают в имеющиеся емкости со свежим маслом.
Методы отбора проб нефтепродуктов определены специальным ГОСТ 2517—69. Из баков и других резервуаров берут среднюю пробу, составляя ее нз проб, взятых с трех уровней; верхнего — на 200 мм ниже поверхности масла, среднего — с середины высоты емкости и нижнего — на 100 мм ниже приемо-раздаточной трубы. Из автомобильной цистерны отбирают одну пробу с уровня, расположенного на высоте */з диаметра цистерны от ее дна, из четырехосной железнодорожной цистерны — две пробы: на pacj
296
стоянии 250 мм от дна и на высоте '/з дна-метра цистерны от ее дна. Среднюю пробу получают, смешивая равное количество масла из двух отобранных проб. Пробы из мелкой тары отбирают в месте, защищенном от пыли и атмосферных осадков, используя пробоотборники специальной конструкции с герметично закрывающимися крышками или пробками.
Для полного анализа трансформаторного масла отбирают пробу не менее 2 л, для сокращенного — 1 л, для испытания на электрическую прочность — 0,5 л масла.
Нормы, которым должнТя удовлетворять основные показатели трансформаторных масел различных групп, а также масла, находящегося в эксплуатируемом оборудовании, приведены в табл. 31.13.
Кроме того, свежее (заводское) трансформаторное масло всех групп не должно содержать механических примесей, при охлаждении до +5°С в стеклянной пробирке диаметром 30—40 мм должно быть прозрачным и иметь соответствующий цвет. Масло из сернистых нефтей проверяют на отсутствие фенола. Проверяют также склонность масел всех типов к образованию водорастворимых кислот в начале старения: содержание летучих и нелетучих водорастворимых кислот в милиграммах КОН иа 1 г масла должно быть не более 0,005. Масло, прошедшее регенерацию, должно удовлетворять всем перечисленным требованиям, но тангенс угла диэлектрических потерь может быть при температуре 20°С не выше 0,5%, а при - 70°С — не выше 4%, натровая проба не нормируется, а кислотное число допускается до 0,06 мг КОН.
В масле выключателей допускается незначительное количество взвешенных частиц угля.
Испытания масла и определение его характеристик осуществляют приборами и методами, предусмотренными специальными стандартами. Так, например, кислотное число масла определяют по ГОСТ 5985—79. температуру вспышки — по ГОСТ 6356—75. стабильность масла против окисления — по ГОСТ 981—75 и т. д.
Для контроля за качеством масла производят:
полный анализ, включающий определение всех показателей;
сокращенный анализ, в который входит определение минимального пробивного напряжения, содержания механических примесей и взвешенного угля, кислотного числа, реакции водной вытяжки (водорастворимые и низкомолекулярные кислоты) и температуры вспышки. Если при испытании обмоток н вводов трансформаторов получены повышенные значения tg д и С2/С50, производят измерение tg 6 самого масла. Кроме того, это испытание обязательно производится для масла трансформаторов и вводов напряжением 330 кВ и выше;
испытание на электрическую прочность, состоящее из определения минимального пробивного напряжения (табл. 31.14), содержания механических примесей и взвешенного угля, а также цвета масла и наличия осадка.
Нормы показателей трансформаторного масла
Наименование показателей ГОСТ 982-68, марка ТКп МРТУ 38-1-178-65 ГОСТ 10121,-76 ТУ 38-101281-72 ТУ 38-101169-71 Эксплуатируемое
Вязкость кинематическая, мм2/с, не более при: 20°С •
— 30 28 30 — Не нормируется
50 С 9,0 8,6 9,0 9,0 3,5 То же
Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более 0,02 0,04 0,02 0,03 0,015 0,25
Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °C, не ниже 135 135 150 135 115 Снижение не более чем на 5°С от первоначальной
Содержание водорастворимых кислот и щелочей (реакция водной вытяжки) 0 ТСуТСТ! зует (н ейтральн; 1Я) Не более 0,01 мг КОН,-для трансформаторов мощностью до 630 кВ-А 0,03 мг КОН
Натровая проба, баллы, не более Общая стабильность против окисления: 1 2 1 1 1 Не нормируется
количество осадка после окисления, %, не более 0,01 0,07 Нет 0,02 Нет То же
кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более Тангенс угла диэлектрических потерь, %, не более, при: 0,1 0.25 0,1 0,2 0,015
20 С 0,2 0,3 0,2 0,05 0,05 2,0
70°С Содержание, %, не более. 1,5 2,5 2,0 0,7 0,5 7,0
серы Не определяется 0,6 Не определяется Не нормируется
золы 0,005 0,005 0,005 0,005 Нет То же
Температура застывания, °C, не выше —45 —45 —45 —50 —65 —45
Таблица 31.14
Нормы на электрическую прочность трансформаторного масла
Минимальное напряжение, кВ. для масла
Номинальное напряжение оборудования свежего сухого регенерированного эксплуатационного
До 15 кВ включительно » 35 кВ » » 220 кВ » 330 кВ и выше 25 30 40 50 25 30 40 50 20 25 35 45
Поступившее свежее масло, а также масло, прошедшее регенерацию, подвергают полному анализу. В дальнейшем это масло, находящееся в запасе, испытывают на сокращенный анализ один раз в три года, а также перед заливкой в оборудование. Сухие масла испытывают дополнительно один раз в год иа электрическую прочность.
Для находящегося в эксплуатируемом оборудовании изоляционного трансформаторного масла выполняют сокращенный анализ перед включением оборудования после монтажа и в дальнейшем не реже одного раза в три года, а также после капитальных ремонтов трансформаторов и аппаратов. Если трансформаторы работают без термосифонных , фильтров, такие испытания проводят ежегодно.
297
В силовых трансформаторах мощностью до 63 кВ А и напряжением до 10 кВ, у ма-лообъемных масляных выключателей напряжением до 35 кВ включительно и у измерительных трансформаторов напряжением менее 35 кВ пробы масла на испытания не отбирают, а производят замену его при капитальных ремонтах или при получении браковочных результатов профилактических испытаний изоляции данного оборудования. Для контроля качества масла в баках устройств РПН производят испытания его на электрическую прочность при текущих ремонтах трансформаторов. Кроме того, для каждой десятой пробы масла из этих баков выполняют сокращенный анализ.
При срабатывании газовой защиты трансформатора и обнаружении горючего газа в газовом реле необходимо отобрать внеочередную пробу масла для определения температуры вспышки и сравнить полученные результаты с предыдущими.
После отключения короткого замыкаиия мощностью больше половины паспортного значения разрывной мощности многообъемных масляных выключателей независимо от напряжения, у малообъемных масляных выключателей напряжением ПО кВ и выше отбирают пробу масла из баков выключателя и производят испытание на наличие взвешенного угля.
Наибольшее распространение получили методы очистки и сушки трансформаторного масла посредством фильтрования (через фильтр-прессы) и сеперации (Терез центрифуги).
Для восстановления отработанного масла применяют химические методы очистки— регенерацию. В участках энергоснабжения отработанное масло с кислотным числом до 0,25 мг КОН обрабатывают адсорбентами, а с кислотным числом до 0,5 мг КОН — в сернокислотной установке.
Регенерацию масла адсорбентами производят двумя способами:
а) окисленное масло перемешивают с мелкоразмолотым адсорбентом и затем фильтруют или оно отстаивается;
б) окисленное масло фильтруют-через достаточно толстый слой адсорбента (метод перколяций).
Регенерацию масла методом перколяции непоррсдственно на работающих трансформаторах осуществляют с помощью термосифонов и передвижных адсорберов.
В качестве сорбентов для заполнения термосифонов и адсорберов применяют силикагель марки КСК или ШСК и активированную окись алюминия. Хорошие результаты дает применение в адсорберах, заполненных силикагелем, 7—10% каустической щелочи. ,
Широкое распространение получает метод сушки тра’нсформаторного масла с помощью адсорберов, заполненных синтетическими цеолитами (молекулярными ситами); практически за один цикл фильтрования пробивное напряжение изоляционного трансформаторного масла поднимается с 10—22 до 58—60 кВ. Сорбционные свойства цеолитов многократно полностью восстанавливаются при нагреве до температу-
рке. 31.1. Зависимость годового расхода масла < от его количества Q в аппарате
ры 350—400°С практически без потерь цеолита.
МПС утверждены среднесетевые нормы расхода трансформаторного масла на текущее содержание оборудования тяговых подстанций.
При первичном напряжении 6—10 кВ годовые расходы масла на текущее содержание не должны превышать 1,5 т на одну подстанцию. Для подстанции с первичным напряжением 35—220 кВ устаиоз-лена норма расхода 2 т в год. Расходы масла, связанные с ремонтами оборудования, 9 том числе промывкой, установлены в завв симости от вместимости аппаратов и составляют 0,3—0,1% в год от количества масла, находящегося в оборудовании. Ориентировочные нормы полного годового расхода масла в зависимости от его количества в ав парате приведены на рис. 31.1.
С целью продления срока нормально’ эксплуатации трансформаторного масла н всех трансформаторах должны быть установлены заводские фильтры на расширителях, поглощающие кислород и воду, или воз духоосушительные фильтры, изготовленные в участке энергоснабжения. Увеличение, продолжительности сохранения первоначальных свойств масла дает азотная зашита, устраняющая контакт масла с кислородом воздуха и увлажнение масла и изоляции трансформатора. Для защиты масла в маслонаполненных вводах трансформаторов и выключателей необходимо в расширителях применять специальные термосифониые фильтры.
Каждый участок энергоснабжения или база централизованного хранения изоляционных масел имеют не менее трех баков для свежего и очищенного масла и не менее двух баков для грязного масла. Вмес* Тимость бака для свежего масла должна быть не менее вместимости одной железнодорожной цистерны, а каждого из двух других — на 10% больше вместимости наибольшего трансформатора или масляного выключателя.
Трансэлектропроектом разработан типовой проект, в котором здание участка энергоснабжения совмещено с электроремонтной мастерской, предназначенной для производства капитальных ремонтов оборудования
9РЯ
устройств электроснабжения (одной или нескольких дорог), электрифицированных на однофазном токе промышленной частоты, общей протяженностью 1,5— 3,0 тыс. км. Кроме того, имеются открытый склад для хранения трансформаторного масла и склад горюче-смазочных материалов.
В трансформаторном цехе мастерской производится сушка обмоток в специальном сушильном шкафу, а для больших трансформаторов — в собственном баке под вакуумом.
В отделении регенерации трансформа-т рного масла используется установка Р-1000, регенерирующая масло при помощи адсорбентов, активизированных газообразном аммиаком. Там же установлены две маслоочистительные машины (центрифуги), а в прилегающем отдельном помещении — три бака по 1,5 м3 каждый, причем одни баков оборудован змеевиком для разо-гвева масла.
Регенерацнонная установка, центрифуги, баки для масла и насос связаны системой [аслопроводов.
На открытом складе трансформаторного масла предусмотрена установка двух иад-хмных баков вместимостью 25 м3 для сухого :асла и 50 м3 для регенерированного н двух дземных резервуаров вместимостью 50 м3 ждый: один для свежего сырого, а другой для отработанного масла. Кроме того, имеется подземный бак вместимостью 10 м3 для аварийного слива масла на складе.
Такая электроремонтная мастерская рас-читана на производство в течение года ка-•тального ремонта 100—110 трансформаторов—габаритов 1—III, 5 трансформаторов— гбаритов IV—V, 20 электровозных транс-форматоров, 300 двигателей н генераторов ;^зных типов, 140. контрольно нзмернтель-<мх приборов, 150 единиц путевого элект-: ^исполнительного инструмента и некото-:ых других работ.
Проектно-конструкторским бюро ЦЭ МПС разработан типовой проект передвиж-базы масляного хозяйства ПБМХ-74, стоящей из двух крытых четырехосных »-гонов и двух цистерн. В одном из кры-*ых вагонов расположены две центрифуги, |яльтр-пресс, масляный и вакуумные насо-I., бак для хранения чистого сухого мас-_-j вместимостью 3 м3, слесарный верстак, четыре адсорбера для сушки масла с помощью цеолитов и специальный адсорбер регенерации масла с помощью силика-• ля. Второй вагон предназначен для разме-_.-ния бригады масляного хозяйства. В нем <еются специально оборудованные для жвлья комнаты, помещение для сушкц одеж-душевая, комната для приема пищи н дыха. В этом же вагоне находится хн-еская лаборатория н шкаф для сушки - оляционных деталей. Железнодорожные .-терны предназначены для хранения и пе-> возки трансформаторного масла и име-| специальные краны для подсоединения слопроводов. Одна из них используется для сушки масла, поэтому имеет специ- ъное утепление, внутренние перегородки В т изменения направления течения масла, 1 также краны для отбора проб масла.
§ 31.4. Особенности эксплуатации передвижных тяговых подстанций, постов секционирования и пунктов параллельного соединения
Передвижные тяговые подстанции переменного тока подключают к ЛЭП, контактной сети и линии ДПР, соблюдая фазиров-ку в соответствии с принятым для данного участка циклом чередования.
Как правило, передвижную тяговую подстанцию обслуживает персонал стационарной тяговой подстанции, к которой она приписана.
На некрторых участках энергоснабжения передвижную тяговую подстанцию обслуживает специальный персонал ремонтно-ревизионного цеха. При необходимости передислокации подстанции на новое место работы выделяется ответственное лицо (электромеханик), сопровождающее ее и обеспечивающее ввод ее в эксплуатацию в установленные сроки.
При транспортировке передвижных тяговых подстанций выполняют следующие требования:
на силовые н тяговые трансформаторы устанавливают дополнительные инвентарные растяжки; кремниевые выпрямители, шкаф собственных нужд, панели управления, реактор н т. д. закрепляют дополнительными конструкциями, межвагонные соединения демонтируют, шинопроводы, силовые н другие кабели закрепляют или снимают и укладывают в специально отведенные места;
все двери вагонов закрывают н пломбируют (кроме служебного помещения), в вагоне преобразователя закрывают жалюзи, электростанция типа ЖЭС должна быть испытана, принимают меры для защиты изоляторов от случайных ударов и т. п.;
не разрешается вагоны подстанции расцеплять, толкать при маневрах, спускать с горок и т. д. В случае нарушения поездной бригадой или работниками станций правил транспортировки подстанции сопровождающий работник должен принять необходимые меры и доложить энергодиспетчеру.
После прибытия передвижной тяговой подстанции на место работы проверяют це1 лость н исправность всего оборудования, устраняют имеющиеся неисправности. Персонал, который будет эксплуатировать подстанцию, совместно с отвечающим за нее лицом производит необходимые монтажные работы- ставит межвагонные соединения, заземляет подстанцию, подает напряжение 220 В переменного и НО В постоянного тока, снимает дополнительные крепления и защитные кожуха и т. п. Одновременно выполняются работы по текущему обслуживанию масляного выключателя, трансформаторов, выпрямителя и т. п. Затем производят наладку и необходимые испытания оборудования подстанции согласно требованиям технологических карт. Закончив все подготовительные работы и ревизию всех узлов, по команде энергодиспетчера подстанцию включают на холостой ход, проверяют, нормально ли она работает в этом режиме, и затем включают на нагрузку.
299
Посты секционирования (ПС) и пункты параллельного соединения (ППС) расположены на перегонах н обслуживание их связано с выездом иа место работы эксплуатационного персонала. В связи с тем что основное оборудование ПС и ППС аналогично оборудованию тяговых подстанций, иа большинстве участков энергоснабжения оборудование ПС и ППС закрепляют за одной из прилегающих тяговых подстанций, эксплуатационный персонал которой осуществляет надзор за состоянием устройств и
их текущее содержание, а персонал ремонтно-ревизионного цеха производит на оборудовании все работы, предусмотренные графиком планово-предупредительных ремонтов и профилактические испытания. Переключения секционных разъединителей, их регулировку и ревизию выполняют работник» дистанции контактной сети. Они же обслуживают устройства заземления ПС и ППС, а также питающие трансформаторы, подключенные к продольным линиям электроснабжения и линиям автоблокировки.
Глава 32
ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
НЕТЯГОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
§ 32.1. Характеристика
планово-предупредительных ремонтов
Эксплуатация устройств электроснабжения нетяговых потребителей железнодорожного транспорта заключается в осуществлении планово-предупредительных ремонтов и внеочередных аварийных ремонтов
оборудования и аппаратов, точно так же, как и для устройств электроснабжения электротяги.
Планово-предупредительные ремонты, состоящие из осмотров (текущего содержания), текущих ремонтов, капитальных ремонтов и профилактических испытаний, выполняют в сроки, установленные Правила-
Сроки проведения и объем
периодических осмотров
Таблица 32.1
Оборудование и устройства Сроки осмотров Основные виды работ
Воздушные линии элект- Эксплуатационный пер- Осмотр опор и фундаментов, оттяжек
ропередачи сонал — 1 раз в месяц; он же — 1 раз в 3 месяца в темное время суток; инженерно-технические работники — 1 раз в год. и заземлений, оценка нх состояния, целости изоляторов и проводов; проверка (визуально) стрелы провеса проводов и мест пересечения с другими линиями, состояния лесонасаждений вдоль трассы (нет ли деревьев,
к Внеочередной — после бури и гололеда, а также после автоматического отключения. Верховой осмотр (без отключения) — не реже 1 раза в 3 года угрожающих падением на провода). Проверка свободноеги трассы: нет ль самовольных застроек. При неблагоприятных климатических условиях определение места возможных схлестываний и перекрытий, размыва фундаментов и т. д.
Силовые кабельные ли- 1 раз в 3 месяца; вне- Проверка трассы (в том числе, не
НИИ очередной—после таяния снега, паводков, ливней ведутся ли на ней земляные и другие работы), внешнего состояния муфт и воронок, исправности защитных покрытий
Трансформаторные под- 1 раз в месяц; внеоче- Осмотр силовых опор, разъедините-
станции (ТП, КТП, редной — после ледохода, лей, предохранителей, разрядников,
КТПН), пункты секционирования бури и гололеда трансформаторов, заземлений; проверка исправности замков, блокировок, наличия обозначений, плакатов и защитных средств
Осветительная аппаратура и лампы всех видов 1 раз в 10 дней Проверка исправности ламп, замена перегоревших
на станциях и остановоч- Не реже 1 раза в 6 ме- Очистка ламп и арматуры от пыли и
ных пунктах сяцев Комиссионно, не реже 1 раза в год 1 раз в месяц загрязнения Проверка уровня освещенности различных объектов станций и соответствие нормам Проверка автоматических выключателей цепей освещения.
Распределительные щиты, аппараты, вторичные ценя и электропроводка до 1000 В ✓ 1 раз в 3 месяца Осмотр контактных соединений, предохранителей и рубильников, очистка от пыли и загрязнений, проверка наличия обозначений, плакатов и защитных средств
301
Таблица 32.2
Сроки проведения, объем и характеристики текущих ремонтов
Оборудование и устройства Периодичность Характеристика ремонтов
Воздушные линии электропередачи 1 раз в год f Выборочная проверка состояния провода и троса в зажимах, ревизия узлов крепления, изоляторов (отсутствие сколов, копоти), разъединителей и их приводов, проверка деревянных опор на загнивание, проверка распределения нагрузок с цель» равномерной загрузки фаз линии, ревизия надземной части, заземления, обновление знаков ж плакатов (1 раз в 2 года), выправка опор, подтяжка и смена бандажей, подтяжка и регулирование провеса проводов и т. д.
Силовые кабельные линии 1 раз в год Проверка фазировки и целости жил, испытание повышенным напряжением выпрямленного гока, ревизия концевых муфт и воронок, проверка расчистка трассы
Трансформаторные подстанции и пункты секционирования 1 раз в год Ревизия и очистка трансформаторов, разъединителей, разрядников, защитных устройств, заземлений. Зачистка контактов и смазка их вазелином, проверка работы приводов, механизмов включения и отключения, проверка одновременности включения ножей, исправности пробивных предохранителей. Измерение зазора внешнего искрового промежутка трубчатого разрядника, проверка расположения зон выхлопа. Измерение сопротивления заземляющего устройства
Распределительные щиты, аппараты, вторичные цепи и электропроводка до 1000 В 1 раз в год Ревизия и очистка оборудования от пыли, проверка и подтяжка контактных соединений, проверка предохранителей, заземлений
ми технической эксплуатации электроустановок потребителей, силами эксплуатационного и ремонтного персонала соответствующих подразделений железнодорожных предприятий.
Периодические осмотры (табл. 32.1) электрооборудовании производят начальники, мастера и электромеханики участков энергоснабжения и ответственные лица на других предприятиях. Сроки осмотров и ремонтов, а также объемы работ для трансформаторов, масляных выключателей, распределительных устройств и других элементов подстанций, обслуживающих нетяговых потребителей, соответствуют аналогичным работам на тяговых подстанциях.
Периодичность текущих ремонтов, профилактических испытаний и капитальных ре
Наружный осмотр дизеля
Очистка секций фильтра тонкой очистки топлива, приемного фильтра масла, фильтров предварительной очистки масла и топлива; проверка зазоров в приводах впускных и выпускных клапанов
Проверка качества распыла топлива форсунками; очистка фильтров, установленных перед форсунками; проверка качества масла; проверка затяжки и наличия шплинтов у домкратов коренных подшипников и шатунных болтов Проверка масляного насоса; разборка, очистка и регулировка форсунок
монтов (табл. 32.2—32.4) устанавливают с учетом состояния оборудования и аппаратов и ежегодно на каждом предприятия утверждают календарный график их проведения.
При производстве ремонта большего объема выполняют все испытания и технологические процессы, входящие в обтЯгм других ремонтов, например, при капитальном ремонте выполняют все работы текущего ремонта и профилактические испытания.
Ремонт оборудования и аппаратов производится по соответствующим инструкциям и нормам.
Для дизельных электростанций предусмотрены следующие сроки проведения работ при планово-предупредительных ремое-тах:
ежедневно через 100 ч
» 250 »
> 500 »
302
Очистка и притирка выпускных клапанов, воздушных фильтров, протяжка шатунных подшипников; проверка остаточных удлинений шатунных болтов; проверка топливных насосов Проверка линии коленчатого вала и расхождения щек коленчатого вала; протяжка коренных подшипников; осмотр цилиндров; притирка впускных и выпускных клапанов; разборка воздухораспределителя, масляного насоса
Выем поршней для частичной замены компрессорных и маслосъемных колец; проверка зазоров в зубьях шестерен распределительного вала, масляного в топливоподкачивающего насосов
Проверка зазоров и осмотр Кривошипно-шатунного механизма двигателя
Замена шатунных болтов независимо от их состояния
Проверка сопротивления заземляющего устройства генератора Измерения сопротивления изоляции генератора
Осмотр щеток генератора
Контроль нагрева стали обмоток щеточных устройств Добавление масла в подшипники
Смена масла подшипников
Текущий ремонт генератора
Обдувание обмотки коллектора колец щеточного устройства генератора
Контроль за нагревом стали генератора
Контроль за нагревом подшипников
Обтнрка генератора
Внешний осмотр щеточного устройства
Капитальный ремонт генератора
Проверка поверхности коллектора
Сокращенный анализ трансформаторного масла
Испытание трансформаторного масла на электрическую прочность
через 1000 ч
» 1500 »
» 2000 »
» 6000 »
» 16 000»
1 раз в 4 месяца
1 раз месяц ежедневно
ежедневно
1 раз в 10 дней
1 раз в 4 месяца
1 раз в 4 месяца
1 раз в месяц
1 раз в час
1 раз в час
1 раз в смену
1 раз в час
1 раз в 2 года
1 раз в 4 месяца
1 раз в 3 года
1 раз в год
Т а б л и ц а 32.3
Сроки проведения, объем и характеристики профилактических испытаний
Оборудование и устройства Периодичность Характеристика работ
Воздушные линии Устанавливает ру- Проверка габаритов и разрегулировки проводов и
электропередачи ководитель предприятия в зависимости от местных условий, но не реже 1 раза в 3 года тросов, контроль и дефектировка изоляторов (в пролетах ЛЭП 1 раз в 6 лет), контроль соединения проводов, измерение сопротивления заземления опор и тросов, проверка правильности' установки опор, размеров' коррозии расчетных элементов металлических опор, наличие трещин железобетонных опор, определение степени загнивания деталей деревянных опор, проверка натяжения в оттяжках опор
Силовые кабельные Не реже 1 раза в Контроль осушения вертикальных участков (для
ЛИНИИ 3 года кабелей 20—35 кВ), измерения потенциалов и токов на оболочках кабелей в контрольных точках, а также параметров установок электрозащит от коррозии, определение размеров повреждений химической коррозией, измерение нагрузки и температуры кабелей, испытания кабелей 3—6 кВ с резиновой изоляцией
Тра нсфор матор ные подстанции, пункты секционирЪва-ния 1 раз в 3 года Испытание изоляции, проверка переходных сопротивлений, испытания трансформаторов, выключателей, разрядников, проверка элементов заземляющего устройства; определение целости плавких вставок предохранителей и токоограничивающих резисторов
Распределительные щиты, аппараты, вторичные цепи и электропроводки напряжением до 1000 В 1 раз в 3 года Измерение сопротивления изоляции, проверка действия максимальных, минимальных или неза-виснмых расцепителей, соответствия их заводским данным
303
Таблица 32.4
Сроки проведения, объем и характеристики капитальных ремонтов
Оборудование и устройства Периодичность Характеристика ремонтов
Воздушные линии электрон ер едачи Устанавливает руководитель предприятия в зависимости от состояния линии, но не реже 1 раза в 6 лет Проверка правильности установки фундаментов; контроль изоляторов и соединения проводов; выборочная проверка состояния провода и троса в зажимах; проверка правильности установки опор и натяжения в оттяжках; при необходимости — смена опор, пасынков, траверс, проводов; выборочная проверка металлических под нож ни ков на ржавление со вскрытием грунта; измерения сопротивления заземления опор с выборочным вскрытием отдельных элементов заземления; проверка раскрытия трещин в железобетонных опорах и пасынках
Силовые кабельные линии Не реже в 3 года 1 раза Определение целости жил и фазировка; измерение сопротивлений заземлений, измерение токораспре-деления по одножильным кабелям; ремонт концевых и соединительных муфт
Трансформаторные подстанции, пункты секционирования Комплектные распределительные устройства Распределительные щиты, аппараты, вторичные цепи и электропроводки напряжением до 1000 В 1 раз в 6 лет 1 1 раз в 3 года 1 раз в 6 лет Проверка состояния металлоконструкций, ошиновки, контактных соединений; замена поврежденных изоляторов; окраска оборудования и конструкций. Измерение сопротивления изоляции КРУ и КРУН, испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты, измерение сопротивления контактов (в том числе и разъединяющихся) постоянному току, измерение давления ламелей разъединяющихся контактов первичной цепи (выборочно), проверка выкатных частей и блокировок. Проверка состояния поверхности трубчатых разрядников, измерение внутреннего диаметра разрядника и внутреннего искрового промежутка. Проверка надежности соединений заземлителей с заземляющим устройством То же Испытание повышенным напряжением промышленной частоты; проверка работы контакторов и автоматических выключателей при пониженном и номинальном напряжении оперативного тока; проверка фазировки распределительных устройств и их присоединений. Проверка состояния пробивных предохранителей
Не реже 1 5 лет раза в Измерение полного сопротивления петли «фаза— нуль» в установках с глухим заземлением нейтрал и
Выключатели нагрузки Не реже 1 3 года раза в Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей, обмоток включающей и отключающей катушек; испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Определение степени обгорания контактов, измерение сопротивления постоянному току контактов выключателя; определение степейи износа дугогасящих вкладышей. Проверка действия механизма свободного расцепления, срабатывания привода при пониженном напряжении; испытание выключателя многократными включениями и отключениями; испытание опорной изоляции предохранителей и проверка целости плавких вставок и токоограничивающих резисторов, а также их соответствия проектным данным
304
§ 32.2. Система технического обслуживания и ремонта
За организацию эксплуатации, исправное содержание и бесперебойную работу устройств электроснабжения нетяговых потребителей отвечают начальники сетевых районов, дистанций контактной сети, ремонто-ревизионных цехов и в целом начальники участков энергоснабжения, а иа других предприятиях — начальники электроцехов и специальные лица, ответственные за эксплуатацию электроустановок, назначенные руководителем предприятия.
Существующие методы организации технического обслуживания устройств электроснабжения, находящихся в ведении участков энергоснабжения, приведены в табл. 32.5. Опыт эксплуатации показывает, что наиболее рационален комплексный метод обслуживания таких устройств электроснабжения.
МПС утверждены нормативы численности электромонтеров энергетического хозяйства и автоблокировки независимо от места приписки этих электромонтеров (сетевой район, дистанция контактной сети, тяговая подстанция, ремонтно-ревизионный цех
Т аблица 32.5
Методы обслуживания устройств электроснабжения
Наименование метода Условия применения Организация работы персонала
Организация ли- На неэлектрифицирован- В составе сетевого района и сетевых участ-
нейных пунктов ных участках при боль- ков организуют линейные пункты электро-
злектромон геров шой протяженности сетевых районов и отсутствии пригородного сообщения монтеров (2—3 чел.) во главе со старшим электромонтером. Эта бригада осуществляет периодический осмотр и текущий ремонт устройств. Профилактические испытания, капитальный ремонт выполняют специальные бригады сетевого района и ремонтноревизионного цеха
Бригадный На неэлектрифицирован-ных участках В составе сетевого района организуют линейные и специализированные бригады, выполняющие весь объем планово-предупредительных ремонтов, а также необходимые переключения на линейных станциях
Комплексный На электрифицированных участках Сетевой район обслуживает устройства электроснабжения в пределах крупной станции, имея для этой цели специализированные бригады. На остальных станциях и перегонах устройства электроснабжения обслуживают дистанции контактной сети, имеющие также специальные бригады. При капитальном ремонте устройств используются совместно бригады дистанции контактной сети и сетевого района
Организация кон- Для обслуживания Специально организованное линейное подраз-
трольно-испыта- устройств питания ав- деление участка энергоснабжения в составе
тельных пунктов тоблокировки и диспет- электромеханика и одного—трех электромон-
(КИП) черской централизации теров для обслуживании ЛЭП автоблокировки и диспетчерской централизации. За КИПом закрепляют 100—170 км эксплуатационной длины. Работы по капитальному ремонту ЛЭП выполняют бригады сетевого района или дистанции контактной сети
Бригадно-группе- Совместно с работника- Линейные устройства продольных линий
ВОЙ ми дистанций сигнализации и связи электропередачи осматривают и ремонтируют одновременно бригады участка энергоснабжения и дистанции сигнализации и связи, что позволяет выполнить весь комплекс работ по сигнальной точке за один период (ремонтный цикл)
Комплексный ме- На электрифицирован- При осуществлении электроснабжения стан-
тод обслуживания сетевого района и тяговой подстан- ции ных участках ции от тяговой подстанции в целях повышения оперативности работы тяговую подстанцию подчиняют сетевому району
305
Таблица 32.6
Нормативы численности электромонтеров энергетического хозяйства
Наименование измерителей Единица измерения Норматив численности, чел.
Воздушные и кабельные линии ш ВЛ 6—10 кВ на деревянных опорах пряжением до 10 кВ 100 км 2,85
То же автоблокировки То же 3,33
ВЛ 6—10 кВ на железобетонных опорах 3,09
То же автоблокировки 3,77
ВЛ 0,4 кВ на деревянных опорах в 4,12
То же на железобетонных 4,87
» » опорах контактной сети » 1,35
Силовые кабельные линии напряжением 6—10 кВ • 1,78
То же до 1 кВ 1,15
Трансформаторные подстанции и ра Закрытые трансформаторные подстанции (ТП) с определительные пункты 100 подстанций 3,77
одним трансформатором То »е с двумя трансформаторами То же 5,57
Трансформаторные подстанции комплектные (КТП) В 1,92
или столбовые Однофазные комплектные трансформаторные под- 100 подстанций или си- 1,39
станции (КТПО) и силовые опоры линии автоблокировки Распределительные пункты 6—10 кВ ловых опор 100 присоединений 0,30
Электрическое освещение и п Прожекторное освещение на металлических и же- рочие устройства 100 прожекторов 0,28
лезобетонных мачтах То же на жестких поперечинах, опорах и кон- То же 0,38
струкциях Наружное освещение светильниками с лампами 100 светильников 0,90
ДКсТ на металлических или железобетонных мачтах То же с лампами накаливания на деревянных и То же 0,29
железобетонных опорах То же с люминесцентными или ртутными лампа- 0,58
ми на металлических и железобетонных опорах Гирляндное освещение 0,46
Освещение служебных помещений лампами нака- 0,07
ливания То же люминесцентными лампами в 0,22
Электродвигатели мощностью до 12,5 кВт 100 электродвигателей 0,43
Электрическое освещение стрелочных указателей 100 стрелочных указа- 0,11
Путейские токоразборные точки ♦ телей 100 точек 0,22
и т. д.). Нормативы предназначены для расчета списочной численности электромонтеров, выполняющих работы по текущему содержанию и текущему ремонту воздушных и кабельных линий напряжением до 10 кВ, сетевых трансформаторных подстанций напряжением до 27,5 кВ, высоковольтных линий автоблокировки и электрических установок подразделений железнодорожного транспорта, обслуживаемых участками энергоснабжения. Электромонтеры, выпол няющие работы по капитальному ремонту, усилению устройств энергетического хозяй-
306
ства, и электромонтеры оперативно-выездных бригад в нормативах не учтены.
Нормативами учтено усредненное количество конструктивных элементов и объемов нерегулярно повторяющихся работ, принятых на основании анализа применяемых конструкций и статистических данных; затраты времени на непредвиденные и хозяйственные работы приняты соответствующими 13% трудоемкости работ, рассчитанной по нормам времени; затраты времени на перемещение ремонтного персонала соответствуют среднему расстоянию от производст-
Таблица 32.7
Укрупненные нормативы численности электромонтеров энергетического хозяйства
Наименование измерителей Единица измерения Норматив численности, чел.
Воздушные линии напряжением 6—10 кВ на са- 100 км 3,26
мостоятельных опорах •
То же 0,4 кВ То же 4.50
Силовые кабельные линии напряжением до 10 кВ 1,46
Трансформаторные подстанции (ТП, КТП, столбовые подстанции) 100 трансформаторов 2,64
Однофазные комплектные трансформаторные под- 100 подстанций или си- 1,39
станции и силовые опоры линии автоблокировки левых опор
Наружное освещение светильниками с лампами накаливания 100 светильников 0,35
Наружное освещение светильниками с лампами ДКсТ, люминесцентными и ртутными То же 0.74
Таблица 32.8
Требования к системе электроснабжения устройств СЦБ
Элемент схемы Смешанная система питания Переменный ток (дополнительные требования)
Пункты пи- Источники питания достаточно мощ- Плечи питания ВЛ СЦБ не более
тания ные, способные обеспечить электрическую энергию усыновленного качества. На электростанциях, используемых для питания автоблокировки, установлено не менее двух агрегатов. Для резервирования может использоваться электростанция с одним автоматизированным агрегатом Схемы электроснабжения предусматривают двустороннее питание объекта. Пункты питания сфазированы для параллельной работы 50 км, ЛЭП получает питание (основное или резервное) от всех пунктов участка, где имеются источники электроэнергии %
Линия элек- Высоковольтные линии ВЛ СЦБ на Фидеры автоблокировки оборудованы
тропередачи всем протяжении секционируются в соответствии с утвержденными схемами ВЛ СЦБ Б—10 кВ, подвешенные на одних опорах с сигнальными проводами, получают энергию через изолирующие трансформаторы и не имеют гальванической связи с другими линиями, в том числе с линиями продольного электроснабжения устройствами АПВ и АВР и дистанционного управления выключателями из помещения с постоянным дежурным персоналом. В этом же помещении имеется сигнализация о положении выключателя и срабатывании защит
Сигнальные Сечение проводов и кабелей обеспе- К каждой сигнальной точке подво-
ТОЧКИ чивают необходимые уровни напряжения в кабельных ящиках и на шинах вводных панелей постов ЭЦ дится основное и резервное питание через отдельные линейные трансформаторы с устройством АВР в релейном шкафу. Для исключения перекрытия открытых входных и выходных сигналов время полного действия АПВ или АВР не должно превышать 1,3 с
307
венной базы к месту работы 20 км (учитывается время на перемещение туда и обратно) .
Нормативы численности электромонтеров энергетического хозяйства и ЛЭП автоблокировки, приведенные в табл. 32.6, предназначены для определения контингента участков, энергоснабжения. Укрупненные нормативы, приведенные в табл. 32.7, предназначены для определения численности электромонтеров энергетического хозяйства и ЛЭП автоблокировки для вновь вводимых электрических сетей.
В зависимости от местных условий и особенности устройств нормативы следует ум-йожать на следующие коэффициенты: для двухпепиых высоковольтных линий — 1,13; для трасс на крутых склонах гор— 1,15; для трасс по заболоченным местам и барханам (сыпучим пескам) — 1,2.
Повышение трудоемкости работ, выполняемых в зимних условиях, учитывается умножением нормативов на среднегодовые коэффициенты 1,01—1,2 в зависимости от температурных зон, установленных для различных областей СССР.
§ 32.3. Особенности электроснабжения устройств СЦБ
В соответствии с Правилами устройства электроустановок все электроприемники в отношении обеспечения надежности элект
роснабжения разделяются на три категории.
Правила технической эксплуатации железных дорог Союза ССР устанавливают, что устройства электроснабжения должны обеспечивать надежное электропитание объектов СЦБ как электроприемников категории I. Для’отдельных участков, не отвечающих этому требованию, впредь до переустройства с разрешения МПС допускается их питание как электроприемников категории II.
Нормы напряжения переменного ток для устройств СЦБ и отклонения от этих норм, обеспечивающие устойчивую работу устройств, устанавливаются МПС. При этом отклонение от установленных норм напряжений допускается в сторону уменьшения не более 10%, а в сторону увеличения — не более 5%.
На железных дорогах в зависимости от системы автоблокировки, рода тяги и типа применяемых рельсовых цепей существуют две системы электроснабжения устройств СЦБ: смешанная и переменного тока. Пре смешанной системе, в случае исчезновения переменного тока все приборы автоматически получают питание от аккумуляторов. Все большее распространение получает система автоблокировки с рельсовыми цепями переменного тока частотой 25 Гц. Требования к системе питаний устройств СЦБ приведены в табл. 32.8.
Глава 33
НАДЕЖНОСТЬ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
§ 33.1. Основные понятия и терминология надежности
Система электроснабжения электрической тяги состоит из нескольких достаточно сложных объектов — тяговые подстанции, посты секционирования, пункты параллельного соединения, пункты повышения и преобразования напряжения, контактная сеть, линии питания СЦБ, устройства телемеханики. Надежность этих объектов различна. Различают эксплуатационную и техническую надежность устройств электроснабжения. Эксплуатационная надежность определяется в реальных условиях эксплуатации с учетом воздействия внешних и внутренних факторов, связанных с действительными режимами работы объекта и условиями его обслуживания, а также воздействиями окружающей среды. Техническую (номинальную) надежность определяют специальными испытаниями в соответствии с техническими условиями прн типовых режимах.
Согласно ГОСТ 13377—75 надежность тяговой подстанции — это способность ее преобразовывать и распределять электрическую энергию по фндерам контактной се ти и районных потребителей при соответ ствуюших уровнях напряжения, и на грузках, определяемых мощностью установленного оборудования и техническими уело ВИЯ.МИ, в течение заданного промежутка времени. Надежность контактной сети — это ее свойство передавать в установленных пределах электроэнергию определенного качества от подстанции к электроподвижно-му составу (н обратно при рекуперации} через скользящий контакт между токоприемником и контактным проводом в течение требуемого промежутка времени при заданных условиях эксплуатации и принятых параметрах изготовления, строительства и монтажа деталей и узлов контактной сети.
Надежность устройств электроснабжения обусловливается их безотказностью.
Критерии отказов объектов
Таблица 33.1
Объект Условное обозначение Характеристика отказа
Тяговые подстанции тп Вынужденное прекращение питания КС, ВЛ СЦБ или ЛЭП хотя бы по одному из фидеров независимо от длительности перерыва питания
Посты секционирования ПС Вынужденный вывод из работы хотя
Пункты параллельного соединения Пункты повышения и преобразования напряжения ппс пп бы одного фидера ПС, ППС, ПП
Контактная сеть КС Невозможность движения электропод вижного состава или необходимость его пропуска с опущенным токоприемником по любому из электрифицированных путей независимо от длительности ограничения движения
Линии питания СЦБ Линии продольного электроснабжения ВЛ СЦБ ЛЭП Вынужденное отключение линии
Устройство телемеханики тм Невозможность телеуправления или получения ответной сигнализации положения по любому управляемому устройству
309
Таблица 33.2
Показатели безотказности
Термин Определение Расчетные формулы
Вероятность безотказной работы P(t) Средняя наработка до отказа Интенсивность отказов Параметр потока отказов “(0 Наработка на отказ То • Вероятность того, что в пределах заданной наработки отказ объекта не возникнет Статистически определяется как отношение числа объектов, безотказно проработавших до момента времени t, к числу объектов, работоспособных в начальный момент времени /0- Математическое ожидание наработки объекта до первого отказа. Статистически определяется как отношение суммы наработок испытуемых объектов до отказа к числу наблюдаемых объектов, если они все отказали за время испытаний (план [М, U, г] при г = = W) Условная плотность вероятности возникновения, отказа невосстанавливае-мого объекта, определяемая для рассматриваемого момента времени при условии, что до этого момента отказ не возник Плотность вероятности возникновения отказа восстанавливаемого объекта, определяемая для рассматриваемого момента времени (время восстановления не учитывается). Для ординарных потоков без последействия интенсивность потока совпадает с параметром потока отказов Отношение наработки восстанавливаемого объекта к математическому ожиданию числа его отказов в течение этой наработки При экспоненциальном законе распределения времени между отказами [ t \ P(t) = exp I — -уг 1, где T — время наработки При плане [TV, U, Т] и экспоненциальном распределении (г^О) S ti—T(N—r) Ti — - r , где Г; — на- работка «-того .объекта до отказа, N — число испытуемых объектов; г — число отказов за время испытаний При плайе fJV, U, Т] , N(t) — N(t + Д/) Х(/) - " 7У(/)Д/ ' где Nw ~ число объектов, работоспособных к моменту Г; Д/—длительность интервала времени , Mr(t,t + ДГ) ®(0 - hm . л/-»о аг где Mr — математическое ожидание числа отказов за интервал ДГ. При экспоненциальном распределении наработки между отказами о>(Г) = к, где к — параметр распределения Для плана [Л\ М, г] N ,Bi<г То — , где tt — момент г-того отказа i-того объекта. При экспоненциальном распределении ?o=l/k
Примечание. Буквы U и М в обозначениях планов указывают степень и характер восстановления объектов испытаний: U — иевосстанавливаемые и незаменяемые при испытаниях; М — восстанавливаемые при испытаниях.
310
Рис. 33.1. Лицевая стороны карточки отказа
долговечностью, ремонтопригодностью и сохраняемостью.
Учитывая специфические условия функционирования этих устройств, главнейшими показателями их надежности можно считать показатели безотказности (табл. 33.1 и табл. 33.2). Для устройств контактной сети работоспособность — это ее состояние, обеспечивающее передачу электроэнергии от подстанции к электроподвижному составу с параметрами, установленными нормативно-технической документацией (стандартами, техническими условиями, типовыми проектами и т. п.) при заданных скоростях движения в любых атмосферных условиях. 1
Продолжительность работы устройств электроснабжения, измеряемая временем, количеством переработанной электроэнер
гии, числом проходов токоприемников по участку, тонно-километровой работой, числом коммутационных переключений и другими показателями, называется наработкой. В процессе эксплуатации различают наработку между отказами (для восстанавливаемых элементов), наработку до отказа.
§ 33.2. Сбор, передача и первичная обработка информации
Система сбора и обработки информации определена соответствующим стандартом (например, для изделий машиностроения ГОСТ 16468—79). Министерством энергетики и электрификации СССР разработана и утверждена [Типовая инструкция по расследованию и учету аварий и брака и прочих нарушений в работе объектов энергетическо-
311
kqmstl.
Рис. 33.2. Оборотная сторона карточки отказа
МФ/ОО
g\1
13. < Поврежденный узел, элемент <—,—.—,—т— * 05 меегирхз-ё Количество замененных излов или элементов, ед изменения • •
w.
Z5.
ZS.
Zl
IS.
Zl
30.
31.
3Z.
1 По.НпРигНр.uien ЧпРмРит
, учим, UJ.'U, I О \о\о\о\о\о
Количестве замененных узлов или элементов, ед измерения , г-- Уклон 6%. кривая. №8о0.м, опары. с вн.. с/порюнве. кри&ко |g? \Х Прснриль пути (провальный, в плане) г г
Ымк, У’=С0оУе , оссирков teem-________________________ |
~з\о
Метеорологические условия ________12- 20
Дата, время обнаружения отказа ' г^т-т ттт. г,г«Т 71 М. 02, 10.S0 .
Дата, время начала восстановления объекта ,—.—.—,—г—,—,—.— . 00.02, M.OS |Л|^И|Л|/|^|<7|5Г • •
Л2. 02, /5.50
_________________________________________________________________________о_
Дата, время окончания восстановления устройства | | /
Перерыв.норм. зл.сиаджения или закрытия пути,. . , , -i-i-т-т—>-~ з.р,. /80 -/г<2£. 62 - n/iusu.94. кин- |г?| / [8 6 ]0[
Задержки. поезвоЗ(груз.-пасс.-лрие.) поезд.*мин.
33.
3<f.
35
36.
37.
38.
39.
Стоимость материалов и услуг стар, орг., Дуд.
75 тел. -г.
Трудозатраты на восстановление, чея-ч .—,—к
/4. 04 74, лг&сущий ремонпг |/|4I 7|41/
Дита и вид предыдущей профилактики
Состояние устройств в момент проявления отказа [6
Вид отказа устройства 1436,. 1567 1з|б|б|7
Год
8 эксплуатацию и капитального ремонта
6 аепъ _____
• •
29 \0\2\0
10 тыс Проходов э.п.с.
Составил
Проверил
Кодировал
Д о лжи ость ЭЧК- 4о
ЭЧ- 7 имж лэ у/
‘Фамилия ЛамцеО tyf/vajcof?
Подпись
Дата
S3.02 75
25 02 75
/505. 75
го хозяйства потребителей электрической и тепловой энергии, в которой рекомендованы определения аварий и браков применительно к устройствам энергоснабжения.
Главным управлением электрификации и энергетического хозяйства утверждены Инструкции по сбору, передаче и первичной обработке информации о надежности устройств электроснабжения и энергетики. Задачей обслуживающего персонала является обеспечение полноты и достоверности информации о работе эксплуатируемого оборудования с регистрацией как отказов, так и всех случаев обнаруженных неисправностей, не приведших к отказу, с указанием условий и времени возникновения неисправности или отказа.
Применительно к объектам устройств электроснабжения учитывают и анализируют следующие события: полные и частичные отказы, плановые ремонты и техническое обслуживание.
Не считаются частичными отказами и не учитываются появления мелких неисправностей, не влияющих на1 основные параметры, например, незначительные загрязнения изоляции или коррозия металлических конструкций, несущественное ослабление крепящих деталей и т. д. Для каждой группы устройств установлен перечень основных параметров, определяющих их работоспособность. Даже если нарушение нормальной работы или состояния устройства и не связано с его аварийным отключением или круп-
312
ным повреждением, а заключается в отклонении от нормы одного из параметров, включенных в перечень, оио должно классифицироваться как отказ. Отказы могут быть обнаружены оперативно, т. е. устройствами защиты, автоматики или персоналом во время работы оборудования либо в процессе технического обслуживания. В обоих случаях они подлежат учету.
Ответственным за достоверность и полноту информации об учитываемых событиях является начальник объекта.
Сбор и передача информации организуются с помощью карточек отказов и паспортных карт надежности. В пункте карточки отказа (рис. 33.1 и 33.2) предусматривается возможность изложения ответа словами и выделяется прямоугольниками место для размещения шифра (кода), необходимого для ввода информации в ЭВМ. На переходный период до полного освоения машинной обработки информации используются стандартные карточки с краевой перфорацией.
Карточки отказов заполняет лицо, в ве-, дении которого находится эксплуатируемый объект, совместно с работником, обнаружившим отказ или руководившим его ликвидацией. Проверку технической правильности информации, шифровку ее в соответ-, ствии с кодовым классификатором и передачу на ЭВМ производят работники групп надежности дорожных электротехнических лабораторий.
В зависимости от объема работы группа надежности состоит из 2—3 чел. во главе со старшим электромехаником. В обязанности группы надежности входят сбор, обработка и анализ статистических данных об отказах устройств электроснабжения; оценка надежности объектов электроснабжения; составление годовых анализов надежности устройств в целом и их элементов; разработка мероприятий по повышению надежности объектов и улучшению системы их ремонта и технического обслуживания. Группа надежности осуществляет контроль за работой участков электроснабжения по организации сбора и учета информации; оформление рекламаций поставщикам на изделия низкого качества; координация работы участков электроснабжения по повышению надежности объектов; связь с научно-исследовательскими и учебными институтами, а также группами надежности других дорог.
Обработка информации с целью получения обобщенных показателей производится на ЭВМ по специальным программам. Результирующие выходные формы содержат укрупненные показатели надежности объектов системы электроснабжения и показатели для более детального анализа надежности ее отдельных устройств.
Результаты обработки информации о надежности должны обеспечить возможность разработки и проведения:
проектными организациями — конструктивных усовершенствований узлов и деталей, изменения схем сложных устройств;
заводами — совершенствования технологии изготовления, сборки, контроля и испытаний, направленные на обеспечение требуемого уровня надежности и его повышение у вновь выпускаемых изделий;
участками энергоснабжения, службами электрификации — организационно-технических мероприятий, направленных на повышение качества технического обслуживания и ремонтов, снижение затрат на их выполнение, повышение эффективности использования устройств электроснабжения.
§ 33.3. Пути повышения надежности устройств электроснабжения
Анализ единичных и комплексных показателей надежности устройств электроснабжения позволяет найти пути решения сле-дующйх задач:
выявить элементы и узлы, имеющие пониженную по сравнению с другими надежность, и на этой основе создать «равнопрочную» систему;
повысить «климатическую» устойчивость элементов, узлов и объектов в целом;
наиболее целесообразно применить методы технической диагностики и дефектоскопии;
прогйозировать число отказов, потребность запчастей;
улучшить организацию восстановительных работ;
выбрать оптимальные межремонтные сроки;
выбрать экономически обоснованную систему технического обслуживания и ремонтов.
На каждом электрифицированном участке разрабатывают конкретные организационные и технические меры по улучшению показателей надежности, которые учитывают специфические и общие условия работы данного электрифицированного участка.
Повышение надежности тяговых подстанций может быть достигнуто путем улучшения общего технического уровня эксплуатации оборудования, осуществления проти-воаварийиых мероприятий, модернизации отдельных узлов и схем, внедрения резервирования (табл. 33.3).
Повысить надежность устройств контактной сети можно, осуществляя противоава-рийные мероприятия, модернизацию отдельных узлов, проводя комплекс мер по. ускорению восстановительных работ при повреждениях, применяя аппараты для определения места короткого замыкания, вагоны для дефектоскопии различных элементов, улучшая обший технический уровень эксплуатации (табл. 33.4).
313
Таблица 33.3
Способы повышения надежности тяговых подстанций
Оборудование Противоаварийные меры Предложения по модернизации
Распределительные устройства Аккумуляторная батарея Контактные соединения шин и т. д. Устройства регулирования напряжения с приводом РНТ-13 Отделители и короткоза-мыкатели Быстродействующие выключатели Секционирование шин РУ 3,3 и 27,5 кВ и взаимное резервирование фидеров Применение термоиндикаторных красок Установить в приводе устройство подогрева мощностью 300—400 Вт Смазку трущихся частей делать пас i ой ГОИ-54 с присадкой 10% графита На коммутаторы автоматических выключателей установить защитные кожуха Оборудование присоединений устройствами АВР (автоматического включения резерва) и АПВ (автоматического повторного включения) Резервирование выпрямителями, питающимися от посторонних источников Сварка соединений Торможение электродвигателя привода выполнить на постоянном токе Изолирующую вставку выполнить из стеклотекстолита Устанавливать сдвоенные выключатели так, чтобы неподвижные контакты были расположены в сторону шин н контактной сети.
Таблица 33.4
Способы повышения надежности контактной сети
Показатель Противоаварийные меры Предложения по модернизации
Повышение ветроустойчивости Борьба с гололедом на проводах Уменьшение пережогов контактных проводов на воздушных промежутках Уменьшение пережогов других тросов и проводов Повышение прочности изоляторов Увеличение натяжения проводов, применение жестких распорок и ограничителей подъема, выбор длин пролетов по нормативам и т. д. Применение плавки гололеда, вибропантографов и вибробарабанов Применение защит, разработанных ВНИИЖТом и Московской дорогой, указателя «Опустить токоприемник» Монтаж дублирующих шлейфов, установка указателей перегрева зажимов Применение средств дефектоскопии , обмывка изолятсуов, покрытие их кремнииор паническим вазелином Применение ромбической подвески Профилактический подогрев проводов • / Электронная защита фидеров; устройство для шунтирования воздушных промежутков Применение сварки взрывом и термитной иа всех подключениях Замена стержневых изоляторов тарельчатыми
Глава 34
СООРУЖЕНИЕ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
§ 34.1. Строительные работы по сооружению контактной сети и тяговых подстанций
Строительные и -монтажные работы при сооружении контактной сети и тяговых подстанций должны производиться в соответствии с Техническими указаниями по технологии производства строительных и монтажных работ при электрификации железных дорог (ВСН 116—65) с соблюдением требований Строительных норм и правил (СНиП III-41—76), Правил устройств электроустановок (ПУЭ), Правил технической эксплуатации железных дорог Союза ССР (ПТЭ), Инструкции по сигнализации да железных дорогах Союза ССР, Инструкции по обеспечению безопасности движения поездов при производстве путевых работ, Технических условий производства и приемки строительных и монтажных работ при электрификации железных дорог (ВСН 12—59), действующих правил техники безопасности, охраны труда и противопожарной охраны, а также действующих правил промышленной санитарии при строительных и монтажных работах.
Контактная сеть. Состав строительных работ по сооружению контактной сети: разработка котлованов под фундаменты, анкеры и опоры контактной сети, установка фундаментов, анкеров, опор контактной сети (табл. 34.1), жестких поперечин, анкерных оттяжек. Одновременно устанавливают опоры для резервного питания устройств автоблокировки от расположенной иа опорах контактной сети продольной линии электропередачи напряжением 6 или 10 кВ (участки, электрифицируемые на постоянном токе) либо линии ДПР напряжением 27,5 кВ (на переменном токе), а также фундаменты и опоры комплектных трансформаторных подстанций (КТП и КТПО), габаритные ворота на переездах, предохранительные щиты иа всех пешеходных мостах, путепроводах и мостах, расположенных над электрифицируемыми путями. .
При установке опор. контактной сети применяют два основных способа: с пути и с поля.
Комплексная бригада, работающая с пути, имеет установочный поезд, в состав которого входят тепловоз, кран на железнодорожном ходу (см. с. 321) с подстреловой платформой, четырехосные платформы для перевозки опор, крытый вагон-теплушка, а также, буровая машина и многоковшовый котлованокопатель (см. табл. 34.4),
автомобиль. При необходимости бригаде придают агрегат АВСЭ-1М (см. с. 320) и устройства для забивки свай (вибропогружатель ВП-1, дизель-молот УР-1250 и др.).
Комплексная бригада, работающая с поля, оснащается бульдозером, котлованокопа-телем (см. табл. 34.4), кранами на тракторном и автомобильном ходу, тракторами и прицепами (два-три комплекта) для перевозки опор, автомобилями.
Разбивка мест установки опор производится в соответствии с плйнами контактной сети перегонов и станций.
Сооружение фундаментов и установка опор в свежеотсыпанных насыпях, в скальных и слабых грунтах осуществляется в соответствии со специальными методическими рекомендациями для особых геологических условий. На участках, электрифицируемых на постоянном токе, железобетонные опоры имеют предусмотренные проектом изолирующие втулки и прокладки между поверхностью опоры и закладными деталями, а также всеми конструкциями, устанавливаемыми иа опору; металлические опоры изолируют от анкерных .болтов фундамента специальными втулками.
Сопротивление цепи от заземляемых стальных деталей до рельса нормировано и при необходимости значение его проверяется работниками участка энергоснабжения при приемке опор в эксплуатацию.
На установленных опорах иа высоте 5 м от головки рельсов наносят номер и знак высокого напряжения.
При установке железобетонных стоек жестких поперечин необходимо точно соблюдать расстояние между опорами одной поперечины, определяемого размерами принятого ригеля, при этом отклонения от проектного положения опор в плане и по высоте должны соответствовать требованиям, приведенным в табл. 34.1.
Сдвоенные железобетонные опоры жестких поперечин устанавливают, как правило, одновременно; для фиксации требуемого расстояния между опорами 'заранее ставят специальные прокладки, а сами опоры скрепляют временно друг с другом.
Металлические ригели жестких поперечин собирают и сваривают из отдельных блоков на комплектовочной базе, там же к ригелям присоединяют оголовки для крепления к’ опорам. Установку ригелей на стойки выполняют краном МК ЦУМЗ-15 несколькими способами:
1-й способ — с занятием одного станционного пути; поперечины разгружают снача-
315
Таблица 34.1
Машины и механизмы, применяемые при разработке котлованов, сооружении фундаментов, анкеров, установке опор, и основные требования к производству указанных работ
Вид рабсу Методы выполнения работ Применяемые машины и механизмы Требования к производству работ
Разработка Рытье котлованов Буровая машина БМ или Размеры котлована в плане дол-
котлованов с пути То же с поля БМТС-2 Котлованокопатель ВК-1 или ВК-2 и ВК-3 (см. табл. 34.4) Котлованокопатель МКТС-2 илиМКТС-3 (см. табл. 34.4), экскаваторы жны обеспечивать свободную установку фундамента или опоры, глубина котлована — соответствовать проектным размерам, отличаясь от них не более чем на ±100 мм
Сооружение Установка фунда- Кран на железнодорож- Отклонения фундаментов от
фундаментов мента в открытый ном ходу МК ЦУМЗ-15 и проектных расстояний до оси
и анкеров котлован с пути То же с поля Погружение свайных фундаментов и анкеров с пути Погружение свайных фундаментов для ростверков металлических опор, фундаментов глубокого заложения — свай-стаканов, свай-стоек и т. п. др. (см. с. 321) Краны на автомобильном и тракторном ходу Вибропогружатель АВСЭ-1М (см. с. 320) Вибропогружатель ВП-1 или дизель-молот УР-1250, которые располагают на направляющей копровой раме, закрепленной на стреле железнодорожного крана пути не должно превышать +150 мм, а отклонение от проектного положения отметок верхней поверхности фундаментов— ±100 мм. Отклонение длины пролета от проектной допускается в пределах +1 н —2 м. Отклонение оси анкера оттяжек анкерных опор от проектного положения не должно превышать 3°
Установка опор Установка с пути То же с поля Кран на железнодорожном ходу МК ЦУМЗ-15 и др. Краны на автомобильном и тракторном ходу Наклон опоры относительно вертикали не должен превышать 2% длины опоры в сторону, противоположную действию основных нагрузок, и 1% длины опоры вдоль оси пути; для анкерных опор наклон вдоль оси пути не должен превышать 0,5% в сторону, противополож-,ную действию оснэвных нагрузок. Допускаются следующие отклонения от проектных данных: по глубине заделки в грунт± 100 мм; по длине пролета + 1 и —2 м; по расстоянию от оси пути +150 мм. Отклонение опор по отношению к направлению, перпендикулярному оси пути (в плане), в том числе закладных деталей железобетонных опор ±3° (tg 3° = 1/20)
ла краном на междупутье, а затем поочередно устанавливают;
2-й способ — то же, но поперечины краном снимают с платформ и сразу устанавливают на опоры (применяется для установки поперечин малой длины—на два-три пути при работе на перегонах);
3-й способ — с занятием двух смежных путей; на одном из них находятся платформы с опорами, а по соседнему пути передвигается кран.
Анкерные оттяжки монтируют вручную. Кронштейны к анкерной опоре крепят на
316
земле или после установки опоры с приставной лестницы (на железобетонных конических опорах). Устройство узла крепления тяг оттяжек к анкеру обеспечивает регулировку длины тяг. Для регулирования натяжения тяг на них также предусмотрена резьба. При установке анкерных оттяжек на участках постоянного тока обеспечивают изоляцию оттяжек от анкеров.
Установленные опоры и конструкции контактной сети сдают под монтаж электромонтажному поезду при участии представителей заказчика. Сдаче под монтаж подлежат
Таблица 34.
Основные данные по трудоемкости строительных работ по контактной сети
* t \ Наименование работ Затраты труда, чел-ч, на одну единицу Норма выработки, шт. Состав звена, чел.
в смену | при работе в «окно» механизаторы электролинейщики землекопы
Разработка котлованоа:
котлованокопателем МКТС-2М 1,16 14 —.- 2 — —
» вк 1,06 — 5 2 — —
буровой машиной БМ 1,62 — 5 3 — —
вруч ную 12,9 1 — —-- — 2
Установка в котлован блочных фундаментов
краном:
на железнодорожном ходу 1,25 — 13 1 4 —
тракторным 2,6 16 — 1 4 —
автомобильным 2,0 20 1 4
Вибропогружение свайных фундаментов агрега- 2,24 — 8 4 3 —
том АВСЭ-1М
Установка в котлован железобетонной опоры
краном:
на железнодорожном ходу 1,61 — 11 1 4 2
тракторным 2,77 14 — 1 4 —
Окончательная регулировка и засыпка грунтом 2,3 20 — — 4 2
опор, установленных в котлован
Монтаж жестких поперечин 13,5
В том числе: 4 — 1 3 —
комплектование и сборка 8,5
установка на опоры (на станции) 1,9 11 — 1 4 —
окончательное закрепление на опорах 3,1 8 — — 3 —
Установка оттяжек к анкерным опорам:
ДВОЙНЫХ 5 5 — —- 3 —
одинарных 3,5 7 — — 3 —
Примечания. 1. Продолжительность <окна» принята равной 2 ч.
2. Данные по разработке котлованов относятся к немерзлым грунтам.
опоры, установленные на всем перегоне, станции или отдельном парке станции в соответствии с планами контактной сети. На перегонах длиной 18 км и более допускается сдача опор под монтаж в два срока.
На участках, предъявляемых под монтаж, должны быть установлены, закреплены и отрегулированы все предусмотренные проектом .опоры, жесткие поперечины, анкеры и анкерные оттяжки, фундаменты и опоры для комплектных трансформаторных подстанций (КТП), габаритные ворота; переустроены негабаритные высоковольтные и низковольтные воздушные линии (ВЛ) и линии связи.
В табл. 34.2 приведены ориентировочные данные по трудоемкости основных видов строительных работ по сооружению контактной сети.
Тяговые подстанции. Основным средством снижения трудовых затрат на сооружение тяговых подстанций является индустриализация этих работ, т. е. изготовление максимального количества конструкций и узлов на специализированных заводах, доставка их на строительную площадку, где процесс строительно-монтажных работ сводится к сборке этих узлов и конструкций и монтажу шин и кабельных коммуникаций.
Для сдачи строительной части тяговой подстанции под монтаж должны быть выполнены следующие работы: сооружено здание тяговой подстанции с устройством «черного» пола, необходимых закладных деталей для монтажа оборудования, кабельных каналов; стены и потолки оштукатурены и подращены одни раз; заполнены оконные н дверные проемы, окна остеклены (двойные рамы при сдаче подстанции в зимнее время); в помещении аккумуляторной уложены «чистые» полы (метлахская плитка), стены и потолки окрашены два раза кислотоупорной краской, смонтирована вентиляция; построен подъездной путь, открытый для заезда тяжеловесных кранов и подачи вагонов с оборудованием; закончена планировка открытой части; выполнено устройство фундаментов и оснований под оборудование; установлены опоры открытых РУ и смонтированы опорные конструкции; выполнен наружный контур заземления и спуски к нему от установленных металлоконструкций; сооружены кабельные каналы; выполнено ограждение тяговой подстанции; уложен рельс отсасывающей линии на подстанциях переменного тока.
Если монтаж подстанции предстоит выполнять в зимнее время, то здание должно
317
быть обеспечено постоянным или временным отоплением. Для того чтобы к моменту сдачи под монтаж подстанции можно было окрасить стены помещения аккумуляторной батарея, монтажная организация в процессе производства строительных работ выполняет работу по установке изоляторов для ошиновки аккумуляторной батареи и проходной плиты.
Приемка под монтаж тяговой подстанции осуществляется комиссионно (представители строительной, монтажной организации и заказчика) и только при выполнении строительных работ в полном объеме, т. е. и открытой и закрытой части подстанции. Раздельная (частичная) приемка техническими условиями запрещена.
При приемке под монтаж проверяется соответствие выполненных работ проекту: правильность сооружения оснований под оборудование по отвесу и уровню; соответствие проекту установки закладных деталей и проемов для монтажа оборудования; правильность выполненных работ по сооружению рельсов, отсасывающей линии подстанций переменного тока, в том числе качество сварки, наличие отпаек для подключения шин, лужение их контактных поверхностей; правильность разбивки отверстий в опорных конструкциях для закрепления оборудования; правильность укладки метлахских плит пола в помещении аккумуляторной и наличие под ними кислотоупорного основания; правильность выполнения скрытых работ по заглублению и антикоррозионному покрытию опорных конструкций и фундаментов, а также соответствие проекту выполненного наружного контура заземления (эта проверка осуществляется • по представленным строительной организацией актам на скрытые работы, подписанным представителем заказчика).
Кроме того, по наружному контуру заземления строительная организация представляет акт о проверке целости пепи заземления и акт о замере сопротивления растеканию контура,. которое не должно превышать 0,5 Ом.
< При приемке под монтаж строительной части подстанции постоянного тока особо тщательно проверяют, нет ли глухого соединения закладных металлических деталей для установки оборудования 3,3 кВ с арматурой железобетона здания и фундаментов, а также с наружным контуром заземления. Эта проверка осуществляется с помощью мегаомметра. При наличии такого касания оно подлежит устранению до начала монтажных работ.
К моменту приемки под монтаж заказчик по заявке монтажной организации обязан
поставить требуемое оборудование на монтажную площадку.
Для разгрузки оборудования заказчиком предоставляются разгрузочные средства, в частности краны необходимой грузоподъемности.
Поставляемое оборудование заказчик по акту установленной формы сдает под монтаж монтажной организации.
При сдаче оборудования под монтаж осуществляется проверка соответствия его проекту, а также его состояние; все это фиксируется двусторонним актом.
После приемки под монтаж оборудования ответственность за его сохранность лежит на строительно-монтажной организации впредь до сдачи в эксплуатацию смонтированного объекта.
§ 34.2. Состав и организация монтажных работ по сооружению контактной сети и тяговых'подстанций
Монтажные работы при электрификации железных дорог выполняют подразделения Всесоюзного специализированного монтажного треста «Трансэлектромонтаж» Главтрансэлектромонтажа Министерства транспортного строительства.
К этим работам относятся монтаж контактной сети, тяговых подстанций, продольных линий электропередачи, расположенных на опорах контактной сети — ЛЭП 10 кВ на линиях постоянного тока, ЛЭП 27 кВ (ДПР) на линиях переменного тока, устройств энергетики (воздушные и кабель ные линии), переустройство линий низковольтных и высоковольтных напряжением до 35 кВ, сооружение линий дистанционного управления секционными разъединителями.
Заводы треста изготовляют оборудование, конструкции, детали для монтажа контактной сети и тяговых подстанций в соответствии с их основной номенклатурой.
Количество электромонтажных поездов (ЭМП) и прорабских пунктов, которые образуются в составе ЭМП, определяется объ емоМ монтажных работ и условиями их производства (например, при значительной разбросанности небольших объектов необходимо иметь большее количество прорабских пунктов). ЭМП составляют проекты производства работ для основных участков.
Определение трудовых затрат производится по укрупненным нормативам (табл. 34.3). На монтаж контактной сети приняты следующие укрупненные нормативы (с учетом затрат труда сигналистов и механизаторов), чел.-дни/км:
Монтаж контактной сети постоянного тока:
на перегоне 58
» станции 62
То же переменного тока:
на перегоне 48
» станции 52
Монтаж усиливающих проводов:
1 провод в линии 8
2 провода » » 11
3 » » » ’ 16
318
Монтаж питающих и отсасывающих проводов:
2 провода в линии 15
3 » » » 20
Монтаж линии электропередачи напряжением 27,5 кВ (ДПР):
1 провод в линии 5
2 провода » » 14
Монтаж линии электропередачи напряжением 10 кВ на опорах контактной сети при трех проводах в линии 14
Сооружение кабельной линии дистанционного управления секционными разъединителями: механизированным способом 40
вручную 100
Монтаж линии электропередачи напряжением до 1000 В на опорах контактной сети 6
На монтаж одной комплектной трансформаторной подстанции (КТП) затрачивается 6 чел.-дней, а на монтаж поста секционирования—35 чел.-дня.
Таблица 34.3
Укрупненные нормативы на монтаж тяговых подстанций
Тяговая подстанция Затраты труда, чел .-дни, при напряжении иа вводах подстанции, кВ
ПО 35 • 6 и 10
Опорная Проходная Отпаечная 3000/2500 2500(1500)/2200 2000(1300)/1800 -7— 2000(1200)71800 1800(1100)71700- -/— -7-1500(1000)/—
Примечания. 1. В числителе приведены данные для подстанций постоянного тока, в знаменателе _
для подстанций переменного тока.
2. Данные, приведенные в скобках, относятся к комплектным тяговым подстанциям.
В состав электромонтажного поезда входят механические мастерские, которые изготовляют фиксаторы, треугольные подвесы, траверсы и другие изделия, не поставляемые заводами, а также ряд нетиповых конструкций, применяемых в ограниченном количестве.
Прорабский пункт по монтажу контактной сети выполняет следующие основные виды работ: монтаж поддерживающих устройств; монтаж и регулировку цепной подвески; монтаж секционных изоляторов, разъединителей, разрядников, заземлений; монтаж усиливающих, питающих и других проводов, расположенных на опорах контактной сети.
Каждый прорабский пункт по монтажу контактной сети имеет четыре-пять дрезин ДМ, две раскаточные платформы, автокран, автомобиль. В зависимости от производственной необходимости прорабскому пункту придается автомотриса АГВМ, машины с шарнирной стрелой МШТС-2П или МШТС-2А. Электромонтеры прорабского пункта распределены по брргадам. Каждая бригада состоит из пяти-шести электромонтеров и одного-двух или более сигналистов, назначаемых в бригаду в зависимости от характера выполняемых работ.
Прорабский пункт по монтажу тяговых подстанций одновременно, как правило, выполняет работы по сооружению устройств энергетики (линии воздушные и кабельные) и имеет следующее оснащение: автомобиль, машина МШТС-2А, автокран, бурильно-крановая машина, канавокопатель.
Прорабский пункт по наладочным работам выполняет наладку и испытание оборудования тяговых подстанций, постов секционирования, устройств дистанционного управления секционными разъединителями, устройств телемеханики, а также работы по монтажу и регулировке маслонаполненного оборудования (трансформаторов, масляных вржлючателей и др.), сборке, пайке и фор-м’овке аккумуляторных батарей.
Прорабским пунктам придаются соответствующие технологические вагоны (см. табл. 34.6).
Прорабский пункт по монтажу контактной сети в большинстве случаев размещают на станции, расположенной возможно ближе к середине выделенного участка работ.
Работу бригад концентрируют на одном-двух перегонах или станциях с выездом преимущественно в одну сторону от,базы прорабского пункта. Бригаде выделяют не более четырех анкерных участков на двухпутном перегоне (по два на каждом пути) или трех анкерных участков на однопутном перегоне.
Прорабский пункт по монтажу тяговых подстанций размещают, как правило, на той станции, на которой расположена одна из монтируемых тяговых подстанций. Оснащение прорабского пункта технологическими средствами позволяет выполнять работу одновременно на двух смежных подстанциях. Рабочих на смежную подстанцию доставляют на оборудованных для перевозки людей автомобилях или пригородными
319
Таблица 34.4
Основные технические данные буровых машин и котлованокопателей
Показатели Значения показателей для машин
БМ БМТС-2 вк-1 ВК-2 ВК-3 МКТС-2 мктс-з
Производительность при грунтах: талых Б-8 10—12 5 10—12 5 18 22
мерзлых 4—5 6—8 4 5—6 4 — 14
Размеры котлова- Диаметр Диаметр 0,66X0,9 0,7X0,7 0,7X0,9 0,65x0,9 0,7x0,7
на в плане, м Глубина котлована 0,5—0,8 4,8 0,65 5,2 4,6 5,0 5,0 5,3 5,0
от уровня головки рельсов, м Вылет рабочего органа от оси машины (пути), м: максимальный 5,5 6,2 6,0 6,2 6,0 6,0 6,0
минимальный 2,7 2,8 3,1 3,15 3,15 3,4 3,4
Скорость передвн- 9,5—59,4 До 80 9,5—59,4 До 17,2 До 80 2,3—7,4 2,45—
жения, км/ч Габариты в транспортном положении, м: длина 12,5 12,8 10,2 1 12,9? -13,67 9,65 10,95
ширина 3,15 5,2 3,2 3,2 — 2,7 3,25
высота 5,16 3,1 4,0 3,19 — 3,4 3,46
Масса, т 18,0 38,6 18,1 41,5 36,0 28,4 27,7
Примечание. Производительность для машин на железнодорожном ходу указана в котлованах в час. а для машин на тракторном ходу — в котлованах в смену.
поездами. Монтаж устройств энергетики совмещают с работами по монтажу цепей дистанционного управления; эти работы выполняют комплексно сначала на одной станции, затем на другой и т. д.
Организапию работ на прорабском пункте осуществляют производитель работ и один или два мастера. Эксплуатацией и ремонтом механизмов ведает линейный механик.
§ 34.3. Машины и механизмы, применяемые для сооружения устройств электроснабжения
Буровые машины БМ и БМТС-2, кот-лованокопатели ВК и МКТС (табл. 34.4) предназначены для рытья котлованов под опоры контактной сети. Буровая машина БМ и котлованокопатель ВК-1 выполнены на базе дрезнны ДМ, буровая машина
Движущий локомотив
Максимальная длина погружаемой сван
Максимальная масса погружаемой сваи
Вылет рабочего органа от оси пути до оси максимальный минимальный
Габариты в транспортном положении: длина ширина высота
Масса
Цикл работы по забивке фундамента
БМТС-2 и котлованокопатель ВК-3 — иа базе дрезины ДГКУ, котлованокопатели МКТС-2 — на базе трактора Т-100МЗ, МКТС-3 — на базе трактора Т-100 МБГП.
Базой котлованокопатели ВК-2 является самоходная четырехосная железнодорожная платформа, две ведущие оси которой имеют гидравлический привод. Рабочим органом буровой машины служит лопастной, с полукруглой режущей кромкой бур, а котлованокопатель — многоковшовый бар.
Вибропогружатель АВСЭ-1М предназначен для погружения свайных фундаментов и анкеров контактной сети в грунт. Он выполнен на базе четырехосной платформы; движущим локомотивом является мотовоз МЭС или тепловоз, источником электроэнергии — мотовоз МЭС или вагон-электростанция с ЖЭС-60; применен вибропогружатель ВП-1. Технические данные АВСЭ-1М следующие:
мотовоз МЭС илн тепловоз
4 500 мм
2000 кг погружаемой сваи:
5 400 мм
2 700 »
15 020 »
3 200 »
5 250 »
79,4 т
- от 6 до 20 мин
320
Таблица 34.5
Основные технические данные дрезин ДМ(ДМС) и автомотрис АГВМ, АГВ
Показатели
Длина (по осям автосцепки), мм
Ширина, мм
Высота (в транспортном положении), мм База экипажа, мм
Скорость передвижения, км/ч:
в поездном режиме
» маневровом »
Наименьший радиус кривой вписывания, м Масса, т
Максимальная масса прицепа, т:
в поездном режиме
» маневровом »
Количество перевозимых пассажиров Марка двигателя
Мощность двигателя, кВт
Вместимость:
топливного бака, л
водяной системы дизеля, л
масляной гидравлической системы, л Габариты подъемной монтажной вышки (ширина Xдлина), м
Высота площадки над головкой рельса, м Вылет площадки от оси пути при повороте на 9O'J, м
Грузоподъемность поворотной монтажной площадки, кг ч
Грузоподъемность монтажной площадки (общая), кг
Краны иа железнодорожном ходу широко применяют для установки фундаментов, опор, жестких поперечин и других элементов контактной сети. Наибольшее распространение при установке фундаментов и опор с пути получил кран МК ЦУМЗ-15, позволяющий на двухпутных участках пропускать по соседнему пути поезда с нормальным габаритом без ограничения скорости. Кран имеет сменные стрелы длиной 12, 18 и 24 м, максимальная грузоподъемность его 15 т, масса 54,9 т.
Монтажные автомотрисы н дрезнны (табл. 34.5) являются основными транспортно-технологическими средствами прн монтаже устройств электроснабжения.
Дополнительное специальное оборудование: на автомотрисе АГВ — кран груво-подъемностыо 3 т, поворот стрелы на 180°, максимальный вылет от оси пути 5,3 м; трехфазный генератор мощностью 50 кВт, напряжением 400 В: токоприемник для проверки положения контактного провода.
Значения показателей для
ДМ(ДМС) АГВМ АГВ
10 146 12 580 12 580
3 150 3 150 3 150
5010 4 736 5 270
3 500 6 000 6 000
65(80) 80 80
— 40 40
90 150 150
13,6(13,8) 37,1 34,0
20 До 60 До 60
—— До 300 До 300
8 12 12
ЗИЛ-120 У1Д6-250 У1Д6-250
(ЗИЛ-130) 66,15(111) 169 169
100 1 000 . 700
— 100 100
— 180 180
1,5x2 2X12,6 2x4,72
4,9—7,4 4,6—7,5 4,6—7,5
3,0 4,0 4,0
500 500 500
— 2000 _
На автомотрисе АГВМ — две монтажные, стрелы грузоподъемностью по 1000 кг, оборудованные роликами для раскатки проводов; максимальный подъем стрелы над уровнем монтажной площадки 2,4 м, смещение в обе стороны от оси автомотрисы на 800 мм; привод стрел гидравлический, управление осуществляется с выносного пульта на монтажной площадке.
Осевая формула экипажа 0-2-0. Ширина колеи 1520 мм.
Монтажная машяиа с шарнирной стрелой МШТС-2А применяется дли производства монтажных работ на контактной сети и тяговых подстанциях. Машина имеет монтажную кабину, расположенную на шарнирной сочлененной полпоповоротной стреле, которая дает возможность поднимать или выдвигать в сторону монтажную кабину на 15—18 м. Стрела с кабиной монтируются на базе автомобилей ЗИЛ-157 или ЗИЛ-131. Технические характеристики этой машины следующие:
Грузоподъемность кабин ’ 400 кг
» крана на максимальной высоте крюка (вылет до 2,5 м) 2000 »
Максимальный вылет крана 5,5 м
Высота подъема монтажной кабины 17,8 »
крюка крана 6,5 »
Вылет стрелы кабины 15,0 »
То же крана, при подъеме крюка:
минимальном (3,6 м) 5,0 »
максимальном (6,5 м) 2,5 »
П Зак. I6H
321
Масса
Скорость передвижения и транспортном положении Допустимый уклон местности при работе Минимальная температура при работе машин Тяговое усилие лебедки
11 т
30 км/ч
15 °
—30°С
50 кН
Монтажная машина МШТС-2П представляет собой монтажную стрелу МШТС, смонтированную иа железнодорожной платформе.
Технические характеристики монтажной стрелы и грузовой лебедки те же, что и у машин МШТС-2А.
На этой же платформе установлена дизельная электростанция мощностью 27 кВт, напряжением 400/230 В, которая обеспечивает питание электродвигателя насоса гидросистемы
Канавокопатель ЭТЦ-161—это многоковшовый экскаватор, смонтированный на базе оснащенного бульдозерным ножом трактора «Беларусь» на пневмоходу; применяется для рытья траншей при прокладке кабелей
Технические характеристики канавокопателя следующие:
’“'Лубина отрываемой траншеи 1,6 м Ширина траншеи 0,2 или 0,4 м
Производительность до 100 м3/ч
Скорость передвижения в тран-
спортном положении до 24,3 км/ч
Масса 4250 кг
Длина Ширина Высота
4,83 м
2,0 »
3,5 »
Канавокопатель ЭТЦ-161 применяется для разработки талых грунтов категорий I, 11 и Ill, для грунта категории III — при сниженной скорости разработки. При работе бульдозерным ножом с заглублением до 0,125 м ширина отвала составляет 1,98 м, высота — 0,66 м.
.Траншеекопатель ТКТС-1 (ТКТС-1 М) представляет собой многоковшовый экскаватор, смонтированный на базе дрезнны ДМ (ДГК’); предназначен для рытья и последующей засыпки траншей в грунтах категорий I—111 с железнодорожного пути в междупутье и иа обочине пути при наименьшей шнрвие междупутья 4,52 м.
Технические характеристики траншеекопателя ТКТС-1 следующие:
Транспортная скорость 9,5—65 км/ч Рабочая скорость пе- 0,07—0,475 » редвижения при рытье траншеи
Размеры отрываемой траншеи!
глубина (от головки до 1600 мм рельса)
шириив 300 >
Вылет рабочего органа от оси пути: минимальная 1880 »
максимальная 2 850 >
Габариты машины в транспортном поло-, женин: •
высота 3 800 мм
длина 10 220 »
ширина 3 000 »
Масса машины 16,5 т
Рабочий орган траншеекопателя — многоковшовый бар.
Двухбаровая машина БР предназначена для рытья траншеи и котлованов в мерзлых и твердых грунтах; выполнена на базе бульдозера Д-687 (или трактора Т-100М); оборудована двумя барами шириной 140 им, способна при работе одним баром проделать в грунте траншею шириной 140 мм для укладки одного-двух кабелей или две траншеи такой же ширины, каждая с расстояниями между ними 700 мм. •
Технические характеристики машины следующие:
Тип рабочего органа Количество баров Глубина прорезаемой траншеи при работе: двумя барами одним баром с зачистным устройством
Производительность Длина (в транспортном положении) Ширина (по бульдозеру!
Высота (по бульдозеру) Масса заправленной машины
бар 33-40 2
до 2000 мм 1300 мм
12—218 м/ч
7 000 мм
2 460 »
3 040 »
17 420 кг
Бурильно-крановые машины БМ-302 и БМ-303 применяют для разработки котлованов, а также для установки в них опор. Базой машины БМ-302 является автомобиль ГАЗ-66, а БМ-303 — трактор Т-74С2. Рабочий орган машин — двухзаходный сменный бур, оснащенный режущими резцами.
Бур машины крепится к штанге со штоком, которая при работе вращается внутри опорной трубы.
Для работы в мерзлых грунтах в качестве бура применяют специальные трубы с резцами, оснащенными пластинами из твердых сплавов. В верхней части опорной трубы укреплены два вращающихся блока, через которые проходит грузовой трос с крюком для подъема и установки опор.
Машины на тракторном ходу применяют при работе в болотистых местах, в горных районах и на сильно пересеченной местности, в остальных случаях применяют машины БМ-302. Технические данные бурильно-крановых машин следующие:
322
1
Тип машины БМ-302 БМ-303
Мощность двигателя, кВт 85 55
Диаметры буров, м 0,35; 0,5; 0,8 0,35; 0,5; 0,8
Глубина бурения, м до 3,0 до 3,0
Длина устанавливаемых опор, м до 11 до 12
Грузоподъемность, лебедки, т 1,2 1,25
Время бурения скважины на полную глубину в талых
грунтах категорий III и IV, мин, буром диаметром, м:
0,35 3—5 4 5
0,5 4—6 5—6
0,8 10—12 8—10
Время установки опоры, мин 1,5—2 1,5—2
Габариты машйны *в транспортном положении, мм:
длина 6550 5970
ширина 2342 2150
высота 3370 3740
Масса, т 5,35 7,17
Двухосная раскаточная платформа имеет грузоподъемность 20 т, оборудована козлами для размещения восьми барабанов габаритов IV—VI с проводами; предназначена для раскатки проводов контактной сети. На платформе установлена лебедка с усилием до 22 кН (гидропривод), пресс для опрессования овальных соединителей при стыковке проводов, съемная стрела для раскатки проводов понизу, тормозное устройство для торможения барабрнон прн раскатке, насосная станция с гидросис
темой для привода лебедки и гидравлического пресса.
Монтажные вагоны и вспомогательные передвижные единицы (табл. 34.6) применяют при монтаже устройств электроснабжения.
Циолитовая установка применяется для сушки трансформаторного масла прокачиванием- его через специальные бачки-адсорберы, заполненные циолитом. Технические характеристики пиолитовой установки (рис. 34.1) следующие:
Количество бачков-адсорберов в одной установке 4
Количество циолита в одном адсорбере 50 кг
Потребность цнолита на зарядку установки 200 »
Масса трансформаторного масла, осушаемого установкой между регенерациями 400—500 т
Рас. 34.1. Схема циалитовой установки,
/ — вентиль; 2 —масляный насос РЗ-4.5; 3— манометр; 4— электрический подогреватель масла; б — входной фильтр; 6 — воздушный край; 7 — адсорбер; в — верхний коллектор. 9 — выходной фильтр;
10 — счетчик расхода жидкости; 11 — сливной кран; 12 — нижний коллектор
11*
323
Таблица 34.6 Техническая характеристика монтажных вагонов
Название Вид вагона Н азначенне Основное оборудование, расположенное в вагоне
Вагон по монтажу тяговых подстанций Вагон по монтажу контактной сети Вагон по монтажу маслонаполненного оборудования Вагон по монтажу аккумул ятор ных батарей Вагон для производства высоковольтных испытаний оборудования Вагон-лаборатория по производству наладочных работ Вагон-вакуумная установка Вагон-кузница-сле-сарная Вагсн-механическая мастерская Вагон-слесарная мастерская Вагон-электростанция То же Грузовой четырехосный То же » » Грузовой двухосный Пассажирский четырехосный Грузовой двухосный Грузовой четырехосный Грузовой четырехосный То же 1 Грузовой двухосный Грузовой четырехосный Механизация монтажных работ То же Обработка трансформаторного масла Монтаж аккумуляторных батарей Высоковольтные испытания оборудования Наладка электрооборудования и телеуправления Создание вакуума в трансформаторах при заливке их маслом Производство кузнечных и слесарных работ Механические мастерские То же Обеспечение электроэнергией То же Электростанции ЖЭС-30 и ЖЭС-4,5, токарно-винторезный станок, вертикально-сверлильный станок с диаметром сверла до 25 мм, наждачное точило, настольный сверлильный станок, верстак с двумя-тремя тисками сварочный трансформатор Электростанция ЖЭС-30, сверлильный станок до 25 мм, сварочный трансформатор, слесарный верстак с двумя тисками Электростанция ЖЭС-65, центрифуга (табл. 34.7) типов СМ-1-3000, «De Laval», ПСМ-1 или две центрифуги СМ-1-1500, фильтр-пресс, сушильный шкаф, маслопробойник, масляный насос, два бака для масл Электростанция ЖЭС-30, зарядный мотор-генератор ПН-80, бак (деревянный освинцованный) вместимостью 1,5 м3 для разведения электролита, аппарат для водородной пайки, котельный трансформатор для электросварки, набор инструментов, приспособлений и спецодежды Испытательный трансформатор ИОМЮО/ЮО, регулятор РОТ-25, пульт управления Стенд для проверки реле, комплект оборудования и приборов для наладочных работ, генератор мощностью 8 кВт Вакуумный насос РМК-3, ВН-4Г или ВВН-12 (табл. 34.8), циркуляционная система воды, набор приспособлений для прогрева трансформаторов постоянным током Горн на два рабочих места, две наковальни кузнечные, верстак на двое тисков, вертикальносверлильный станок до 25 мм, трубогибочный станок, пресс-ножницы С-229, слесарный верстак на пять мест, наждачное точило, болторезный станок Электростанция ЖЭС-60, два" токарно-винторезных станка, сверлильный станок с диаметром сверла до 25 мм, настольно-сверлильный станок, наждачное точило, болторезный станок Сверлильный станок с диаметром сверла до 25 мм, настольно-сверлильный станок, шинотрубогибочный станок, слесарный верстак на восемь мест Одна электростанция ЖЭС-60 или две электростанции ЖЭС-30 Две электростанции ЖЭС-60
324 1
Таблица 34.7
Основные технические данные центрифуг (сепараторов) для обработки трансформаторного масла
Показатели Значения показателей центрифуг
СМ-1**-3000 СМ-1**-1500 *De Laval» ПСМ-1
Подача при всасывании с глубины до 2,5 м, л/ч 3000 1500 5000 3000
Частота вращении вала двигателя, об/мин 1440 1440 1440 —
Температура масла прн сепарации,. 'С Мощность, кВт, потребляемая: 65 65 60—70 60—70
сепаратором 4,5 4,5 4,7 4,5
электроцодогревателем 40 30 36 40
Напряжение, В Габариты, мм: 220/380 220/380 220/380 220/380
длина 1200 1100 1300/3175* 1800
ширина 1225 550 740/1300* 1200
* высота 1395 <1150 1250/1600* 1780
Масса, кг Предельный вакуум, кг/м3 710 450 1310
— — 0,88—0,95 0,88—0,95
* В числителе показаны размеры центрифуги «De Laval», а в знаменателе — агрегата, состоящего из центри-Фу и, фильтр-пресса, вакуумного насоса н вакуумного бака, смонтированных на общей платформе. Высота дана при закрытой крышке барабана, при открытой крышке она больше на 325 мм.
** У центрифуг СМ-1 вакуумных установок' нет.
Основные технические данные вакуумных насосов
Таблица 34.8
Показатели Значения показателей вакуумных насосов
ВВН-12 РМК-3 ВН-2Г ВЦ-4Г ВН 6 г
Предельный вакуум, % от нормального 97 96 99,9 99,6 99,5
Максимальная подача при нулевом ва- 12 11,5 0,35 3,6 9,9
кууме, м3/мии Расход воды для создания гидравличес- 3600 3600 — 2200 3000
кого затвора и охлаждения, л/ч Мощность электродвигателя, кВт 28 28 1,7 7,0 20,0
Габариты, мм: длина 1215 1310 748 ' 1370 1560
ширина 600 515 486 770 970
высота 720 840 575 1300 1790
Масса, кг 475 520 187 617 1560
Примечание. У насосов ВН-2Г охлаждение воздушное.
Цнолитовые установки монтируются или в вагоне масляного хозяйства илн на двухосном автомобильном прицепе. Схема маслопроводов вагона позволяет сушку производить либо центрифугой, либо циолитовой установкой, либо последовательно центрифугой и циолитовой установкой.
Передвижная электротехническая лаборатория типа ЭТЛ-35 предназначена для производства электроизмерений и высоковольтных испытаний оборудования и кабелей. Наибольшее испытательное напряжение 100 кВ. Лаборатория выполнена на базе автомобиля ГАЗ-66; оборудование лаборатории —высоковольтный испытательный трансформатор ИОНМЮ0/20; трансформатор напряжения НОМ-10; регуляторы напряжения
Нв Зак 16П
РНО250/2 и РНО250/Ю; прибор Р-5-5А для определения места повреждения силового кабеля; набор измерительных приборов.
Размеры лаборатории: длина 5650 мм, ширина 2360 мм и высота — 2960 мм; масса лаборатории 5050 кг.
Полуавтоматический станок дли изготовления струи цепной подвески контактной сети позволяет изготавливать одно-, двух- и трехзвеиьевые струны с длиной звена 300 и 600 мм.
Заплетка конца звена производится с одной или с обеих сторон. Возможна заплетка в звено струиовых зажимов с замкнутым ушком.
Производительность станка 1—1,3 тыс. звеньев струи в смеиу при обслуживании
325
Таблица 34.9
Основные технические данные пресс-ножниц
Показатели Значения показателей пресс-ножниц
С-229 Н-513 ПН-60 Н-514 РН-24
Наибольшие размеры разрезаемого ме-
талла:
угловая сталь при поперечном разрезе,мм 90x10 100x12 90x9 120X12 63x6
то же при косом (45°) разрезе, мм 85x8 75x8 — 100x10 45x5
швеллер № 12 № 12 № 12 до № 20 —
сталь круглая, мм 40 40 38 60 25
» квадратная » 34x34 34x34 30x30 50x50 —
» полосовая » 20x40 18x120 18X120 150x16 —
лист толщиной » 13 13 12 16 10
Длина разреза листа за один ход кули- 125 120 100 300 —
сы, мм
Мощность привода, кВт 1,7 2,8 2,8 4,5 Ручной
Габариты пресс-ножниц, мм:
длина 1595 1090 1100 1700 800
ширина 610 520 620 650 600
высота 1526 1590 1100 1825 945
Масса, кг 1210 1210 580 2045 365
800 кг.
1 чел. Мощность привода 2,8 кВт, масса станка
Пресс-ножницы типов С-229, Н-513,
ПН-60, Н-514, РН-24 (табл. 34.9) применяются на монтажных работах для резки сортовой и листовой стали, продавливания отверстий и изготовления шайб.
Рабочее усилие, кН
Количество роликов в обойме Соотношение усилий на крюке и Диаметр запасованного стального Длина запасованного троса, м Масса комплекта (два блока), кг
§ 34.4.
малой механизации
Приспособления и специфический инструмент
5
3
6
3,3 60—70
3,54
на ведущем полиспасте гибкого троса, мм
Блоки-полиспасты предназначены для обеспечения натяжения монтируемых проводов, а также подъема на высоту проводов, оборудования и конструкций. Они имеют следующие технические данные:
20
4
8
4,8
90—110
8,26
Таблица 34.10
Основные
технические данные прессов
Показатели Значения показателей для прессов
РГП-7м МГП-12 МИ-1Б МИ-248
Давление рабочей жидкости, МПа 55 60 45
(550) (600) (450) —
Масса заливаемого масла, кг 0,1 0,1 22
Габариты, мм:
длина 1205 300 1145 695
ширина 85 111 412 120
высота 591 510 531 —
Масса, кг 6,5 7,5 85 2,4
Площадь сечения проводов, мм2, при
методе сплошного обжатия:
медных 120 240 480 185
алюминиевых 185 240 480 185
ста леа л юми н и евых 95 150 480 185
стальных — — 120 —
Площадь сечения медных и алюминиевых 185 240 480 185
проводов, мм2, при методе местного
вдавливания
Примечание. Рабочая жидкость прессов РГП-7м, МГП-12 и МИ-1Б — масло АМГ-20, машинное марки Л или трансформаторное.
326
Съемная монтажная вышка (лейтер) предназначена для производства монтажных работ на контактной подвеске (рис. 34.2), имеет следующие технические- данные:
Высота площадки над го- 5300 мм ловкой рельса
Высота с ограждением 6000 »
Опрокидывающий момент, 1000 Н-м не менее
Допускаемое количество до 2 чел.
людей на площадке
Площадь сечения деревян- 65 x35 мм ных стоек
Масса 202 кг
Каждая вышка снабжается 3-метровой деревянной лестницей с крючками для за-вески ее на несущий трос. Масса лестницы около 8 кг.
Ручные- малогабаритные прессы предназ- • иачены для оконцевания жил кабелей и проводов методом опрессования, холодного соединения шин, резки жил кабелей и проводов.
Применяются прессы гидравлические РГП-7м, МГП-12, МИ-1Б и механические МИ-248 (табл. 34.10).
Комплектация прессов тем или иным комплектом приспособлений (для опрессовки методом сплошного обжатия, местного вдавливания, резки проводов, опрессовки овальных соединителей) должна оговариваться в заказе.
Лестницы монтажные (табл. 34.11) предназначены для подъема на конические железобетонные опоры контактной сети, изго-
Таблица 34.11
Характеристики монтажных лестниц
Высота монтажной лестницы, м Количество звеньев Длина крепящих стальных канатов, м Масса, кг
6,00 2 6,3 20,5
8,10 2 10,0 29,5
10,00 3 10,0 40,0
Рис. 34.3. Клещи для обжатия овальных трубчатых соединителей:
1 — корпус; 2 — вкладыши: 3 — нажимный винт;
4— упор
Рис. 34.2. Съемная монтажная вышка
товляют их из дюралюминиевых труб с толщиной стенок 2 мм и диаметром стоек 40 мм, ступеней — 24 мм. Все лестницы снабжены упорами, на концах которых имеются крючки для закрепления лестницы за опору стальным канатиком диаметром 3— 5 мм.
Таблица 34.12
Основные технические данные зажимов
Наименование зажима Площадь сечения монтируемого провода, мм2 Наибольшее рабочее тяжение, допускаемое иа за- жим, кН Масса зажима, кг
МИ-43 16—50 10 1,0
МИ-42 70—95 15 2,0
Зажимы Симферо- 50—185 20 2,4
польского завода МПС (зажим Резниченко)
Клещн ПК-1 предназначены для опрессовки соединительных гильз и наконечников на медных и алюминиевых жилах с площадью сечения 16—50 мм2, резки жил сечением до 70 мм2. Максимальное усилие сдавливания 15 кН, усилие на рукоятках 0,25 кН. Размеры: длина 835 мм, ширина 53 мм, высота 85 мм; масса 2,9 кг.
Натяжные зажимы МИ-42, МИ-43 и зажимы, изготовляемые Симферопольским заводом МПС (табл. 34.12), предназначены для захвата монтируемых проводов при их вытяжке.
11В*
327
1000(600}
Рис. 34.4. Пояс монтерский предохранительный
Рис. 34.5. Приспособление ЛК-113 для стыкования сталеалюминиевых проводов сече-иием 10—50 мм2 методом скрутки:
1 — передвигающийся зажим; 2—станина; 3—вращающийся зажим
Таблица 34.13
Основные технические данные вкладышей
Сечение монтируе-Мых проводов, мм2 Размеры, мм Сечение монтируе-мых ПровоДОЕ, ММ2 Размеры, мм
b а h h d h
16 45 10.4 40 95 45 18 40
25 45 11,6 40 120 45 20 40
35 45 13 40 150 45 22 40
50 45 14,4 40 185 45 25,5 40
70 45 16 40
Клещи для обжатия овальных трубчатых соединителей (рис. 34.3) на проводах сечением от 16 до 185 мм2 снабжаются соответствующим набором вкладышей (табл. 34.13)
Пояса предохранительные монтерские (рис. 34.4) используются для закрепления работающих наверху монтеров на конструкциях в целях предохранения от падения с высоты. Пояса изготовляют в двух исполнениях: зимние и летние длиной соответственно 1000 н 800 мм. Каждый пояс снабжен двумя цепями с карабинами.
Приспособление МИ-190 предназначено для скручивания овальных соединителей СОАС70-95 мм прн стыковании сталеалюминиевых проводов с площадью сечения F—70 и 95 мм2 методом скручивания Масса приспособления 16 кг.
Приспособления ЛК-113 (рис. 34.5) и ЛК-133 предназначены для стыкования сталеалюминиевых проводов сечением 16— 70 мм2 методом скрутки:
Тип приспособления ЛК-НЗ ЛК-133 Площадь сечения сты- 10—50 70
куемых проводов, мм2
Масса приспособле- 5,8 7,3
ния, кг
Специальный ключ (рис. 34.6) применяется для стыкования биметаллической проволоки диаметром 4 мм. Стыковка осуществляется в медных овальных соединителях методом скручивания.
Размеры овального соединителя для проводов 4 ВМС: длина 150 мм внутреннее отверстие 4,4X9,3 мм, толщина стенки соединителя 0,75 мм, усилие разрушающее 7 кН, допускаемое 3,5 кН.
Съемный токоприемник (рис. 34.7) предназначен для проверки расположения кон-
Рис. 34 6 Ключ для стыкования сталемедного провода 0 4 мм (о) и вид соединения, выполненного этим ключом (б)
тактного провода в плане и по высоте после окончания регулировки. Токоприемник при проверке устанавливают на вышке дрезины ДМ.
Прн движении дрезины находящийся иа вышке мастер по разграфленной рейке н сектору фиксирует расположение провода. Масса токоприемника 66 кг.
Приспособление для резки тросов используется при площади сечения разрезаемых проводов медных 50—240 мм2, сталемедных 50—95 мм2, сталеалюминиевых 40— 240 мм2 и стальных диаметром 9—11 мм.
Монтажная люлька предназначена для перемещения электролинейщика вдоль по раскатанному и Окончательно закрепленному на консолях несущему тросу при выполнении ряда работ, в том числе установке на этом тросе струн.
Трансформатор ТСПК-20А (рис. 34.8) предназначен для прогрева силовых кабелей длиной до 600 м и площадью сечения до 240 мм2; технические данные его следующие:
Рис. 34.8. Схема трансформатора ТСПК для прогрева кабеля
329
Обмотка транс- первич- вторич-
форматора ная ная
Число фаз 3 3
Частота, Гц 50 50
Мощность, 20 20
кВ-А Напряжение хо- 220/380 12,6; 25,3;
лостого хода, В 38, 50,6; 76; 101,3
Ток, А 52,7/30,4 480; 320; 320; 240
Масса трансформатора, кг 260 160; 120
§ 34.5. Монтаж оборудовании тяговых подстанций
Монтаж открытых РУ. Ошиновку открытых распределительных устройств осуществляют неизолированными сталеалюминиевыми или алюминиевыми проводами, а также алюминиевыми шипами. Медные провода и шины применяют только в районах, подверженных химическим воздействиям, а также при ошиновке компенсирующих и фильтрующих устройств.
Оконцевание проводов ошиновки, а также присоединение их к сборным шинам и аппаратуре осуществляется с помощью специальных зажимов, которые наваривают или напрессовывают, применяя метод сплошного обжатия. Обжатие производится гидравлическими прессами МИ-2А, МГП-12, МИ-1, МИ-1Б, МИ-248 в зависимости от материала и сечения проводов.
Монтаж оборудования ОРУ 35 и 27,5 кВ. Прн блочной конструкции распределительных устройств монтаж их состоит из следующих работ: монтаж сборных шин 35 или 27,5 кВ; установка блоков РУ на уложенные на щебеночном основании железобетонные лежни и закрепление их; подключение оборудования блоков к сборным шинам; укладка, разделка и подключение к аппаратуре блоков силовых и контрольных кабелей; заземление блоков путем присоединения их металлоконструкций к наружному контуру заземления подстанции; проверка регулировки оборудования блоков после транспортировки и испытания.
Сборные шины 27,5 н 35 кВ, как правило, выполняют жесткими из дюралюми
ниевых труб. Такие шины завод поставляет в виде универсальных элементов в необходимом наборе комплектно с консолями для их подвески и крепительными деталями. Универсальный элемент сборных шин 27,5 кВ (рис. 34.9) изготовляется заводом в двух исполнениях; длиной 8 м на две ячейки РУ и 4 м на одну ячейку. Универсальный элемент сборных шин 35 кВ (рис. 34 10) составляется в одном исполнении.
Процесс монтажа сборных шин состоит из следующих операций; установка консолей для подвески шин на железобетонных опорах и подвеска на них гирлянд изоляторов, сборка из готовых элементов шин необходимой, длины; подвеска готовых шив к гирляндам изоляторов. Монтаж ведут, используя машины МШТС-2А. Бригада монтажников состоит из двух-трех электромонтеров и машиниста МШТС-2А
Установка блоков 35 и 27,5 кВ осуществляется в два приема: вначале устанавливают нижнее основание блока на железобетонные лежни и крепят к ним специальными хомутами, затем на этом основание монтируют основную часть блока и закрепляют на ней болтами. Для производства этих работ используют автокран грузоподъемностью 5—7,5 т.
Оборудование (разъединители, масляные выключатели, трансформаторы тока, напряжения и др.) поставляется смонтированным на заводе, поэтому никаких работ по его монтажу производить не нужно. Необходимо только проверить после транспортировки и монтажа блоков регулировку разъединителей и масляных выключателей. Особо тщательно проверяют работу блокировок, исключающих возможность отключения разъединителей при включенном масляном выключателе (электрическая), включении разъединителя при включенных заземляющих ножах (механическая) и включения заземляющих ножей при неотключенном разъединителе (механическая).
В блоках 27,5 н 35 кВ применяются масляные выключатели однофазные ВМК-25Б а также трехфазные ВМК-35Э-1/1 и С-35.
Монтаж масляных выключателей. У м а с-л я н ого выключателя ВМК-25Б после монтажа проверяют основные регулировочные размеры (см. рис. 34.12), мм:
Расстояние от торца верхнего неподвижного контактного стержня до
торца наконечника подвижного контакта:
во включенном положении выключателя 185±5
в отключенном » » 455±10
Ход подвижного контакта 270±5
Зазор между корпусом пружинного устройства и его подвижным упором 3—5
Зазор между тягой пружинного устройства и поверхностью ступицы 2—3
главного вала при включенном выключателе
Западание отключающей собачки 3—5
Углы поворота .рычагов сцепления подвижного контакта выключателя с приводом проверяют с помощью шаблонов № 1 и 2 (рис. 34.11), устанавливаемых на выключателе при проверке в соответствии с рис. 34.12.
Блок-контакты привода должны быть отрегулированы так, чтобы блок-контакт
КБВ был включен при отключенном масляном выключателе и размыкался в самом конце хода привода, а зазоры соответствовали указанным на рис. 34.13, б.
Масляный выключатель
ВМК-35Э 1/1 представляет собой комплект из трех однофазных масляных выключателей ВМК-25Б, собранных на общей раме и
ООП
I
Рис. 34.9. Универсальный элемент сборных шин 27,5 кВ:
1 — трубчатая шина;. 2 — контактная пластина для подключения спусков; 3 — съемочный хомут для подвески шины; 4 — контактная пластина для стыкования элементов шин
Рис. 34.10. Универсальный элемент сборных шин 35 кВ
Рис. 34.11. Шаблоны для проверки регулировки выключателя ВМК-25Б:
а — для контроля угла 34°; б — для контроля угла 30°
сочлененных межполюсной тягой. Монтаж его аналогичен монтажу выключателя ВМК-25Б. Регулировочные размеры каждой фазы н применяемые шаблоны такие же, как и для ВМК-25Б.
Масляный выключатель С-35 подвергается внутреннему осмотру для про-’ верки состояния и качества закрепления всех его элементов после установки блока с масляным выключателем на железобетонные лежни, уложенные на щебеночном основании. Дугогасительные камеры выключателя снимают и осматривают.
Подключение трансформаторов тока производится в зависимости от требуемого коэффициента трансформации кт (табл. 34.14).
Изоляция встроенных трансформаторов тока и проводка от них проверяется напря-
Рис. 34.12. Кинематическая схема выключателя ВМК-25Б:
1 — масляный буфер; 2— регулировочный болт
Рнс. 34.13. Приводной механизм блок-контактов включения КБВ (а) и отключения КБО (б) масляных выключателей ВМК-25Б, С-35:
Z — включенное положение; // — отключенное положение; 1 — храповик; 2 — собачка; 3 — защелка; 4 — вннт
331
Характеристика вариантов подключения трансформаторов тока
Вариант № 1 150/5 Вариант № 2 300/5 Вариант № 3 600/5
Сочетание отводов «т Сочетание отводов кт Сочетание отводов кт
А и Б 50/5 А и Б 100/5 А и Б 200/5
А н В 75/5 А и В 150/5 А и В 300/5
А н Г 100/5 А и Г 200/5 А и Г 400/5
А н Д 150/5 А и Д 300/5 А и Д 600/5
жением 2000 В в течение 1 мин относительно заземленного корпуса. Сопротивление нзоляцнн должно быть не менее 1 МОм.
Регулировочные характеристики масляного выключателя С-35 тяговой подстанции следующие:
Ход камеры с учетом хода и буфере
Угол поворота вала выключателя
Ход в контактах
» » камере
Максимальная допустимая разновременность касания контактов: одной фазы различных фаз
Максимальная скорость подвижных контактов при отключении с маслом
То же без масла
» в случае включения при напряжении на включающей катушке привода 100—220 В:
с маслом без масла
235^0 мм 80±Гэ 12±1 мм
124±1 »
1 мм
4 »
1,6±0,2 м/с
2,6±0,3 »
2,7±0,3 »
3,1±0,3 »
Блок-контакты масляного выключателя должны быть отрегулированы в соответствий с рис. 34.13.
Правильность положения ведущих звеньев механизма каждой фазы проверяется шаблоном (рис. 34.14), устанавливаемым на рычаге привода.
После проверки регулировки все внутренние части выключателя протирают и промывают сухнм трансформаторным маслом; производят сушку внутрибаковой изоляции, используя подогреватели масла, установленные на баках. Затем в баки масляного выключателя заливают сухое трансформаторное масло.
Монтаж распределительного устройства 10 кВ наружной установки. РУ 10 кВ собирают из отдельных шкафов типа K-VI-У, в каждом из которых смонтировано оборудование одного присоединения (ввод, фидер, трансформатор собственных нужд и т. д.). Шкафы устанавливают на .железобетонные лежни.
При сборке камер необходимо особо тщательно следить за обеспечением герметичности стыков между отдельными камерами. Герметичность обеспечивается резиновым уплотнением (резиновая трубка), поставляемым заводом. Прн сборке его прокладывают по всему периметру боковой поверхности камеры. На верхнюю кромку стыка двух соседних камер укладывают предохранительную накладку, изготовленную из стальных листов и выгнутую в виде швеллера, которая предотвращает прямое попадание влаги на верхнюю кромку стыка.
После сборки камер одной секпии производится ошиновка: заготавливают и прокладывают сборные шины на изоляторах по специальным шинным отсекам в каждой камере. Шины стыкуют с помощью элект-родуговой сварки.
После монтажа камер производится разделка и подключение кабелей вторичной коммутации, а также прокладка проводов между камерными соединениями, которые поставляются в виде собранных на заводе пучков.
Установка камер K-VI-У производится автокраном грузоподъемностью 3—5 т.
На комплектный тяговых подстанциях РУ 6 и 10 кВ располагается так, что оборудование каждой секции размещается в один ряд, а секции — параллельно; секции разделены коридором.
Монтаж комплектного распределительного устройства 3,3 кВ наружной установки. В комплектных тяговых подстанциях РУ 3,3 кВ собирают из отдельных блоков наружной установки.
Процесс монтажа РУ 3,3 кВ состоит из следующих операций: доставка к месту готовых блоков и установка их на железобетонные лежни, уложенные на щебеночной подготовке; монтаж сборных шин 3,3 кВ и шинных мостов, соединяющих распредустройство с кремниевыми выпрямителями; подключение выводов блоков фидеров к отходящим воздушным фидерным линиям; подводка и подключение силовых и контрольных кабелей к блокам; подключение заземляющего вывода блоков к наружному
контуру заземления; ревизия и настройка быстродействующих выключателей.
Установка блоков распредустройства производится с помощью автокрана грузоподъемностью 5—7,5 т.
Монтаж сглаживающего устройства и реакторов. Для комплектных подстанций постоянного тока сглаживающее устройство поставляется в отдельном металлическом шкафу. На время транспортировки катушки индуктивных шунтов демонтируют и отправляют на объект монтажа вместе с блоком сглаживающего устройства в отдельных ящиках, а между конденсаторами устанавливают специальные рейкн и прокладки.
Расстояние между корпусами соседних конденсаторов «в свету» должно быть не меньше 10 мм. Длина поставляемых заводом соединяющих перемычек соответствует этому расстоянию.
Монтаж сглаживающего устройства состоит из следующих операций: установка блока автокраном на железобетонные лежни, уложенные на щебеночной подготовке; подсоединение сглаживающего устройства к сборным шннам; установка на специальной конструкции индуктивных катушек на деревянных брусьях; снятие распорок у конденсаторов, расстановка конденсаторов на металлических полках н соединение их выводов перемычками из провода МГ-50, поставляемых заводом; сборка схемы соединения катушек и конденсаторов; подключение силовых н контрольных кабелей; заземление сглаживающего устройства.
Соединение катушек индуктивности друг с другом и подсоединение их к конденсаторам выполняется гибким изолированным проводом ПРГ соответствующего сечения.
Бетонные реакторы для подстанций постоянного тока поставляются заводом в виде отдельных унифицированных блоков. Масса каждого блока 3100 кг. Вместе с реактором поставляется комплект опорных изоляторов н сборное металлическое ограждение (для тех подстанций, где проектом не предусмотрено сооружение кирпичного помещения реакторной).
В зависимости от предусмотренных проектом значений индуктивности и номинального тока реактора подбирается схема соединения каждого блока и числа блоков в соответствии с табл. 34.15.
Блоки реакторов устанавливают-на подготовленный бетонный фундамент на опорные изоляторы.
После монтажа блоков производится их сборка в соответствии с табл. 34.15, а затем сборка металлоконструкций ограждения реакторов. После этого выполняются монтаж ошиновки реакторов, разделка и подключение кабелей. На собранном и ошнно-ванном реакторе замеряется индуктивность. Если фактическая индуктивность отличается от паспортной (см. табл. 34.15) и осмотром установлено отсутствие замыкания отдельных витков, то реактор подвергают сушке.
Монтаж полупроводниковых выпрямителей. Выпрямители с естественным воздушным охлаждением поставляются заводами-
333
Таблица 34.15
Основные технические данные бетонных реакторов
Число блоков Схема соединения ветвей обмотки Номинальный ток реактора, А Индуктив -ность, мГн Потери мощности, кВт Расход обмоточного провода Масса реактора, кг
Длина, м Масса» кг
1 Последовательное соединение двух групп параллельно включенных ветвей обмотки 3250 4,5 85 2800 1850 3100
2 Такое же соединение в каждом блоке; блоки друг с другом соединены последовательно 3250 10,65 170 5600 3700 6200
3 То же 3250 18,5 320 8400 5550 9300
1 Все ветви обмотки соединены параллельно 6500 1,0 — 2800 1850 3100
2 Такое же соединение в каждом блоке; блоки соединены последовательно 6500 3,0 215 5600 3700 6200
3 В блоке соединение параллельное, блоки друг с другом соединены последовательно 6500 5,0 260 8400 5550 9300
изготовителями в виде отдельных блоков комплектно с конструкцией основания. Монтаж этих выпрямителей состоит из следующих операций: установка металлоконструкции основания на железобетонные лежни, уложенные на щебеночной подготовке; установка блоков выпрямителя на металлоконструкции; установка на основание шкафа защиты от коммутационных перенапряжений (шкафа RC); ошиновка выпрямителя, подключение к нему шкафа и выводов выпрямителя к тяговому трансформатору; заземление корпуса выпрямителя; проверка распределения тока по параллельным ветвям выпрямителя и падения напряжения по последовательно соединенным вентилям.
Металлоконструкции основания и блоков выпрямителя устанавливаются автокраном грузоподъемностью 5—7,5 т. При установке металлоконструкции основания выпрямителя на лежни следят за тем, чтобы была обеспечена изоляция ее от земли.
Подсоединение металлоконструкции каждого выпрямителя к наружному контуру заземления осуществляется через отдельное реле заземления. При подводке отпайки от наружного контура заземления следят за тем, чтобы не образовалось посторонних цепей, шунтирующих реле заземления. После монтажа выпрямителей необходимо проверить надежность действия блокировок, исключающих возможность открытия дверей шкафов прн незазе^ленном выпрямителе. Затем проверяют целость цепей контуров и распределение токов между параллельными ветвями вентилей.
При проверке через выпрямитель пропускают ток 150—200 А напряжением 45— 50 В от сварочного трансформатора и токоизмерительными клещами замеряется ’распределение этого тока между параллельными ветвями (рис. 34.15). Если токи в параллельных ветвях отличаются друг от друга более чем на 10%, необходимо прове
334
рить и подтянуть контакты, а также проверить падение напряжения в каждом вентиле, которое не должно отличаться от среднего более чем на 3%. Если отклоне ние более 3%, производится подбор вентилей по характеристике.
Монтаж оборудования закрытой частя подстанции. Распределительное устройство 10 кВ, расположенное в закрытом помещении, состоит из отдельных камер КВВО (с выкатной тележкой). Процесс монтажа такого РУ заключается в выполнении следующих операций: установка камер со смонтированным в них оборудованием; монтаж сборных шин; проверка и регулировка масляных выключателей; проверка действия блокировок; прокладка, разделка и подключение силовых и контрольных кабелей.
Камеры к помещению РУ доставляют автомобильным или железнодорожным краном грузоподъемностью не менее 3 т. Пе-
Рис. 34.15. Схема проверки распределения тока между параллельными цепочками вентиля: / — вентили; 2 — понижающий трансформатор; 3 .— регулирующий дроссель; 4 — шунт с амперметром
редвижка камер внутри помещения и установка их на место осуществляются вручную. Камеры устанавливают на металлические закладные детали н закрепляют, приваривая нх к этим деталям.
Распределительное устройст-в о 3,3 кВ монтируется из комплектных камер заводского изготовления. До начала монтажа необходимо убедиться в отсутствии металлического контакта касания закладных деталей для установки оборудования с арматурой перекрытия. При наличии касания устранить его.
Процесс монтажа РУ 3,3 кВ состоит из следующих операций: монтаж заземления; установка и сборка камер РУ 3,3 кВ и приварка их к закладным деталям; установка конструкций под быстродействующие выключатели н их монтаж; установка плит с проходными изоляторами для воздушных выводов фидеров; монтаж сборных шин и ошиновки выключателей и выводов фидеров к проходным изоляторам; монтаж вилито-вых разрядников и линейных мачтовых разъединителей фидеров и подключение их к проходным изоляторам фидеров; разделка и подключение силовых и контрольных кабелей; ревизия и регулировка оборудования, наладочные работы и испытания.
Стыкование сборных шнн осуществляется, как правило, сваркой. Отпайки к аппаратуре можно подсоединять болтами. Прн подводке бронированных силовых и контрольных кабелей нх броня должна быть тщательно изолирована прокладками от конструкций РУ.
В процессе проверки регулировки разъединителей и другой аппаратуры тщательно проверяют работу блокировок.
При монтаже выключателя ВАБ-28 на 6000 А параллельное соединение контактов осуществляется с расщеплением подводящих шин на расстояние не меньше чем 6000 мм для достижения принудительного равномерного деления тока по параллельным полюсам выключателя. Если этого сделать не удается, номинальный ток выключателя снижают до 5000 А.
После установки выключателя производится подключение вторичных цепей. Для катодного выключателя это подключение делается так, чтобы направление магнитных потоков от главного тока в прямом направлении и от держащей катушки совпадали.
При регулировке выключателя добиваются, чтобы были выдержаны следующие размеры:
Зазор между главными контактами в отключенном положении выключателя
Зазор между якорем и нижним полюсом магнита по средней линии
Натяжение каждой из главных пружин
Нажатие контактов для выключателей на 3000 и 6000 А
9—10 мм
12+1 мм
1500 Н
230—250 И
Зазор между толкателем и подвижными ля во включенном положении Сопротивление держащей катушки
контактами выключате-
1,4—2 мм
2,0+0,2 Ом
Для линейного (фидерного) выключателя устанавливается реле РДШ. Место его установки вдоль присоединения данного фидера определяется удобством монтажа. При регулировке необходимо проверить надежность замыкания размыкающего контакта РДШ.
После окончания монтажа и регулировки проверяется калибровка выключателя, затем проводятся сушка камеры, а после этого — высоковольтные испытания.
Монтаж плоских шин и присоединение их к выводам аппаратов. Рихтовка шин осуществляется на верстаках или досках с применением деревянных или свинцовых молотков. Внутренний радиус изгиба шины прямоугольного сечения при изгибе на плоскость должен быть не менее двойной толщины ее, а при изгибе на ребро — не менее ее ширины. Длина изгиба штопором должна быть не менее двукратной ширины шины. У мест присоединений изгиб шины должен начинаться на расстоянии не менее 20 мм от края контактной поверхности. Изгибают шины с помощью шиногиба.
Шипы к опорным изоляторам прикрепляют шинодержателем. При прохождении по шине токов более 600 А одна из накладок шинодержателя должна быть выполнена нз немагнитного материала (алюми
ния) во избежание создания замкнутого магнитного контура вокруг шины.
Сборные шины и шинопроводы стыкуют, как правило, при помощи сварки — аргонодуговой или электрСдуговой (табл. 34.16 и 34.17). Сварка производится постоянным током.
Непосредственно соединение стальных и алюминиевых шин не допускается. Если необходимо, такое соединение осуществляется с помощью медного и медно-алюминие-вого перехода. При соединении алюминиевых шин друг с другом под головки болтов и гаек подкладывают специальные стальные 2 н тарельчатые 6 шайбы (рис. 34.16). Плоские алюминиевые шины к алюминиевым плоским контактным выводам аппаратов подсоединяют непосредственно.
В случае присоединения алюминиевых шин к медным плоским выводам аппаратов должны быть соблюдены следующие требования. В помещениях с относительной влажностью не более 80% при отсутствии активной химической среды присоединение производится непосредственно для всех значений токов (рис. 34.16, а). В наружных установках, а также-в помещениях 'с относительной влажностью более 80% присоединение производится через медно-алюминие-вые переходы: переходную медно-алюминие-
335
Таблица 34.1 £
Технические данные процесса сварки алюминиевых шин встык угольным электродом
CJ .4 S S Q.3 2 5 О. S' 2 Размеры электрода, мм Диаметр прн-садочного прутка, мм Ток, А Рекомендуемые размеры шва, мм Размеры канавки в прокладке, мм Ориентировочное время сварки одн©= го стыка, с
Диа-метр Длина постоянный переменный Шири- на Усиление Ширина. Высота
30X3 12 120 5 150 150 15 1 10 2 18
40X4 12 120 5 200 200 15 1 10 2 20
50X5 15 120 5 200 250 18 2 12 2 25
60X6 15 120 8 250 300 20 2 12 2 30
80x8 18 130 10 300 350 20 3 12 2 35
100X10 20 150 12 350 400 20 3 12 3 40
100X12 20 150 12 400 450 25 3 14 3 60
250x29 25 200 18 800 — 30 4 20 3 156
310X35 25 200 20 900 — 40 4 25 3 240
Примечания. 1. Шнны с размерами сечения от 30x3 до 100X12 мм сваривают без технологияескоп зазора, при размерах сечення свариваемых шнн 250x 29 мм выдерживают технологический зазор меж ду ков-цамн шин 18 мм, а при 310x35 мм — зазор 20 мм.
2. Шины с размерами сечения 250 x 29 и 310x35 мм при переменном токе не применяются.
Таблица 34.17
Основные технические данные процесса сварки шин встык металлическим электродом
Размеры сечения шины, мм Технологический зазор между кромками шнн при сварке, мм и =5 Q. &2 2 2 Я Ток, А Продолжительность, с
подогрева
t-r та И. Kt
30x3 2 4 100—120 ___ 25
40x4 3 5 120—140 — 33
60x6 3 6 160—180 — 40
80x8 4 5 200—220 53 28
100x10 5 8 250—270 150 50
100X10 5 8 270—290 180 60
вую шину (рнс. 34.16, б) или пластин! плакированную медью (рис. 34.16, в и г табл. 34.18). Допускается, как исключение, непосредственно присоединять алюминиевую шнну к медному выводу аппарата при условии покрытия контактных поверхностей выводного контакта и присоединяемой шины кадмием, оловянно-цинковым сплавож или другими металлами с равноценны электрическими и защитными свойствами] Толщина покрытия должна быть не менее 18 мк. При невозможности покрытия ко» тактного вывода аппарата присоединение выполняют через переходную медную плас тину, покрывая контактные поверхнос-е сплавом.
Стальные шины к алюминиевым выво-дак аппаратов присоединяют через медн ] илв медно-алюминиевые переходные пласта ны, исключающие непосредственное соединение стали и алюминия. Ширина шины дотж-
Рис. 34.16. Присоединение алюминиевых шин к контактным выводам аппаратов и болтовое соединение шин:
I — медная (алюминиевая) шина или плоский вывод аппарата; 2— шайба стальная специальная; 3___
'болт; 4 — гайка; 5 — шина алюминиевая; 6 — тарельчатая шайба; 7 — шайба стальная нормальна^ 8"-плоский медный вывод аппарата; 9— медио-алюминиевая пластина; 10— прокладка из листового плакированного алюминия; 11 — пластина нз плакированного алюминия; 12 — стержневой медны! вывод; 13 — гайка специальная медная; 14 — медиая переходная пластина
.336
Таблица 34.18
Технические данные алюминиевых пластин, плакированных медью
Размеры сечения пластины. мм Общая длниа, мм Длина плакированной части, мм Толщина медной накладки, мм
40X4 140 40 0,4
50X6 150 50 0,5
60x8 160 60 0,6
80x8 180 80 0,6
100x10 200 100 0,6
на быть не меньше ширины плоского вывода аппарата. Если ширина вывода аппарата меньше 60% ширины шины, рекомендуется устанавливать дополнительную накладку к выводу с противоположной стороны присоединяемой шины.
В случае присоединения плоских шин к стержневым выводам аппаратов ширина шин должна быть не менее двойного диаметра выводного стержня. Медные и стальные шины (предварительно луженые) присоединяют непосредственно к медным стержневым выводам аппаратов. При этом должны быть соблюдены следующие требования В помещениях с относительной влажностью не более 80% при отсутствии химической, разрушающей среды для токов не более 400 А шины присоединяются непосредственно (рис. 34.16, д). Во всех остальных случаях, в том числе на открытых частях подстанций, шины присоединяются через мед-но-алюминиевые переходы (рис. 34.16, е). При отсутствии медно-алюминиевых переходов допускается присоединять шины через медную переходную планку (рис. 34.16, ж), при этом контактные поверхности планки и шины в месте болтового контакта должны быть покрыты кадмием или оловянно-цин-ковым припоем. В случае непосредственного присоединения алюминиевых шин к медным выводам должны применяться контактные гайки (медные или латунные) соответствующих размеров.
§ 34.6. Сооружение постов секционирования и прочих устройств электроснабжения
Посты секционирования постоянного тока. Такие посты изготовляются комплектными с двумя и четырьмя автоматическими выключателими соответственно для однопутного и двухпутного участков.
Строительные работы по сооружению постов сводятся к установке двух или четырех железобетонных опор для подвески фидеров поста, укладке железобетонных |Лежней на щебеночную подготовку для установки самого поста и сооружения ограждения.
Монтажные работы по сооружению поста заключаются в следующем: доставка пос
та секционирования на место монтажа и установка его на железобетонные лежни; сборка крышевого оборудования (установка металлоконструкции для анкеровки отходящих фидеров, установка фидерных разъединителей и сочленение их тягами с приводами, установка трансформаторов собственных нужд); подключение поста к контактной сети и к линии питающей ТСН поста; прокладка и подключение кабелей дистанционного управления разъединителями кон^ тактной сети; монтаж стойки телеуправления; установка на изоляторы быстродействующих выключателей; калибровка автоматических выключателей и проверка наладки постов, в том числе и блокировок безопасности.
На время транспортировки постов с завода на объект камеры с выключателей снимают, а вместо изоляторов под них подставляют специальные металлические конструкции. Камеры и опорные изоляторы поставляют в отдельной упаковке, как и кры-шевое оборудование, снимаемое при транспортировке в целях обеспечения транспортных габаритов.
Установку пост.ов секционирования осуществляют 15-тонным краном на железнодорожном ходу, пост должен быть установлен не далее 7 м от оси ближайшего пути. Проверку схем управления н калибровку автоматических выключателей поста целесообразно осуществлить на заранее выбранной базе до отправления .поста на место установки.
Там, где есть подъезды с поля к месту установки поста, подключение их к контактной сети и монтаж крышевого оборудования целесообразно производить с монтажных машин МШТС. В остальных случаях эта работа осуществляется с монтажных лестниц и изолирующих вышек с применением полиспастов.
Подключение заземления поста секционировании к тяговому рельсу выполняется двойной стальной полосой сечением 40x4 или сталью круглого сечения диаметром не менее 12 мм. На участках с автоблокиров кой подключение заземления осуществляется через дроссель-трансформатор, в остальных случаях — непосредственно к тяговому рельсу. При подключении заземления к посту убеждаются в том, что заземляющий вывод не шунтирует реле заземления поста, т. е. что этот проводник, подключенный к реле заземления поста, не касается металлической конструкции поста.
Посты секционирования переменного тока. Такие посты применяются только комплектные в двух исполнениях: па четыре отходящих фидера (для двухпутцых участков) и на два (для однопутных). Посты поставляются с полностью смонтированным оборудованием. В комплект входят блок фидеров поста секционирования (соответственно на два или четыре фидера), металлоконструкция основания блока фидеров, блок фидеров собственных нужд.
Металлоконструкция основания блока фидеров поста отделена от основной его части на период транспортировки из-за необходимости обеспечить требуемые транс-
337
Таблица 34.19
Технические данные комплекта металлоконструкций компенсирующих устройств
Конденсаторы
Тип
Блок конденсаторов
Кассеты
Основание для установки кон денсаторов
Способ установки конденсаторов
Тип
Исполнение
Число
Тип
Число
Тнп Число
1 1
1 1
2 2
1 1
1 1
2 2
КСА-1,05-25 КСА-1,05-37,5 КСА-1,05-50 КСА-1,00-75 КСА-1,05-37,5 КСА-1,05-75
КСА-1,05-25
КСА-1 ,05-37,5 КС2А-1,05-50 КС2А-1.05-75 КСА-1,05-37,5
КСА-1,05-75
160
128
96
64
64
32
160
128
96
64
64
32
I I
I II II II
I
II
III I I
II
I II III IV IV IV
16 16
16 16
16 16
16 16
16
16
16
16
8
8
БУ-19 8
8
8
8
9
5
Блок 5
Т-1 5
5
5
На кассетах, подвешенных на подвесных изоляторах
На кассетах, установленных на опорных изоляторах
портные габариты. Пост может быть установлен на расстоянии не более 7 м от оси ближайшего железнодорожного пути.
До начала монтажа поста секционирования должны быть выполнены следующие строительные работы: укладка железобетонных лежней на щебеночной подготовке для установки блоков поста секционирования и собственных нужд; установка железобетонных конических опор — двух с металлическим ригелем для двухпутных участков и одной для однопутных участков; выполнено ограждение поста.
Для постов секционирования, на которых проектом предусмотрено сооружение устройств параллельной компенсации, строительные работы дополняются следующими: укладка трех железобетонных лежней на щебеночной подготовке для установки блока компенсирующего устройства; установка железобетонной стойки на фундаменте с металлоконструкциями для размещения трансформатора напряжения и опорных изоляторов; устройство фундаментов (одного или двух) для масляных реакторов; укладка основания для монтажа конденсаторов сглаживающих устройств.
Конструкция оснований для монтажа конденсаторов различна в зависимости от принятого способа их установки (табл. 34.19), который определяется типом (а следовательно, количеством) примененных конденсаторов. При установке конденсаторов на опорных изоляторах на опорных блоках должны быть установлены два продольных швеллера № 8.
Монтаж поста секционирования включает в себя следующие операции: установка металлоконструкции основания блока фидеров поста на железобетонные лежни; установка блока фидеров на металлоконструкцию основания и закрепление на ней; установка блока собственных нужд поста; установка съемной ошиновки; подключение фидерных разъединителей поста к фидерам
338
контактной сети; подключение цепей собственных нужд поста к источнику питания (линия ДПР, посторонний источник низкого напряжения); прокладка, разделка и подключение кабелей; подключение заземления поста; ревизия и проверка регулировки аппаратуры.
Заземление поста осуществляется двумя стальными проводниками, проложенными от его металлоконструкции до нулевой точки дроссель-трансформатора, установленного в рельсовой цепи вблизи от места расположения поста. Площадь сечения каждого проводника не менее 100 мм2.
Монтаж компенсирующих устройств-Компенсирующие устройства поставляются « в следующем составе: блок компенсирую- I щего устройства, в котором смонтированы I разъединители и два последовательно сое- I диненных масляных выключателя BMK-25-II, J комплект металлоконструкций блока кондеи- I саторов, кассеты для установки конденсаторов.
В зависимости от типа примененных кои- денсаторов и количества (один или два) устанавливаемых реакторов, а также от способа установки конденсаторов (на опорных изоляторах или подвеска их с помощью гирлянд подвесных изоляторов на металлоконструкции блока конденсаторов) заводом поставляется комплект металлоконструкций в соответствии с табл. 34.19.
Монтаж компенсирующего устройства (КУ) состоит из следующих операций: установка на фундамент реактора РОМ-250/35; установка металлоконструкции блока конденсаторов КУ (для вариантов с подвеской конденсаторов); сборка и подвеска гирлянд : подвесных изоляторов (по три изолятора в I гирлянде) и подвеска на них кассет для ус- : тановки конденсаторов нли (при использо- 2 вании опорных изоляторов) установка опор- 1 ных изоляторов 35 кВ и размещение на них 1 кассет для крепления изоляторов; установка конденсаторов на кассетах; установка 1
Рис. 34.17. Цепная подвеска на изолированных консолях с нормальной (а) и усиленной (б) изоляцией и на прямых наклонных консолях (в, г) при расположении опоры на прямой (а), на внешней (в) и на внутренней (б и г) стороне кривой:
/ — изолятор консольный ИКСУ-27; 2 — изолятор стержневой ИФС-27,5/5; 3 — тяга с регулировочной скобой (трубой — прн сжатых тягах); 4 — кронштейн; 5— фиксатор прямой сочлененный; 6 — бугель пластинчатый; 7 — изолятор подвесной Г1Ф6-В; 8 — фиксатор обратный сочлененный; 9 — подкос с регулировочной трубой; 10 — фиксатор гибкий; // — фиксатор обратный; Н. Т. — несущий трос; /С. П. — контактный провод; I — ось пути; // — ось токоприемника; — высота контактного провода в оеспровесном положении; АНфк и Б — см. табл. 34.28
трансформаторов напряжения и разрядников; установка блока КУ с масляными выключателями перемычек между конденсаторами; ошиновка КУ.
Подвеска кассет на гирляндах изоляторов должна быть выполнена так, чтобы исключалось соприкосновение кассет. При установке конденсаторов на кассетах между их основаниями обеспечивается расстояние в свету 70 мм для конденсаторов мощностью 25 и 37,5 квар и 100 мм — при их мощности 50 и 75 квар. Ошиновка конденсаторов осуществляется перемычками, выполненными из гибкого медного провода МГ-50 с опрессованными наконечниками.
Установка трансформатора напряжения и рогового разрядника производится на специальных металлоконструкциях, поставляемых заводом.
» •
§ 34.7. Монтаж поддерживающих устройств контактной сети
Установка консолей. На промежуточных опорах консоли, как правило, закрепляются иа закладных деталях (рис. 34.17). Консоли устанавливают с помощью полиспаста на 5 кН или машины с шарнирной стрелой.
Установку консолей полиспастом выполняют в два этапа: сначала поднимают консоль и крепят ее к нижией закладной детали (рис. 34.18), а затем, продолжая на тягивать ведущую ветвь полиспаста, разво
рачивают консоль вокруг болта 7, приводят ее в проектное положение, и присоединяют тягу к верхней закладной детали.
Для обеспечения безопасности работ при установке консолей полиспастом их разворачивают вдоль железнодорожного пути. Ведущий трос полиспаста натягивают вертикально вниз или вдоль пути.
При подъеме консоли полиспаст прикрепляют к кронштейну не далее 1 м от изолятора, что позволяет снять его после установки консоли, не поднимаясь на нее. При монтаже контактной сети на изолированных консолях не допускается нахождение человека на консоли. Запрещается закреплять за изолированную консоль цепь предохранительного пояса и находиться иа цепной подвеске во время прохода поезда.
При подвеске несущего троса на изолированных консолях седло должно располагаться над осью пути как на прямых, так и на кривых участках пути.
При неизолированных консолях, устанавливаемых на прямых участках линий постоянного тока, бугель располагают по оси пути, а на кривых так, чтобы вынос несущего троса был равен выносу контактного провода. На участках переменного тока бугель сдвигают от оси пути на 800 мм в сторону смещения контактного провода.
На изолированных и неизолированных консолях допускается отклонение в расположении несущего троса в плане не более чем на ±200 мм. Точка подвеса несущего троса может иметь отклонение по высоте от
339
проектного положения: при изолированных консолях на +500-=--—300 мм; при прямых наклонных консолях +600н—300.
Установка изолированных и прямых наклонных консолей на переходных опорах (рис. 34.19) должна удовлетворять следующим требованиям. Несущие тросы смежных анкерных участков не должны соприкасаться друг с другом и с кронштейнами консолей. Между несущими тросами должно быть выдержано расстояние в зависимости от вида сопряжения; для этого используют регулировочные скобы и трубы, изменяя в нужных пределах длину тяг, а следовательно, и наклон кронштейнов.
Траверсы на переходных опорах закрепляют одновременно с установкой консолей или заранее — с дрезины ДМ, МШТС-2П.
Для установки консолей с поля применяют машины с шарнирной стрелой на автомобильном ходу. Использование, этих машин ограничено возможностью подъезда к опорам.
Для работы с пути применяют ма-, шины с шарнирной стрелой, размещенные на железнодорожной платформе. Железнодорожную платформу перемещают тепловозом или автомотрисой. В состав монтажного поезда включают также железнодорожную платформу с загруженными на нее консолями.
Установку двухпутных консолей производят полиспастом. Конструкция пяты и деталей для крепления тяг двухпутной консоли позволяет выполнять подъем и закрепление ее на опоре вдоль пути без нарушения габарита подвижного состава.
Армировка жестких поперечин. Этот процесс состоит из работ по закреплению иа ригеле конструкций для подвески несущего троса— треугольных подвесов (рис. 34 20, а) и траверс (рис. 34.20, в), а также установке фиксаторных (рис. 34.20, б) или консольных стоек с консолями типа ЖР (ЖС).
Армировку жестких поперечин выполняют с ригеля монтажной площадки дрезины ДМ или из корзин машины с шарнирной стрелой. Особенно эффективно применение машины МШТС-2П на станциях, так как конструкция монтажной стрелы позволяет выполнять работы по армировке жестких поперечин над двумя смежными путями.
Монтаж поперечин с фиксирующим тросом (рис. 34.20, г) включает в себя работы по установке на опоры деталей крепления, завеске на одну из опор троса, переброск его вместе с секционирующими изоляторами через железнодорожные пути, вытяжке троса полиспастом и закреплению на противоположной опоре. Фиксирующие тросы мои-
Рис. 34.18. Схема установки изолированной коисоли:
1 — кронштейн; 2 — тяга; 3, 6 — струбцины монтажные; 4 — отрезок вязальной проволоки для врем ного крепления тяги к кронштейну; 5— полиспаст; 7 — болт для крепления кронштейна к ниж< закладной детали; 8 — веревка для удерживания консоли от раскачивания во время монтажа
(1) Опора А Опора. Б ff) опора В Опора Г
и ---------- --------------•
Рис. 34.19. Цепная подвеска в сопряжении без секционирования (а} и в изолирующем сопряжении (б) иа переходных опорах прн изолированных (опоры А, I) и прямых наклонных (опоры 5, В) консолях на прямом участке пути:
1 — траверса; 2 — консоль рабочей ветви; 3 — консоль анкеруемой ветви; 4 — коромысло; 5 — фиксатор анкеруемой ветви; 6 — фиксатор прямой сочлененный; 7 — фиксатор обратный сочлененный; 8 — несущий трос
Рис. 34.20. Цепная подвеска на жесткой поперечине с фиксирующим тросом (а), с фиксаторными стойками (б), крепление несущего троса иа траверсе (в) и фиксирующего троса к опоре (г):
1 — опора (стойка); 2»— ригель; 3 — треугольный подвес; 4— трос фиксирующий; 5 — стойка фиксаторная; 6 — фиксатор прямой сочлененный; 7 — траверса; 8 — уголок крепительный; 9 — болт крюковой; 10 — хомут крепления фиксирующего троса
341
тируют после раскатки несущих тросов всех путей, перекрываемых поперечиной.
Монтаж гибких поперечин. Сюда входят работы по завеске верхнего фиксирующего и поперечных несущих тросов, армировке их деталями, переброске и вытяжке нижнего фиксирующего троса и регулировке гибкой поперечины (рис. 34.21).
Монтаж верхних фиксирующих тросов начинают с определения их длины. Длину верхнего фиксирующего троса устанавливают равной расстоянию между опорами с учетом наклона передней грани опоры. Длину поперечных несущих тросов L принимают на 3—4,5 м больше длины верхнего фиксирующего троса. Ее можно также вычислить по формуле
L=/ + 8^/(3Z), (34.1)
где I — расстояние между передними гранями опоры на уровне крепления поперечных несущих тросов, м; f — стрела провеса ненагруженных поперечных несущих тросов, м. Обычно ее принимают равной 4,2— 4,6 м для опор высотой 15 м и 9,0—9,4 м— для опор высотой 20 м.
При монтаже гибкой поперечины сначала перебрасывают верхний фиксирующий, а затем поперечные несущие тросы (при значительных расстояниях между опорами и
большой занятости путей тросы перебрасывают по одному). Вытяжку верхнего фиксирующего троса производят полиспастом на 5 кН. Поперечные несущие тросы поднимают полиспастом или с помощью веревки, пропущенной через ролик. Концы тросов закрепляют в зажимах и присоединяют к штангам или изоляторам.
Армировка верхних фиксирующих и поперечных несущих тросов состоит из установки зажимов на поперечные несущие тросы, закрепления хомутовых зажимов на верхнем фиксирующем тросе и монтажа струн.
Гибкие поперечины регулируют после окончания раскатки подвешиваемых на них несущих тросов и контактных проводов. Регулировка заключается в выравнивании верхнего фиксирующего троса и точной установке деталей на поперечных несущих и верхнем фиксирующем тросах. Оси зажимов поперечных несущих тросов, хомутовых зажимов и струны всех подвесок гибкой попе речины располагают в одной вертикальной плоскости, совпадающей с осями опор.
Для регулировки верхнего фиксирующего троса по высоте применяют полиспаст на 5 кН или блок Бубновского Монтаж гибких поперечин целесообразно производить, используя машину МШТС-2П.
Рис. 34.21. Изолированная гибкая поперечина:
1 — тросы поперечные несущие; 2 — трос верхний фиксирующий; 3 — трос нижний фиксирующий; 4— струна; 5 — соединитель электрический; 6 — фиксатор дополнительный; 7— изолятор секционирующий; 8 — участок нейтральный; 9 — штанга с резьбой; 10 — распорка; 11 — зажим поперечных несущих тросов; 12 — зажим хомутовый; 13 — седло; 14 — зажим с ушком для крепления фиксатора на тросе; 15 — штанга с резьбой сочлененная
§ 34.8. Методы монтажа цепной подвески
К монтажу цепной подвески относятся следующие виды работ: раскатка и анкеровка несущего троса, установка звеньевых и рессорных струн, раскатка и анке-рорка контактного провода.
Раскатку несущего троса и контактного провода всегда производят с железнодорожного пути в «окна». Остальные виды работ могут выполняться как в «окна», так и без перерыва в движении поездов со съемных монтажных вышек или по обочине пути вне габарита подвижного состава.
Применяют три метода монтажа цепной подвески: поверху, понизу и комбинированный.
Монтаж методом поверху. Состав монтажного поезда для раскатки несущего троса и контактного провода поверху: автомотриса АГВМ (АГВ) илн дрезина ДМ и раскаточная платформа В начале анкерного участка несущий трос крепят к анкерному устройству. При движении автомотрисы со скоростью 5—10 км/ч несущий трос закладывают в седла илн в монтажные ролики, заранее завешенные на консолях, жестких или гибких поперечинах. Раскатав несущий трос на всем анкерном участке, производят монтаж анкеровки, после чего устанавливают струны также в «окно» с автомотрисы (дрезины ДМ) нли без занятия железнодорожных путей из монтажных люлек либо со съемной вышки.
После установки струн при движении монтажного поезда контактный провод подвязывают к концам струн (рис. 34.22); скорость раскатки, составляет 5—7 км/ч. Раскатку контактного провода поверху на станциях выполняют после окончания монтажа несущих тросов всех путей станции илн парка.
Монтаж методом понизу. При монтаже цепной подвески этим методом несущий трос и контактный провод в «окно» раскатывают на обочину пути, после чего без занятия железнодорожных путей их анкеруют, устанавливают струны, выполняют сборку и предварительную регулировку цепной подвески, а затем поднимают подвеску на консоли (жесткие или гибкие поперечины) и укладывают несущий трос в седла.
При раскатке несущего троса и контактного провода на обочину пути используется монтажный поезд, состоящий из одного локомотива (тепловоз, автомотриса, дрезина ДМ) и одной-двух раскаточных платформ, в зависимости от объема предстоящих работ. В начале анкерного участка несущий трос н контактный провод временно закрепляют за низ опоры. Вначале выполняют
временное стыкование несущего троса и контактного провода одним соединительным зажимом. Сборку и черновую регулировку цепной подвески производят с обочины пути. Несущий трос поднимают на монтажные ролики или крючья, закрепленные на передней грани опоры, и одновременно заменяют временное стыкование несущего троса н контактного провода постоянными.
Монтаж анкеровок производят с помощью полиспаста, после чего устанавливают звеньевые и рессорные струны, выполняют черновую регулировку цепной подвески по высоте. Подъем цепной подвески производят полиспастом.
К подъему цепной подвески на консоли приступают после окончания регулировки на всем анкерном участке.
Подъем подвески с одиночным контактным проводом на прямых и внутренней стороне кривых радиусом более 1200 м выполняют полиспастом непосредственно в седла без нарушения габарита, так как консоли сначала располагают вдоль пути. Полиспаст в этом случае завешивают на консоль, а крюк его подвижного блока закрепляют за несущий трос. Предварительно несущий трос на двух-трех смежных опорах освобождают от временного крепления на опоре. После того как цепная подвеска будет поднята в седла по всей длине анкерного участка, консоль поворачивают веревкой, подвязанной к ее концу, и устанавливают перпендикулярно оси пути (при полуком-пенсированной цепной подвеске) или с необходимым смещением (при компенсированной). Одновременно несущий трос закрепляют в седлах плашками.
Если монтируется подвеска на внешней стороне кривой, этот способ применять нельзя, так как при подъеме цепная подвеска может войти в габарит приближения строений. Подъем цепной подвески с двойным контактным проводом, а также с одиночным контактным проводом в этом случае состоит из двух этапов: сначала провода поднимают под пяту консоли, а затем переводят в седло. Чтобы подвеска не входила в габарит приближения строений, между концом кронштейна и пятой консоли завешивают предохранительный трос, который пропускают под несущий трос и контактный провод. Переведя провода цепной подвески в седло, консоли устанавливают строго перпендикулярно оси пути и удерживают веревкой, привязанной к концу кронштейна. На прямых участках пути допускается переводить цепную подвеску с двойным контактным проводом из-под пяты консоли в седло на консоли, которые развернуты вдоль пути. В этом случае применять предохранитель-
Рис. 34.22. Схема раскатки контактного провода поверху:
1 — контактный провод; 2 — дрезина ДМ; 3— звеньевая струна; 4 — раскаточная платформа
343
1
2 3 4
Рис. 34.23. Схема подъема несущего троса с помощью автомотрисы АГВМ:
1 — автомотриса; 2—монтажная стрела с роликом; 3 — несущий трос; 4— струна звеньевая; 5 — струна рессорная
ный трос не требуется. Когда цепная подвеска анкерного участка целиком или частично расположена на жестких поперечинах, ее сначала поднимают полиспастом на ригель и подвязывают к нему рядом с опорами, а затем перемещают в проектное положение.
Монтаж комбинированным методом. При выполнении работ этим методом раскатку несущего троса выполняют на обочину пути. Затем натянутый трос с установленными на него струнами поднимают полиспастом или монтажной стрелой автомотрисы АГВМ и укладывают в седла. Контактный провод раскатывают поверху.
Как правило, перед раскаткой проводов на анкерных опорах завешивают детали анкеровок. Если несущий трос или контактный прород имеет компенсированные анкеровки, то на анкерной опоре, с которой начинают раскатку, штангу для грузов подвешивают на высоте, определяемой по формуле (34.2).
Состав монтажного поезда: автомотриса АГВМ (АГВ) или дрезина ДМ. В начале анкерного участка несущий трос закрепляют к анкерному устройству. Стыкование троса выполняют постоянным. Вытяжку и анкеровку несущего троса производят одновременно с раскаткой.
Применяют также другой порядок работ, при котором сначала раскатывают на обочину пути несколько анкерных участков несущего троса, затем (по окончания «окна») подвязывают несущий трос к опорам, а в следующее «окно» анкеруют трос всех раскатанных ранее анкерных участков. Анкеровку троса производят в этом случае с дрезины ДМ, автомотрисы, машины МШТС-2П.
После вытяжки троса я монтажа анкеровок иа несущий трос с земли устанавливают струны. Подъем несущего троса про.-изводят стрелой с роликом, установленной на автомотрисе АГВМ, или полиспастом.
Применение автомотрисы АГВМ обеспе чивает высокую производительность труда (в «окно» продолжительностью 2 ч можно поднять в седла два-три анкерных участка несущего троса со струнами). Этот способ монтажа несущего троса является основным.
Схема подъема несущего троса в седла приведена на рис. 34.23.
При выезде на перегон автомотрису АГВМ останавливают в начале анкерного участка у первой переходной опоры Подъем несущего троса на консоль, расположенную на этой опоре, производят полиспастом, который завешивают с поднятой выш
Рнс. 34.24 Схема установки изолированной консоли полиспастом с одновременным подъемом натяну-того несущего троса:
1 — кронштейн консоли; 2 — струбцина полиспаста; 3 — полиспаст; 4 — струбцина; 5 — тяга; 6 — несущий трос; 7 — седло; 8 — рессорная струна; 9 — звеньевая струна; 10 — веревка монтажная
344
ки автомотрисы. На все последующие консоли несущий трос со струнами поднимают и укладывают в седла, применяя монтажную стрелу, размещенную на вышке АГВМ.
Трос можно укладывать в седла при движении автомотрисы. В случае необходимости положение ролика с тросом регулируют, поднимая или опуская монтажную стрелу. Консоли, развернутые вдоль пути, подтягивают специальным крюком. Два электромонтера располагаются по обе стороны от стрелы. При приближении стрелы к струновому зажиму один из них подхватывает струну и во избежание схлестывания поднимает ее вверх, пропуская через ролик. Эту операцию электромонтеры выполняют поочередно.
Одновременно с подъемом несущей? троса можно раскатывать поверху контактный провод, который располагают на одном из дополнительных роликов. В этом случае к автомотрисе прицепляют раскаточную платформу.
Анкеровку контактного провода выполняют с поворотной монтажной площадки. Подвязывают контактный провод к струнам те же электромонтеры, которые занимаются пропуском несущего троса со струнами через ролик монтажной стрелы.
Подъем несущего троса производят полиспастом одновременно с установкой консолей изолированных и прямых наклонных неизолированных (рис. 34.24) или полиспастом, завешенным непосредственно на неизолированную консоль (прямую наклонную, горизонтальную, изогнутую).
Перевод консолей в положение, перпендикулярное пути, выполняют в «окно» с дрезины ДМ или автомотрисы.
Метод монтажа цепной подвески выбирают при составлении проекта производства работ для каждого отдельного участка в зависимости от конкретных условий возможности получения «окон», плана пути, вида контактной подвески, наличия механизмов.
Рекомендации по применению методов монтажа цепной подвески сводятся к следующему:
перегоны, с изолированными консолями — на прямых участках пути и на кривых радиусом не менее 1000 м монтаж цепной подвески производить комбинированным методом; на кривых участках пути меньшего радиуса применять только метод монтажа поверху;
перегоны с неизолированными консолями — на прямых участках пути применять комбинированный метод монтажа, а на кривых участках — метод поверху; на участках
Таблица 34.20
Основные данные по затратам труда при монтаже контактной сети
Метод монтажа Вид подвески Затраты труда на монтаж 1 км цепной подвески, чел-ч
Всего Поддерживающие устройства Контактная сеть Секционные 1 разъединители, изоляторы и разрядники | Заземление 1 опор Прочие затраты труда
Общие На раскат- ку и монтаж проводов и. 8 <у « о с; С-О S СП X ч и ё
Комбинированный Компенсированная цепная подвеска перемен-, ного тока Полукомпенсирован ная цепная подвеска постоянного тока 258 277 30 30 151 158 70 61 81 97 1 4 21 21 55 64
Поверху Компенсированная цепная подвеска переменного тока Перегон Станция 276 290 30 68 169 147 88 56 81 91 1 26 21 13 36
Полукомпенси-ровапная цепная подвеска постоянного тока Перегон Станция 295 312 30 55 176 177 79 55 97 122 4 30 21 13 64 37
Понизу Полу компе нс иров энная цепная подвеска постоянного тока 326 30 216 92 124 4 21 55
Примечания 1. Затраты труда на работы по монтажу контактной сети постоянного тока определены для цепной подвески с двойным контактным проводом.
2. В графе ^Прочие затраты труда* учтено время на пропуск поездов н на выпдлнение работ на доставке материалов, изготовлению струн нт. п,
3. В таблице не учтена работа сигналистов, машинистов дрезин, автомотрис и т. ц. (укрупненные данные ем. на с. 318).
Таблица 34.21
Основные технические данные овальных соединителей
Марка провода Марка соединителя Размеры, мм (см. рис. 34.25) Масса, кг Количество обжатий
а ъ С 1 d
М-70, ПБСМ-70 СОМ-70 19,5 20,5 44 193 10,7 0,195 2X4
М-95, ПБСМ-95 СОМ-95 21,0 24,0 48 258 12,5 0,295 2X5
М-120 СОМ-120 23,0 27,5 52 280 14,0 0,420 2X5
А-150 СОА-150 30,0 30,0 56 312 15,8 0,160 2X5
А-185 СОА- 185 31,0 33,5 60 332 17,5 0,200 2X5
ПС-25 СОС-25 18,0 10,5 32 112 6,8 0,063 2X3
ПС-35 СОС-35 18,0 16,0 36 126 7,8 0,080 2X3
с особенно интенсивным движением поездов допустимо применять метод монтажа цепной подвески понизу, на кривых радиусом менее 1200 м использовать этот метод запрещено;
на станциях — независимо от конструкции поддерживающих устройств применять метод монтажа цепной подвески поверху.
Трудовые затраты (табл. 34.20) снижаются на 20—25% при комплексном производстве работ с максимальным использованием «окон» вследстви'е одновременной работы на перегоне нескольких монтажных поездов (дрезин), а также совмещения работы в «окно» съемных вышек и дрезин. Снижению трудовых затрат способствует комплексная армировка опор, при которой одновременно устанавливают кронштейн ЛЭП 10 кВ или ДПР и консоль, прокладывают на опоре заземляющий проводник, завешивают на анкерных опорах компенсирующие устройства.
§ 34.9. Монтаж основных узлов цепной подвески
Стыкование проводов медных, алюминиевых и сталемедных осуществляют овальными соединителями (рис. 34.25, а и табл.
34.21), которые закрепляют, производя обжатие специальными клещами (см. рис. 34.3). Аналогично стыкуют сталеалюминиевые провода сечением более 95 мм2. В клещи вставляют парные вкладыши, маркировка которых соответствует материалу и сечению провода. Обжатие производят, начиная с конца соединителя, попеременно на обеих его сторонах по рискам, которые расположены на поверхности соединителя в шахматном порядке.
Сталеалюминиевые провода сечением 10—95 мм2 стыкуют овальными соединителями методом скрутки (рис. 34.25, <Э), для чего применяют приспособления, показанные на рис. 34.5. Сталемедные и стальные провода стыкуют также с помощью двух клиновых зажимов 2 и соединительной планки 3 (см. рис. 34,25,6); на концы сталемедных проводов устанавливают соединительный зажим для обеспечения надежного электрического соединения.
Стальные провода стыкуют также хомутовыми стыковыми зажимами: провода С-50 — одним хомутовым зажимом (рис. 34.25, в), а провода С-70 — двумя.
Контактные провода соединяют стыковыми зажимами (рис. 34.25, г), которые подвешивают на струне, закрепленной к несу-
Рнс. 34.25. Виды стыкования проводов:
1 — соединитель овальный; 2 — зажнм клиновой; 3 — планка соединительная; 4 — зажим соединительный; 5 — зажим хомутовый; 6 — зажим стыковой контактного провода; 7 «—соединитель овальный для сталеалюмнниевого провода
Я4А
тему тросу; при двойном контактном проводе провод со стыковым зажимом приподнимают на 30—50 мм над другим проводом.
Анкеровка проводов. Узел жесткой анкеровки несущего троса изображен на рис. 34.26; аналогично выполняется и жесткая анкеровка контактного провода.
При монтаже анкеровок вытяжку проводов производят с помощью полиспаста на 20 кН или лебедки, размещенной на раска-точной платформе. Полиспаст натягивают вручную или дрезиной ДМ. Присоединять трос к анкерному устройству целесообразно с дрезины ДМ или машины МШТС-2П. Натяжение несущего троса определяют по стреле провеса с помощью динамометра. Стрелы провеса F иеиагруженного несущего троса находят по монтажной таблице для соответствующей температуры. Для новых тросов из-за последующей их вытяжки стре лу провеса F уменьшают на 5—10%.
Монтажные таблицы (например, табл. 34.22) разработаны Трансэлектропроектом для всех видов контактных подвесок из разных материалов и сеченнй проводов для различных расчетных данных (минимальной температуры — 50, —40, —30°С и интенсивности гололеда 5, 10, 15 и 20 мм). При пользовании монтажными таблицами длина эквивалентного пролета может быть
подсчитана упрощенно как среднее арифметическое значение длин пролетов, входящих в анкерный участок.
При полукомпенсированной подвеске применяют компенсированные анкеровки контактного провода с трехблочными (коэффициент передачи 4:1) и двухблочными (2:1) компенсирующими устройствами. Последние (см. рис. 34.26), как правило, применяют для анкеровки одного контактного провода сечением 100 или 85 мм2.
Анкеровку контактного провода (рис. 34.27) производят по окончании раскатки анкерного участка. Контактный провод вытягивают полиспастом и присоединяют к компенсирующему устройству с дрезины ДМ, автомотрисы АГВМ или съемной монтажной вышки.
При монтаже анкеровки двойного контактного провода для выравнивания натяжения в проводах применяют вспомогательный ролик, в качестве которого используют блок компенсатора.
Высоту подвески грузов при монтаже новых контактных проводов увеличивают вследствие их вытяжки, которую принимают равной 0.06% длины провода от средней анкеровки до компенсатора. Монтажную высоту подвески грузов 6М увеличивают по сравнению с проектной Ь на величину
8000 + 200
Рис. 34.26. Анкеровка полукомпенсированной цепной подвески переменного тока:
1—оттяжка анкерная; 2 — кронштейн анкерный; 3 — штанга пестик-двойное ушко (длиной 1000 мм); 4 — изолятор с пестиком ПФ6-В; 5 — изолятор с серьгой ПТФ-3,3/5; 6 — трос компенсатора стальной 11 мм длиной 11 м; 7—блок компенсатора; 8 — штанга пестик-ушко (длиной 1000 мм); 9 — штанга для 10 грузов; 10 — груз железобетонный массой 25 кг; 11 — ограничитель для одинарной гирлянды грузов; 12 — трос ограничителя грузов; 2 J — кронштейн ограничителя грузов
Таблица 34.22
Стрелы провеса и натяжения ненагружеиного несущего троса (эквивалентный пролет 50 м)
Длина пролета, м Параметры Значения параметров для температуры воздуха при монтаже. °C
—40 —30 —20 —10 0 +10 4-20 +30 +40
Провод М-120
40 Стрела 12 14 16 19 22 26 31 37 42
45 провеса, см 16 18 21 24 28 34 40 46 53
50 19 22 25 29 35 42 49 57 66
55 24 27 31 36 43 51 60 70 80
60 28 32 36 42 50 59 71 82 94
— Натяжение, кН 17,1 15,05 13,1 П 11,25 роеод М 9,5 -95 8,0 6,75 5,8 5,05
40 Стрела 12 14 16 19 22 27 32 37 42
45 провеса, 16 18 21 24 28 34 40 47 54
50 см 20 22 26 30 35 42 50 59 67
55 24 27 31 36 43 51 60 71 80
60 28 32 37 43 51 61 71 84 96
— Натяжение, кН 13,45 11,85 10,25 Прос 8,8 од ПБС1 7,45 И-95 6,25 5,3 4,5 3,95
40 Стрела 8 9 10 11 13 15 18 21 25
45 провеса, 10 11 13 14 17 19' 23 27 32
50 см 13 14 16 18 20 22 28 33 40
55 15 17 19 22 25 29 34 40 48
60 18 20 23 26 29 34 40 48 57
— Натяжение, кН 18,8 17,0 15,25 Прос 13,5 од ПБС 11,75 М-70 10,1 8,6 7,25 6,05
40 Стрела 8 9 10 11 13 15 17 20 24
45 провеса, 10 11 12 14 16 18 22 26 31
50 см 12 14 15 17 20 23 27 32 38
55 15 17 18 21 24 28 32 38 46
60 18 20 22 25 28 33 38 46 55
— Натяжение, кН 15,0 13,6 12,2 10,85 9,5 8,2 7,05 5,9 4,95
Провод С-70
40 Стрела 9 10 11 12 14 16 19 23 28
45 50 провеса, см 11 13 12 15 14 17 15 19 18 22 21 27 24 30 29 36 35 43
55 16 18 20 23 27 31 37 44 52
60 19 21 24 27 32 37 44 52 62
— Натяжение, кН 14,0 12,6 11,2 9,85 8,65 7,35 6,2 5,2 4,35
Примечание. Данные таблицы соответствуют районам с минимальной температурой —40° С и интенсивностью гололеда 10 мм.
348
Таблица 34.23
Значения ftB для нового контактного провода, м
Тип компенсатора Расстояние от компенсатора до средней анкеровки, м
400 450 500 550 600 650 700 750 800
Трехблочный (коэффициент 0,96 1,08 1,20 1,32 1,44 1,56 1,68 1,80 1,92
передачи 4:1) Двухблочный (коэффициент передачи 2:1) 0,48 0,54 0,60 0,66 0,72 0,78 0,84 0,90 0,96
Рис. 34.27. Схема монтажа компенсированной анкеровки двойного контактного провода:
1 — контактный провод; 2 — натижной (крюковой) зажим; 3 — струбцина стальная; 4 — ролик вспомогательный; 5 — полиспаст; 6 — кольцо из вязальной проволоки; 7 — гирлянда изрляторов; 8 — тцтанга компенсатора; 9 — коромысло
ЬБ (табл. 34.23), пропорциональную вытяжке нового контактного провода:
6м = 6 + 6в. (34.2)’
Проектную высоту подвески грузов находят по графикам в зависимости от температуры и расстояния от компенсатора до средней анкеровки. Значения b дли трехблочного компенсатора определиются по рис. 34.28; при двухблочном компенсаторе полученные значения Ь должны быть уменьшены в 2 раза.
Аналогично производится монтаж совмещенной компенсированной анкеровки несущего троса и одиночного контактного провода на одном коромысле (рис. 34.29, а). В зависимости от типа изоляторов анкеровка выполняется в двух вариантах. В местах, подверженных повышенным ветровым воз-
действиям и автоколебаниим проводов, анкеровку выполняют на одной общей гирлянде (вариант А) с установкой специальных успокоительных струн. Начиная с 1979 г. применяют только вариант Б с креплением несущего троса и контактного провода на отдельных гирляндах изоляторов.
Необходимого соотношения натяжений несущего троса и контактного провода достигают подбором плеч коромысла 8, для чего в последнем предусмотрено несколько отверстий дли креплении к нему блока компенсатора (табл. 34.24).
Наличие в коромысле семи отверстий позволяет также изменять натяжение по мере износа контактного провода.
При компенсированной цепной подвеске постоянного тока раздельно анкеруют несущий трос и контактный провод, применяя трехблочные компенсаторы (рис. 34.29, б).
Средние анкеровки. Средние анкеровки несущего троса и контактного провода при компенсированной цепной подвеске выполняют в двух пролетах (рис. 34.30, а). Трос средней анкеровки несущего троса раскатывают одновременно с несущим тросом и жестко закрепляют на крайних опорах, а на средней опоре размещают в двойном седле вместе с основным тросом. Оба троса скрепляют соединительными зажимами (см. рис. 34.30, е, д). Натижение троса средней анкеровки не должно превышать 10 кН; оно определяетси по монтажным таблицам (например, табл. 34.25).
Контактный провод крепит к несущему тросу в двух пролетах тросом средней анкеровки (рис. 34.30, а, б, г). При полукомпенси-
Таблица 34.24
Рис. 34.28. График изменения положения грузов для компенсатора С коэффициентом передачи 4 : 1
Данные по монтажу компенсированной анкеровки цепной подвески на коромысле
Значение натяжения, кН Число грузов Номера отверстий в коромысле, в которых закрепляют блок компенсатора при расположении анкеровки после сопряжения
несущего троса контактного про- 1 вода ।
без секционирования с секционированием
15 10 25 IV VI
15 12 27 V VII
18 10 28 III V
18 12 30 IV VI
349
Рис. 34.29. Анкеровка компенсированной подвески переменного (а) и постоянного (б) тока:
/ — оттяжка анкерная; 2 — кронштейн анкерный; 3, 4, 19 — трос компенсатора стальной диаметром 11 мм длиной соответственно 10, 11 и 13 м; 5— блок компенсатора; 6— штанга пестик-двойное ушко (длиной 1500 мм); 7— изолятор с пестиком ПС-11; 8— коромысло; 9— пластина регулировочная; 10 — изолятор с серьгой ПТФ-3,3/5; 11 — изолятор с пестиком ПФ6-В; 12 — коромысло с двумя штангами; 13, 22—хомут для грузов 25—30 и 20 шт.; 14— ограничитель для сдвоенной гирлянды грузов; 15 — груз железобетонный; 16 — трос ограничителя грузов; 17, 23 — кронштейн ограничителя грузов; 18 — монтажные отверстия для присоединения полиспаста: 20 — штанга пестик-ушко (длиной 1000 мм); 21— коромысло для анкеровки двух контактных проводов; 24 — ограничитель для одинарной гирлянды грузов; 25 — штанга для 15 грузов
Рис. 34.30. Средняя анкеровка компенсированной {а—д) и полукомпенсированной (е) цепной подвески в случае одиночного (б) и двойного (г, е) контактного провода при креплении тросов на изолированной (в) и неизолированной (д} коисоли:
/ — основной несущий трос; 2— трос средней анкеровки контактного провода; 3 — дополнительный трос; 4 — зажнм соединительный; 5 — контактный проаод; 6 — зажни средней анкеровки; 7 — консоль изолированная; 8 — седло двойное; 9 — зажим средней анкеровки для крепления на несущем тросе; 10 — гирлянда изоляторов
Таблица 34.25
Монтажная таблица для дополнительного троса средней анкеровки
Длина пролета, м Значения натяжения троса, кН (в числителе), и стрел провеса, мм (в знаменателе), прн температуре воздуха, °C
—40 —30 —20 -10 0 +10 +20 +30 +40
40 10,00 8,60 7,40 6,80 5,85 5,05 4,40 4,00 3,70
12 14 16 18 20 24 27 30 33
50 10,00 8,70 7,55 6,60 5,65 4.70 4,00 3,60 3,25
19 22 25 28 33 40 47 52 57
60 10,00 8,80 7,70 6,40 5,35 4,40 3,70 3,20 2,85
27 31 35 42 50 61 73 84 94
70 10,00 8,90 7,80 6,20 5,00 4,00 3,30 2,85 2,50
37 41 47 59 73 92 111 129 146
Примечание. В разработанных для практического пользования монтажных таблицах натяжение даио в килограмм-снлах. •
рованной подвеске среднюю анкеровку контактного провода производят в одном пролете (рис. 34.30, е). Монтаж средних анкеровок контактного провода выполняют в процессе продольной регулировки цепной подвески.
Монтаж струн. Установку струн производят по окончании вытяжки и анкеровки несущего троса. При раскатке несущего троса поверху струны устанавливают с дрезины ДМ, автомотрисы АГВМ, монтажных люлек или с 3-метровой лестницы, которую -завешивают на несущий трос со съемной вышки (см. рис. 34.2); при раскатке несущего троса понизу струны устанавливают на земле.
Расстояние между звеньевыми струнами (рис. 34.31) не должно превышать 8 м для компенсированной подвески и 12 м для полукомпенсированной. Двойные контактные провода крепят каждый на самостоятельных струнах, расположенных в шахматном порядке с расстоянием между смежными струнами не более 4 м для компенсированной подвески н 6 м для полукомпенсированной. При полукомпенсированной подвеске двойные контактные провода могут крепиться также иа общих струнах с отдельными для каждого провода ннжними звеньями длиной 300 мм; расстояние между струнами не должно превышать 12 м.
Рис. 34.31. Звеньевые струны:
1 — несущий трос; 2 — струновой зажим; 3 — контактный провод
Рессорная струна с шахматным расположением звеньевых струн (рнс. 34.32, а) применяется прн компенсированной подвеске с двойным контактным проводом. Рессорная струна по рнс. 34.32, б применяется для компенсированной подвески с одиночным контактным проводом н для полукомпенсн-рованной подвескн. Величины а н b приведены в указаниях по регулировке цепной подвескн. Расстояние от троса рессорной струны до контактного провода зависит от конструктивной высоты цепной подвески, но должно быть не менее 1 м.
§ 34.10. Продольная регулировка цепной подвески и монтаж сопряжений анкерных участков
Продольная регулировка цепной подвескн включает следующие работы: монтаж средних анкеровок, выкрутку н выправку изгибов контактного провода, установку на нем струновых зажимов, регулировку контактного провода по высоте, монтаж фиксаторных кронштейнов и фиксаторов с установкой зигзагов и выносов контактного провода, монтаж электрических соединителей. Перечисленные работы по продольной регулировке цепной подвески с контактным проводом, раскатанным поверху, производят со съемной монтажной вышки (см. рис. 34.2) и частично с дрезины ДМ или автомотрисы АГВМ. Продольную регулировку цепной подвески, смонтированной понизу, выполняют в два этапа. Монтаж средних анкеровок, выкрутку и выправку контактного провода, установку электрических соединителей, а также черновую регулировку контактного провода по высоте с установкой на нем струновых зажимов производят с земли. После подъема цепной подвески в седло со съемной вышки окончательно регулируют контактный провод по высоте и устанавливают фиксаторные кронштейны и фиксаторы.
Продольную регулировку начинают со стороны жесткой анкеровки при односторонней компенсации или с монтажа средней анкеровки контактного провода при двусторонней компенсации. После монтажа средней анкеровки производят выкрутку и выправку контактного провода н установку на него струновых зажимов, к которым присоединяют струны, подвешивая контактный провод на требуемой высоте, определяемой в зависимости от принятого в проекте значения Но (рис. 34.33).
1 — зажим рессорной струны (для тросов сечением 95 и 120 мм2); 2 — седло; 3 — трос рессорной струны; 4 — скоба; 5 — струна звеньевая; 6 — зажим струновой; 7 — зажим соединительный (для троса сечением 70 мм2)
352
Рис. 34.33. Схема регулировки полукомпенсированной цепной подвески с рессорными струнами (штриховой линией показано положение проводов при расчетном беспровесном положении контактного провода)
Ah, см Вниз
Ah, см Вниз
Рис. 34.34. Изменение уровня АЛ цепной подвески М-120+2МФ-100 с рессорными струнами у опоры из-за изменения наклона гирлянды изоляторов в зависимости от радиуса кривой R и температуры Г: а — при прямом и гибком фиксаторах; б — при обратном фиксаторе
Рис. 34.35. Схема регулировки компенсированной цепной подвески с рессорными струнами; I — длина пролета между опорами; fB — начальная стрела провеса контактного провода
353
Таблица 34.26
Стрелы провеса и натяжения проводов полукомпенсиров аннон цепной подвескн (эквивалентный пролет 50 м)
Длина пролета, м Параметры Значения параметров для температуры воздуха при монтаже, °C
—40 -30 -20 -10 0 10 | 20 30 40
Цепная подвеска с рессорными струнами М-120-\-2МФ-1Э0
40 F, см Л см h, см 32" —1 —6 34 — 1 —4 36 0 —3 39 0 0 42 0 3 46 1 6 49 1 9 53 2 12 57 2 16
45 F, см 40 43 46 49 53 57 61 65 69
f. см — 1 — 1 0 0 1 1 2 2 3
h, см —8 —5 —3 ! 0 3 7 10 14 17
50 F, см 50 53 57 61 65 70 75 80 85
см —2 —1 —1 0 1 2 2 3 4
h, см —9 —7 —3 0 3 7 12 16 20
55 F, см 60 64 69 73 77 82 88 92 100
f, см —3 —2 —1 0 1 2 3 4 6
h, см —10 —7 —3 0 3 7 12 17 21
60 F, см 73 78 83 88 94 100 106 112 119
f, CM —4 —2 — 1 0 1 3 4 6 7
h, cm —11 —8 —4 0 5 9 14 18 24
Натяжение 20 18,3 16,65 16,1 13,65 12,3 11,05 9,9 8,85
несущего троса, кН
Цепная подвеска с рессорными струнами М-95+2МФ- 100
40 F, см 35 38 40 43 46 49 53 56 60
f. см —1 — 1 0 0 0 1 1 1 2
h, см —7 —4 —3 0 4 5 9 13 15
45 F, см 45 48 51 54 58 61 65 69 73
f, см —1 —1 0 0 0 1 1 2 3
h, см —8 —5 —3 0 4 6 10 13 16
50 F, см 56 59 63 67 70 74 79 83 88
f. см —2 —1 —1 0 1 1 2 3 3
h. см —9 —7 —3 0 2 6 10 13 18
55 F, см 68 73 77 81 86 90 96 101 106
f. см —2 —2 —1 0 1 2 3 4 5
h. см —11 —6 —3 0 4 7 12 16 20
60 F, см 82 86 91 96 102 107 113 118 129
f, см —3 —2 —1 0 1 2 4 5 6
h , см —11 —8 —4 0 5 9 13 18 23
Натяжение 16,5 15,15 13,9 12,7 11,55 10,5 9,5 8,6 7,75
несущего троса, кН
Продолжение
Длина пролета, ы Параметры Значения параметров для температуры воздуха прн монтаже, °C
—40 -30 -20 -10 ° 10 | 20 30 • 40
Цепная подвеска с рессорными струнами ПБСМ-95-\-МФ-100
40 F, см Л см h, см 20 —1 —5 22 —1 23 —1 —2 26 0 0 28 0 2 31 0 5 34 1 7 37 1 10 41 2 13
45 F, см 24 27 29 32 34 38 41 45 50
/, см —2 —1 —1 0 0 1 1 2 3
h, см —6 —4 —2 0 2 5 8 11 15
50 F, см 30 32 35 38 41 45 50 55 60
f, см —2 —2 —1 0 0 1 2 3 4
h, см —6 —4 —2 0 3 6 10 14 18
55 F, см 36 39 42 45 49 54 60 64 70
f, см —2 —2 —1 0 1 2 4 4 6
h, см —7 —4 —2 0 3 7 11 15 19
60 F, см 43 46 49 54 58 63 70 75 82
/> см —4 з —2 0 1 2 4 5 7
h, см —7 —5 —3 0 3 7 12 16 21
Ц Натяжение несущего троса, кН епная подвеске 20,0 с ресс 18,25 горным 16,7 и. стру 15,2 нами 7 13,75 1БСМ-7 12,35 'O+M<t 11,15 -100 10,05 9,15
40 F, см 20 21 23 25 27 29 32 35 38
/, см —1 —1 0 0 0 1 1 1 2
h, см —4 —3 —2 0 2 3 6 9 11
45 F, см 25 27 29 31 33 36 39 42 46
/, см —1 —1 0 0 0 1 1 2 8
h, см —5 —3 —2 0 2 4 7 9 12
50 F, см 32 34 36 39 42 45 49 53 58
А см —2 —1 —1 0 1 1 2 3 4
h, см —5 —4 —2 0 2 5 8 11 15
55 F, см 38 41 44 47 50 54 58 63 68
/, см —2 —2 —1 0 1 2 3 4 5
h, см —7 —4 —2 0 2 5 9 12 16
60 F, см 46 »49 52 56 60 64 70 75 81
А см —3 —2 —1 0 1 2 4 5 7
h, см —7 —5 —3 0 3 6 10 14 18
— Натяжение несущего троса, кН 16,0 14,7 13,5 12,3 11,15 10,05 9,0 8,05 7,15
Цепная подвеска с простыми опорными струнами ПБСМ-70-\-МФ-85 и С-70-\-МФ-85
40 F, см 21 22 23 25 27 29 31 33 36
А см з —2 —2 0 2 3 5 6 9
h, см —1 —1 0 0 0 1 1 2 2
355
Продолжение
Длина пролета, м Параметры Значения параметров для температуры воздуха при монтаже, °C
—40 —30 —20 —10 0 10 20 30 40
45 F, см f, см h, см 27 —4 — 1 28 —3 —1 30 —2 0 32 0 0 34 2 0 37 4 1 39 6 1 42 8 2 45 11 2
50 F, см /, см h, см 32 —6 — 1 34 —4 -1 37 —2 0 39 0 0 42 3 0 45 5 1 48 8 1 52 11 2 55 14 2
55 /, см /, см h, см 39 —7 — 1 42 —4 — 1 44 —3 0 47 0 0 50 3 0 54 6 1 58 9 2 62 13 2 67 17 3
60 F, см f, СМ h, см 47 —8 — 1 50 —5 — 1 53 —3 0 56 0 0 60 3 1 64 7 1 69 11 2 74 16 2 79 20 3
Примечания, тексивкостью гoлoJ 2. В таблице приня провеса контактиог <см. рис. 34.34); Н Стрелы пров компенсироЕ Натяжение несущего троса, ::Н Данные таблш 1еда 10 мм. 1 ты следующие у о провода в сере Д/i — вниз, — Та еса контактно аннон цепной 15,0 [Ы соотвс слов ные дине про ДД — в б Л И Ц ГО ПрОЕ подвес 13,7 Л'СТвуЮТ обозначе лета; Д верх. 34.2 ода .КН 12,45 района* ния: F 1 — изм 7 МОЕ ЛЯ7 знг 11,25 С мин — стрелг мнение На крр 1ение ь оров, z чениям 10,05 нмально провес ысоты 1ВЫХ у1 аклона [ля чег и Aft ( 8,9 Й темпе з несун контакт гастках гирл я э значе рис. 34. 7,8 ратурой цего тр< юго пре пути НДЫ ПС ния h с 34). 6,75 — 40°С эса; f — вода у )ГЧИТЫВ< двеснь ум мир 5,8 И нн- стрела опоры НОТ ИЗ-X изо-уют со
Компенсированная цепиая подвеска Номинальное натяжение не-, сущего троса. кН Стрела провеса контактного про- НО! вода fH, мм, прн кое длине пролета дщ . . . м пяг При регулировке компенсированной цеп-подвески добиваются, Чтобы й=0, н 1тактный провод между ближайшими к эре простыми струнами 1-1а (рис. 34.35) полагают параллельно головке рельса на :оте, соответствующей расчетному полонию. Чтобы обеспечить равномерную эластич-ть цепной подвески у опор и в середине элета, контактный провод в пролете кду струнами 1-1 монтируют со стрелой эвеса fH (табл. 34.27). Таблица 34.28 Данные по установке фиксаторов
40 45 50 55 60 65 70 ВЫ
М-120+2МФ-100 М-95+2МФ-100 ПБСМ-95+2МФ--100 18 17 16 25 10 40 50 60 65 нос пре ме; пре
ПБСМ-70+МФ- -100 15 30 40 50
При монтаже полукомпенсированно! цепной подвески регулировку контактной провода по высоте ведут по разработанные Трансэлектропроектом монтажным таблп цам (например, табл. 34.26), в которых при ведены значения стрел провеса F нагружен ного несущего троса, стрел провеса кон тактного провода f в середине пролета изменения высоты контактного провода опоры h. Значения h в подвесках с прос тыми струнами относятся к первым от опо ры струнам, а в подвесках е рессорным! струнами — к струнам 1 и к простым стру нам 2, расположенным рядом с рессорные тросом 3 (см. рис. 34.33). КББ Тип фикса- тора * Участок пути ММ Б, мм
Прямой сочлененный I у Обратный сочлененный 4 Обратный л усиленный Прямая и кривая R >2000 м Кривая -7? <2000 м Прямая и кривая R >2000 м Кривая +<2000 м Кривая R< 1000 м 350+ + 100 100+ +50 600+ +200 800+ +200 350 300 450 400 400
Рис. 34.36. Перемещения А консоли и фиксатора при медном (а) и сталемехноы (б) несущем тросе в заввсн мости от температуры t в расстояния до средней анкеровки L
При регулировке цепных подвесок по высоте допускаются отклонения стрел провеса от расчетных значений ва ±10%.
Одновременно с регулировкой контактного провода производят монтаж фиксаторов. На промежуточных опорах фиксаторвый кронштейн (см. рис. 34,17, бив) нли деталь крепления фиксатора (см. рис. 34.17, а н г) устанавливают выше уровня Нв бес-провесного положения контактного провода на величину ДЯФ„, значение которой зависит от типа фиксатора и месте его установки (табл. 34.28).
Основной стержень фиксатора устанавливают горизонтально или с некоторым наклоном в зависимости от размера Б между контактным проводом и основным стержнем фиксатора (см. рис. 34.17 и табл. 34.28). Допускаются отклонения размера Б на 50 мм только в сторону увеличения. При по-лукомпенсированных подвесках к значениям, приведенным в таблице, прибавляют изменения высоты контактного провода у опор Л, которые берут из монтажных таблиц в зависимости от температуры.
В плане основной стержень фиксатора и консоль при компенсврованной цепной подвеске смешают вдоль путй на величину А (рис. 34.36), а при полукомпенсированной располагают перпендикулярно оси пути (допускается смешение ко"нпа консолей длиной до 5 м на ±200 мм и для консолей большей длины на ±300 мм).
При установке дополнительного стержня фиксатора обеспечивают требуемый зигзаг, смешан фиксаторную стойку по основному стержню фиксатора. Фиксирующий зажим на контактном проводе смешают относительно оси опоры вдоль пути на величину А.
Зигзаг контактного провода на прямом участке пути отмеряют непосредственно от оси пути. На кривых участках пути ось токоприемника не совпадает с осью пути. Смещение оси токоприемника х определяют как
x = HKd!a, (34.3)
где — высота контактного провода; а — ширина колеи; d — возвышение наружного рельса.
При =65004-6600 мм в а= 15204-4-1540 мм получим х=4Й. Отклонения от установленных проектом значений зигзагов в выносов контактного провода ве должны превышать ±30 мм.
Установку сочлененных фиксаторов, как правило, выполняют в два этапа. Первый этап — основной стержень фиксатора с подвязанным к нему дополнительным фиксатором закрепляют с монтажной площадки дрезины ДМ, развернутой вдоль пути, или МШТС-2П к кронштейну консоли (фиксаторному кронштейну) и подвязывают к струнам или жестким распоркам, устанавливаемым на несущем тросе. Второй этап — со съемной вышки устанавливают дополнительные фиксаторы на контактный провод н одновременно регулируют зигзаги и выносы. В отдельных случаях при наличии «окон» большой продолжительности эти работы также выполняют с дрезины ДМ или МШТС-2П (особенно на кривых участках пути).
По окончании монтажа фиксаторов регулируют наклон струн. При полукомпенсированной подвеске струновые зажимы смешают по контактному проводу, пользуясь при этом теми же графиками, что и при установке фиксирующих зажимов (см. рис. 34.36). Струны компенсированной цепной подвески располагают вертикально.
Поперечные электрические соединители располагают вне рессорных тросов у ближайшей к ним звеньевой струны, а в случае отсутствия рессорных тросов — рядом с первой от консоли струной.
Монтаж сопряжений анкерных участков (см. рис. 34.19) производят после окончания продольной регулировки двух смежных анкерных участков. При этом выполняют следующие работы: фиксирование положения несущих тросов по высоте и по горизонтали, выправку н выкрутку контактного про-
357
Рис. 34.37. График (а) смещения изолированных и прямых наклонных консолей на переходной опоре, схема (б) и графики перемещения В продольного электрического соединителя при компенсированной цепной подвески с медным [а) и сталемедным (г) несущим тросом:
1— несущий трос анкеруемой ветви; 2 — то же рабочей ветви; 3 — зажим соединительный; 4— провод электрического соединителя; 5 — зажим питающий: 6 — контактный провод рабочей ветви;
7 — то же анкеруемой ветви
вода, установку на нем струновых зажимов, регулировку по высоте рабочих и анкеро-вочных ветвей цепной подвески, установку фиксаторов и монтаж продольных электрических соединителей. Кроме перечисленных работ, на изолирующих сопряжениях производят врезку изоляторов.
Изолированные и прямые наклонные консоли ий переходных опорах сопряжений анкерных участков компенсированной цепной подвески располагают относительно оси опоры в зависимости от температуры в соответствии с. графиками, разработанными для районов с расчетными температурами ±40°С (рис, 34.37, а) и от 4-40 до —55°С (на рис. 34.37, а значения в скобках отно-35<
сятся к сталемедном^ тросу, а без скобок — к медному).
На сопряжениях анкерных участков компенсированной цепной подвески продольные электрические соединители (рис. 34.37, б) устанавливают между несущими тросами с провесом и смешают на расстояние, определяемое по графикам в зависимости от температуры при монтаже и расстояния между средними анкеровками двух смежных анкерных участков (рис. 34.37, в}. Длину провода между соединительными зажимами, устанавливаемыми на несущих тросах разных ветвей цепной подвески, принимают равной 2 м, а при полукомпенсированной цепной подвеске равной 0,8 м.
Если проектом предусмотрена плавка гололеда, то в струны врезают орешковые изоляторы.
Воздушные стрелки монтируют после окончания продольной регулировки цепных подвесок, образующих эту стрелку. При монтаже их регулируют положение контактных проводов в плане, добиваясь пересечения проводов в требуемом месте, после чего закрепляют фиксаторы. На контактный провод устанавливают ограничительную трубку, затем монтируют продольный электрический соединитель и двойные струны.
§ 34.11. Монтаж секционных изоляторов-и разъединителей, разрядников и заземлений контактной сети
Монтаж секционных изоляторов состоит из следующих операпий: сборка секционного изолятора, врезка секционного изолятора в контактный провод, врезка гирлянды изоляторов в несущий трос.
Монтаж секционных изоляторов производят со съемной вышки или дрезины ДМ с использованием натяжной муфты или полиспаста на 20 кН. К врезке секционных изоляторов приступают, окончив монтаж прилегающих воздушных стрелок. После окончания монтажа секционных изоляторов 1 повторно регулируют цепную подвеску по высоте в смежных пролетах и на воздушных стрелках.
Монтаж секционных разъединителей состоит из установки разъединителя с приводом на опоре и подключения его к контактной сети. Подключение секпнонных разъединителей выполняют со съемной вышки машины МШТС или с дрезины ДМ.
Затраты труда на монтаж секционных разъединителей и изоляторов следующие, чел-ч:
Монтаж секционного разъедини- 22 теля переменного тока
То же постоянного тока 27
Монтаж секционного изолятора 14 трехпроводного
То же малогабаритного 10
Монтаж разрядников включает следующие работы: сборка разрядника, установка его на опору или жесткую поперечину, подключение к контактной сети. Роговой разрядник должен иметь между рогами два разрыва по 5+1 мм на участках постоянного тока и по 45+5 мм на участках переменного тока. Затраты труда на монтаж рогового разрядника составляют 3,5 чел-ч.
Монтаж заземлений. На участках, электрифицированных на переменном токе, применяют опоры с заземляющим проводником, проложенным внутри стеики опоры.
На линиях постоянного тока заземляющий проводник укладывают снаружи опоры. Между поверхностью опоры и проводником устанавливают деревянную прокладку. Искровой промежуток закрепляют на специальном хомуте. Проводник между опорой и рельсом укладывают по поверхности балластной призмы и закрепляют к полушпале, уложенной на обочине пути. По
верхность проводников покрывают два раза по всей длине кузбасским лаком. Трос группового заземления, провод диодной защиты раскатывают одним из способов, применяемых при монтаже усиливающих и других проводов, расположенных на опорах контактной сети (см. § 34.12). Натяжение в тросе группового заземления не должно превышать 4 кН.
§ 34.(2. Монтаж усиливающих, питающих и других проводов, расположенных на опорах контактной сети
Монтаж проводов содержит следующие работы: установку кронштейнов (консолей), раскатку проводов, подъем на кронштейны, анкеровку и закрепление их в седлах или иа штыревых изоляторах.
Для проводов, расположенных с полевой стороны опор (рис. 34.38), применяют несколько способов монтажа.
Применение машины МШТС-2П. Вариант 1. Кронштейны устанавливают заранее, используя полиспаст или машину МШТС-2П. Провода раскатывают монтажным поездом.
Провод, раскатываемый с барабанов, установленных на платформе, стрелой машины МШТС-2П укладывают в седла (при монтаже ЛЭП 10 кВ на кронштейны), затем без занятий путей вытягивают полиспастом, а в следующее «окно» с МШТС-2П выправляют кронштейны и закрепляют провод в седлах плашками.
В а р и а н т 2. Сначала раскатывают провод, укладывают его с МШТС-2П с полевой стороны на закладные детали, затем вытягивают и анкеруют. Кронштейны устанавливают с помощью полиспастов. Одновременно с установкой кронштейнов провод укладывают и закрепляют в седлах, а при монтаже ЛЭП 10 кВ — на штыревых изоляторах.
Применение машины МШТС-2А. Раскатывают провода автомобилем или трактором. Установку кронштейнов, подъем, вытяжку и закрепление проводов выполняют с МШТС-2А.
Без применения машин для подъема провода. Вариант 1. Сначала раскатывают провода автомобилем или трактором в местах, где есть подъезд к орорам с полевой стороны. При отсутствии подъезда к опорам провод раскатывают с неподвижной платформы дрезиной, «прошивая» каждую опору вручную. Провод вытягивают по земле, затем устанавливают полиспастом кронштейны поднимают jpoavw и” закрепляют его в седлах.
Вариант 2. Раскатывают провоза с платформы, перемещаемой дрезиной, на обочину пути. Вручную устанавливают кронштейны и одновременно поднимают на них провода. Затем полиспастом вытягивают провода по кронштейнам, после чего переводят их в седла или закрепляют на штыревых изоляторах. При закреплении иа штыревых изоляторах провода располагают на их головках в прямых участках и на шейках в кривых, при этом изоляторы должны находиться внутри угла, образуемого проводом.
Рис. 34.3b. Кронштейны для крепления двух проводов линии ДПР: 1 — тяга; 2 — подкос
Рис. 34.39. Схема подвески усиливающего провода при наличии (а) и отсутствии (б) проводов ЛЭП 10 кВ:
1 — кронштейн для крепления провадов ЛЭП 10 кВ; 2 — стойка; 3 — гирлянда изоляторов; 4 — усиливающий провод; 5 — кронштейн для крепления усиливающего провода
При подвеске проводов на гибких поперечинах, ригелях жестких поперечин, на специальных стойках (рис. 34.39, а) со стороны пути или консолях контактной сети провода монтируют теми же способами, что и несущий трос. Монтаж усиливающего провода (рис. 34.39, табл. 34.29) на стойки должен предшествовать установке консолей контактной сети; сначала провод раскатывают на обочину пути, вытягивают и анкеруют, подъем его совмещают с установкой стоек на опоры.
При монтаже питающих и отсасывающих проводов на одной гирлянде изоляторов подвешивают до четырех проводов, стрелы провеса всех проводов должны быть одинаковыми. Как правило, несколько проводов объединяют в группу, связывая их
через 5—10 м проволокой из того же материала, что и сам провод.
Над платформами при пересечении железнодорожных путей и шоссейных дорог и в других местах, указанных в проекте, выполняют двойное крепление проводов. В районах, где наблюдаются автоколебания, для предотвращения обрыва проводов у изоляторов применяют рессорное крепление. В местах с сильными ветрами (указываются в проекте) выполняют также двойное крепление проводов ДПР, а на кронштейнах устанавливают специальные накладки, препятствующие развороту кронштейнов под воздействием ветра.
Затраты труда приведены на с. 318, при выполнении работ с применением машины МШТС они снижаются на 25—30%,
Таблица 34.29
Ст.релы провеса и натяжения провода А-185 (наибольшее натяжение в проводе 9 кН, эквивалентный пролет 50 м)
Длина пролета, м Параметры Значения параметров в случае температуры воздуха при монтаже, °C
—30 < —40 -50 —20 —30 —40 —10 —20 —30 0 —10 —20 +10 0 —10 4-20 +ю 0 4-30 +20 4-10 4-40 +30 +20 +40 +30 +40
40 Стрела про- 11 17 19 26 35 43 51 58 65 71
50 веса, см 17 22 30 42 55 68 81 92 102 111
60 25 32 44 60 79 98 116 133 147 161
70 34 44 60 82 108 134 158 180 200 219
80 44 57 77 106 140 173 205 234 260 284
— Натяжение, кН 9 6,98 5,18 3,78 2,86 2,31 1,95 1,71 1,54 1,41
Примечание. Данные таблицы соответствуют районам с минимальной температурой —30, — 40 и —50°С и интенсивностью гололеда 10 мм.
§ 34.13. Особенности производства монтажных работ вблизи действующей контактной сети, а также при электрификации вторых путей
Персонал электромонтажных поездов треста «Трансэлектромонтаж» в соответствии с действующими правилами техники безопасности может выполнять монтаж на электрифицированных линиях постоянного тока, не приближаясь ближе чем на 4 м к частям контактной сети и ВЛ, находящимся под напряжением. При этом ‘напряжение с действующей контактной сети и проводов ВЛ 10 кВ, расположенных на ее опорах, снимается на весь период производства работ. Выполнять монтажные работы с периодическим снятием напряжения в «окно» запрещается.
Монтируемый участок контактной сети с каждой стороны, откуда возможна подача напряжения, отделяют от действующей контактной сети врезными гирляндами изоляторов и заземляют на рельс двумя проводами с площадью сечения не менее 50 мм2 по меди. Аналогично осуществляют временное секпионирование и заземление усиливающих, питающих н других проводов.
Все подготовительные работы, а также снятие и подача напряжения после полного окончания работ осуществляют работники участка энергоснабжения.
На линиях, электрифицированных на переменном токе, в зоне опасного влияния контактной сети и проводов ДПР, находящихся под напряжением, как правило, запрещено выполнять какие-либо работы, за исключением работ по электрификации вторых путей. При электрификации вторых путей на линиях постоянного и переменного тока расстояние от частей, находящихся под напряжением, по условиям производства работ вместо 4 м принято равным 2 м, вследствие чего возрастают требования в отношении обеспечения безопасности работ. Так, все работы на вторых путях производят только под руководством прораба или мастера. Работа с металлических монтаж
ных лестниц запрещена. Блоки полиспаста оснащают только веревкой и ведущую натягивают только в сторону поля илн вдоль пути. При работе с монтажной вышки дрезины или автомотрисы не допускают разворот ее в сторону электрифицированного пути. Монтажную съемную вышку разрешается снимать только на полевую сторону второго (неэлектрифицированного)' пути. Материалы к месту работ развозят только по второму пути.
Для подъема на конические железобетонные опоры применяют инвентарные хомуты и инвентарные штыри либо армируют опо' ры с дрезин ДМ или автомотрис.
Некоторые работы по условиям их производства нельзя выполнить, соблюдая установленное расстояние 2 м от частей действующей контактной сети. Для выполнения таких работ снимают напряжение с действующей контактной сети . н заземляют ее на весь период работы в данный рабочий день. Отключение и заземление контактной сети производит эксплуатационный персонал. Все работы выполняют под наблюдением представителя дистанции контактной сети, ответственного за электробезопасность; указания его являются обязательными для работающих. К работе приступают только после письменного разрешения представителя дистанции контактной сети. Раскатку проводов методом поверху производят только со снятием напряжения с действующей контактной сети.
При электрификации вторых путей на переменном токе принимают специальные меры, обеспечивающие безопасность работ при наведенном напряжении. В частности, заземляют монтируемые провода на весь период работ. Раскатку проводов любым существующим методом производят только при снятом напряжении с контактной сети и ДПР действующего пути. К моменту подачи напряжения в действующую контактную сеть и ДПР все раскатанные по второму пути провода должны быть заземлены. Заземление осуществляют двумя способами.
12 Зак. 1611
361
При первом способе используют постоянные заземления опор контактной сети, которые должны быть смонтированы до раскатки проводов. Каждую опору и все металлоконструкции, монтируемые на ней (консоли, кронштейны и т. п.), заземляют на рельс в соответствии с проектом. При установке изолированных консолей консольный изолятор заранее на земле шунтируют инвентарным заземлителем, площадь сечения которого должна быть не менее 25 мм2 по меди. Аналогично шунтируют подвесные гирлянды изоляторов при установке неизолированных консолей и кронштейнов для подвески проводов ДПР. Чтобы обеспечить надежное заземление опор, перед началом работ по монтажу контактной сети необходимо подготовить рельсовые цепи второго пути на всем перегоне: вновь уложенный путь должен быть непрерывен и с обоих концов состыкован со станционными путями, стыковые соединители приварены, междурельсовые перемычки установлены, на участках с автоблокировкой изолирующие стыки шунтированы дрос-сель-трансформаторами или специальными перемычками.
Раскатку несущего троса и контактного провода производят при этом способе заземления опор только поверху. В процессе раскатки консоли выводят в проектное положение и несущий трос закрепляют в каждом седле плашкой. При раскатке контактного провода его соединяют с несущим тросом, кроме струн, еще тремя электрическими соединителями, два из которых устанавливают между средней анкеровкой и каждым сопряжением данного анкерного участка, а третий — около средней анкеровки. Последний демонтируют после монта'жа средней анкеровки контактного провода.
При втором способе применяют специальные заземлители, которые устанавливают не реже чем через 200 м;. монтажные работы производят в зоне между ними. Специальные заземлители изготовляют из провода с плошадью сечения не менее 25 мм2 по меди и подключают к готовой рельсовой цепи вновь электрифицируемого пути, а для отдельно стоящих опор— к уголкам или трубам, забиваемым в землю на глубину не менее 1 м. В этом случае провода чаще всего раскатывают на обочину пути и присоединяют к специальным заземлителям соединительными зажимами соответствующего сечения; длина заземлителя должна быть достаточной для подъема проводов с земли в проектное положение.
Специальные заземлители и шунтирующие перемычки консольных и подвесных изоляторов демонтируют после окончания всех видов работ перед подачей напряжения во вновь смонтированную контактную сеть. Эти работы выполняют работники дистанции контактной сети Персонал участка энергоснабжения производит также работы на станциях и в местах примыкания вновь смонтированной контактной сети перегонов к действующей контактной сети на станциях; по правилам техники безопасности электромонтажные поезда могут производить работы только на перегонах и на участ
362
ках контактной сети и ДПР, не имеющих стыкования с действующими устройствами контактной сети переменного тока.
•
§ 34.14. Приемка и ввод в эксплуатацию устройств, сооружаемых при электрификации железных дорог
Приемка в эксплуатацию устройств электрификации железных дорог выполняется в соответствии с Правилами производства и приемки работ СНиП Ш-З—76 «Приемка в эксплуатацию законченных строительством предприятий, зданий и сооружений. Основные положения», СНиП Ш-41—76 «Контактные сети электрифицированного транспорта», СНиП Ш-33—76 «Электротехнические устройства», «Правилами приемки в эксплуатацию законченных строительством объектов (строек) железнодорожного транспорта», изданными взамен Правил приемки ЦУКС за № 5214 от 6 декабря 1966 г., Инструкцией по производству и приемке строительных и монтажных работ при электрификации железных дорог, утвержденной Минтрансстроем и МПС вместо Технических условий ВСН 12—59.
Приемку осуществляют государственные приемочные комиссии, которые не позднее чем за 3 месяца до установленного срока ввода участка в эксплуатапию назначаются руководством МПС (стройки сметной стоимостью 3 млн. руб. и выше), руководителями главных управлений МПС (стройки стоимостью от 1 до 3 млн. руб.) или руководителями железных дорог (стройки стоимостью до 1 млн. руб.). Строительно-монтажная организация, являющаяся генеральным подрядчиком, с привлечением субподрядных организаций подготавливает техническую документацию по сооружению устройств контактной сети, тяговых подстанций, энергетике и др., в том числе исполнительные планы и схемы перегонов и станций, акты и ведомости габаритов контактной сети в искусственных сооружениях, акты на скрытые работы и т. п., для предъявления государственной приемочной комиссии и последующей передачи участку энергоснабжения.
Служба электрификации и энергетического хозяйства (заказчик) и отдел капи тального строительства или группа заказчика предъявляют утвержденную в уставов ленном порядке проектно-сметную документацию, ведомости запаса материалов, инструментов, приспособлений и средств транспорта для эксплуатационного обслуживания контактной сети, тяговых подстанций и т. п. Объем документации обусловлен соответствующими разделами указанных выше СНиП, правил н инструкций.
Начальник дороги не менее чем за 1— 2 месяца до установленного срока ввода в эксплуатацию электрифицируемого участка назначает постоянно действующие рабочие комиссии для осмотра и проверки готовности объектов.
Рабочие комиссии создаются в составе представителей службы электрификации и энергетического хозяйства, других заинтересованных служб, представителей отделов
капитального строительства или группы заказчика, представителей строительных и монтажных организаций с обязательным участием инспекторов охраны труда и санинспекции; в необходимых случаях привлекаются к работе в комиссиях представители других министерств и ведомств. В связи с тем что при электрификации железных дорог в комплексе выполняются работы по ряду отраслей железнодорожного хозяйства, из состава рабочей комиссии выделяются подкомиссии по соответствующим отраслям (контактной сети, тяговым подстанциям, энергетическому хозяйству, связи, жилым и служебно-техническим зданиям и др.).
Рабочие комиссии (подкомиссии) путем осмотра, а также проверки технической документации и результатов испытания оборудования определяют степень готовности объекта и соответствие сооружаемых устройств проектам и техническим условиям. По результатам проверки и осмотра рабочие комиссии (подкомиссии) составляют акты и прикладывают к ним ведомости основных недоделок с указанием сроков устранения, перечень основных работ, не предусмотренных пусковым комплексом и подлежащих выполнению после ввода объекта в эксплуатацию, перечень дополнительных работ, не предусмотренных утвержденным проектом и сметой, но необходимых, по мнению комиссии, по условиям эксплуатации, ведомость допущенных при строительстве отступлений от утвержденных проектов со своим заключением.
После осмотра тяговых подстанций и ЛЭП рабочими комиссиями (подкомиссиями) и устранения выявленных недоделок и дефектов служба электрификации и энергетического хозяйства предъявляет их энергосистеме для проверки инспекторами энергосбыта и получения разрешения на подачу напряжения. При готовности объекта для ускорения ввода в эксплуатацию осмотр инспектором энергосбыта совмещается с осмотром рабочей комиссии (при согласии энергосистемы). Недоделки в пределах сметы и проекта, а также дефекты строительства и монтажа, указанные в акте инспекции энергосистемы, устраняют строительно-монтажные организации.
Для проверки условий токосъема участком энергоснабжения совместно с представителями строительно-монтажных организаций производится холодная обкатка контактной сети вагоном-лабораторией, электровозом или моторвагонной секцией. Обнаруженные недостатки в регулировке контактной сети устраняются до сдачи в эксплуатацию.
В период подготовки к сдаче в эксплуа-« тацию администрация железной дороги-заказчика проводит обучение работников же
лезнодорожного транспорта правилам безопасности на электрифицированных участках и проверку знаний этих правил, подготовку поездных диспетчеров и других работников, связанных с работой в условиях электрической тяги, оповещает не менее чем за пять дней жителей населенных пунктов, расположенных в зоне электрифицируемого участка, о предстоящей подаче напряжения в контактную сеть.
На основании заключений рабочих комиссий (подкомиссий) и инспектора энергосбыта службой электрификации и энергетического хозяйства совместно со строительно-монтажными организациями производится опробование действия смонтированных устройств энергоснабжения. После согласования с энергосистемой и получения уведомления от всех организаций, выполняющих работы, о снятии людей с объектов и готов ности устройств к приему напряжения и открытию движения на электрической тяге принимается напряжение на тяговые подстанции, проверяется работа оборудования на рабочем напряжении, осуществляется подача напряжения в контактную сеть и пробные‘поездки электровозов (горячая обкатка контактной сети) и электропоездов. Напряжение в контактную сеть подается по приказу начальника службы электрификации и энергетического хозяйства; дальнейшие операции производятся по приказам энергодиспетчера. Контактная сеть считается под напряжением с момента первой подачи напряжения в сеть, после чего все строительно-монтажные организации могут вести работы на ней только с ведома и раз решения участка энергоснабжения.
Государственная приемочная комиссия на основании натурного осмотра объектов, проверки технической документации, рассмотрения актов рабочих комиссий и результатов пропуска электропоездов или поездов установленного веса с электровозами при условии выполнения объемов работ, предусмотренных планами в соответствии с проектом и сметой, оформляет акт о приемке в эксплуатацию электрифицированного участка. В зависимости от сложности участка, наличия и состояния источников внешнего электроснабжения и степени выполнения наладочных работ государственная приемочная комиссия разрабатывает специальный график наращивания темпов движения поездов на электрической тяге на принимаемом в эксплуатацию участке с тем, чтобы не менее чем за 20 дней все виды дви жения, предусмотренные проектом, были переведены на электрическую тягу в полном объеме.
Акт государственной приемочной комиссии утверждается в инстанции, назначившей комиссию.
I
Глава 35
МОНТАЖ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
I
§ 35.1. Монтаж кабельных линий
Область применения силовых и контрольных кабелей различных марок (табл. 35.1) определяется условиями монтажа кабеля, условиями его эксплуатации и среды, в которых будет осуществляться эксплуатация кабеля.
Поворот кабельной трассы выполняется таким образом, чтобы выдерживалась наименьшая допустимая кратность радиуса внутренней кривой изгиба кабеля по отношению к наружному диаметру его оболочки.
Значения этой кратности для кабелей различных типов следующие:
Силовые одножильные с бумажной нормальной пропитанной изоляцией в свинцовой 25 оболочке, бронированные и небронированные
Силовые многожильные с обедненной пропитанной изоляцией и с нестекающей 25 пропиткой в общей свинцовой или алюминиевой оболочке, бронированные
Силовые многожильные с бумажной изоляцией в свинцовой или алюминиевой обо- 25 лочке для каждой жилы, а также с пластмассовой изоляцией и в пластмассовой оболочке поверх каждой жилы, бронированные и небронированные
Силовые многожильные с бумажной нормальной пропитанной изоляцией в свинцовой 15 или алюминиевой оболочке, а также с пластмассовой изоляцией и оболочкой, бронированные и небронированные
Контрольные с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой оболочке’, брониро- 15 ванные и небронированные
Силовые и контрольные с резиновой изоляцией в свинцовой или поливинилхлоридной оболочке:
бронированные 10
небронированные 6
При прокладке кабелей с бумажной изоляцией на вертикальных и наклонных участках трассы разность уровней между высшей и низшей точками расположения кабелей должна быть не более приведенной в
темпе-значе-
табл. 35.2. Раскатка и прокладка силовых и контрольных кабелей производится без принятия дополнительных мер, если ратура воздуха не ниже следующих ний, °C;
Силовые кабели
С нормально иобедненно пропитанной бумажной изоляцией в свинцовой и алю- 0 миниевой оболочках • '
С бумажной изоляцией, пропитанной нестекающей массой, в свинцовой и алю- -J-5 миниевой оболочках
С резиновой изоляцией в свинцовой оболочке —20
То же, но в резиновой или поливинилхлоридной оболочке —15
С резиновой изоляцией', защитным покровом, пластмассовой изоляцией в пласт- —-7
массовой оболочке напряжением 0,5 кВ:
То же без защитного покрова —15
С пластмассовой изоляцией в поливинилхлоридной оболочке напряжением О 1—35 кВ
Контрольные/ кабели
С изоляцией из нормально пропитанной бумаги в свинцовой оболочке 0
С резиновой и пластмассовой изоляцией в свинцовой оболочке —20
То же в резиновой и поливинилхлоридной оболочке —15
Бронированные —7
364
Таблица 35.1
Области применения кабелей
Группа кабелей Марка кабеля Область применения•
Силовые кабели с алюминиевыми или медными жилами: с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката или полиэтилена, в пластмассовой, алюминиевой или стальной оболочке 1 с бумажной изоляцией, пропитанной нестекающим составом, в алюминиевой или свинцовой оболочке с защитными покровами или без них с пропитанной бумажной изоляцией в алюминиевой или свинцовой оболочке, с защитными покровами или без них с резиновой изоляцией, в свинцовой, поливинилхлоридной или резиновой оболочке, с защитными покровами или без них Контрольные кабели с медными или алюминиевыми жилами: с резиновой или- пластмассовой изоляцией в свинцовой, стальной гофрированной, резиновой или поливинилхлоридной оболочке, с защитными покровами или без них АВВГ, ВВГ, АПВГ, ПВГ, АВБбШв, ВКбШв, АПБбШв, ПБбШв, АПБбШп, ПБбШп, АВВБ, ВВБ, АППБ, ППБ, АВВБГ, ВВБГ, АПВБГ, ПВБГ, АПВБбГ., ПВБбГ, АВВБбГ, ВВБбГ ЦААБл, ЦААБШв, ЦААБв, ЦААШв, ЦАСБ, ЦСБ, ЦАСБГ, ЦСБГ ААГ, ААШв, ААБв, АСГ, СГ, АСБ, СБ, АОСБ.ОСБ АСРГ, СРГ, АВРГ, ВРГ, АВРБ, ВРБ, АПРГ, НРГ, АНРБ, НРБ, АПРБГ, НРБГ АКРНГ, КРНГ, АКРНБ, КРНБ, АКРНБГ, КРНБГ, АКВВГ, КВВГ, АКВВБ, КВВБ, АКВВБГ, КВВБГ, АКВБбШв, КВБбШв, АКПВГ, КПВЕ, АКПВБ, КПВБ, АКПВБГ, КПВБГ, АКПБбШв, КПБбШв, АКПсВГ, КПсВГ, АКПсВБ, КПсВБ, АКПсВБГ, КПсВБГ, АКПсВБбГ, КПсВБбГ, АКПсБбШв, КПсБбШв В помещениях и тоннелях, в земле (в траншеях), в том числе в агрессивных средах, если кабель не подвергается значительным растягивающим усилиям На вертикальных и крутонаклонных участках трасс без ограничения разности уровней В помещениях, в каналах и тоннелях, в земле (в траншеях) На трассах с неограниченной разностью уровней, внутри помещений, в каналах, тоннелях, в земле (в траншеях), если кабель не подвергается значительным растягивающим усилиям В земле (в траншеях), внутри помещений, в каналах и тоннелях
Если температура воздуха ниже указанной, то продолжительность прокладки' кабеля ограничивается: не более 1 ч при температуре от 0 до —10°С, не более 40 мнн— от —10 до —20°С и 30 мин — от —20°С.
Если указанного времени недостаточно, то кабель дополнительно прогревают в процессе прокладки (табл. 35.3 и 35.4): трехфазным током с теплоизоляцией барабанов во всех случаях прн наличии источника трехфазного тока (особенно рекомендуется для длинных н параллельных кабелей); постоянным или однофазным током с бифиляр-ным соединением жил кабеля и теплоизоляцией барабанов, если невозможно осуществить питание трехфазным током; в обогреваемых помещениях с температурой до
+ 40°С, при наличии вблизи трассы теплых помещений и температуре наружного воздуха не ниже —20°С.
При прогреве кабелей трехфазным током применяют трансформаторы ТС-30/6, ТПСК-20, а однофазным и постоянным током — сварочные трансформаторы с дросселями и сварочные генераторы.
При работах по прокладке кабелей в траншеях руководствуются данными табл. 35.5 н 35.6.
Силовые кабели на напряжение 6—10 кВ прокладывают в траншеи глубиной 0,8— 1,05 м, ширина траншеи при прокладке кабелей понизу и числе их в траншее 1—2 и 3—4 составляет соответственно 0,35 и 0,6 м, а при прокладке поверху — соответственно
365
Таблица 35.2
Наибольшая допустимая разность уровней расположения кабелей
Тип кабеля Разность уровней, м, для кабелей
в свинцовой оболочке напряжением, кВ в алюминиевой оболочке напряжением кВ
1 н 3 6 и 10 20 и 35 1 и 3 6 И) 20 и 35
С нормально пропитанной изоляцией:
бронированные 25 15 5 25 20 15 5
небронированные С обедненной пропиткой: 20 15 5 25 20 15 —
бронированные в общей оболочке 100 100 100 Без ограничения — — —
то же# но в отдельной оболочке для каждой жилы 300 300 300 — — — —
Примечания. 1. Приведенные данные соответствуют случаям, когда на кабелях не применяются специальные устройства (например, стопорные или эпоксидные соединительные муфты).
2. Разность уровней для кабелей с пластмассовой н резиновой изоляцией, с нестекающей пропиткой не ограничивается.
3. Кабели с нестекающей пропиткой н с предварительно пропитанной битумированной бумагой не имеют ограничений по разности уровней расположения.
Таблица 35.3
Условия прогрева иа барабанах трехжильных кабелей с бумажной изоляцией
Сечення жил, мм2 Максимальный допустимый ток прогрева, А, кабеля е жилами Продолжительность нагрева, мин, прн температуре окружающего воздуха, °C Напряжение на выводах трансформатора, В, при длине кабеля, м
медными алюминиевыми 0 —10 —20 100 200 300 400 500
10 76 55 59 76 97 23 46 69 92 115
16 102 75 60 80 100 19 38 57 76 95
25 130 90 71 88 106 16 32 48 64 80
35 160 125 74 93 112 14 28 42 56 70
50 190 145 90 112 134 12 23 35 46 58
70 230 180 97 122 • 149 10 20 30 40 50
95 285 220 99 124 151 9 18 27 36 45
120 330 260 111 138 170 9 17 26 34 43
150 375 300 124 150 185 8 15 23 30 38
185 424 335 134 167 208 6 12 18 24 30
240 490 380 152 190 234 5 11 16 21 27
Таблица 35.4
Условия прогрева трехжильных кабелей с пластмассовой изоляцией
Сеченне жнл, мм2 Максимальный допустимый ток прогрева, А, кабеля с жилами Напряжение на выводах трансформатора. В, при длние кабеля, м
медными алюминиевыми 100 200 300 400 500
10 60 46 18 36 54 72 90
16 90 70 16 1 32 48 64 80
25 115 90 ц 28 42 56 70
35 150 115 13 26 39 52 65
70 ' 225 175 10 20 30 40 50
50 180 140 11 22 33 44 55
95 275 210 9 18 27 36 45
120 300 255 8 16 24 32 40
150 350 295 7 14 21 28 35
366
Таблица 35.5
Т аблица 35.6
Расход песка или мелкой земли и кирпича иа 100 м траншеи
Размеры траншеи для прокладки кабелей иа напряжение до 1 кВ
Глубина траншей, • м Ширина траншеи, м, при числе кабелей в ней г
1—5 6 7
0,8 0,3/0,4 0,35/0,45 0,4/0,5
1,05 0,35/0,45 0,4/0,5 0,45/0,55
Примечание. В числителе указана ширина при прокладке понизу, в знаменателе — при прокладке поверху.
Материвл Число кабелей в траншее
1 2 3 4 5 6
Объем песка или мелкой земли, необходимых для постели и присыпки кабеля после прокладки, м3 7,0 7,0 10,0 13,0 16,0 19,0
Количество необходимого кирпича для защиты кабеля, шт. 800 1200 1200 2000 2400 2800
0,45 и 0,7 м. При укладке в траншею более четырех кабелей ее ширину увеличивают на 0,2 м на каждые последующие один-два кабеля.
Без пересечения улиц и площадей
В местах пересечения улиц и площадей
При вводе в здания на участках длиной до '5 ния с подземными сооружениями при условии (например, путем прокладки в трубах)
Глубина заложения (от планировочной отметки) кабельных линий напряжением до 35 кВ для следующих условий прохождения трассы составляет, м:
0,7
1,0
м, а также в местах пересече- 0,5 защиты кабеля от повреждений
Минимальные расстояния между кабелями в траншее (рис. 35.1), мм:
Между контрольными кабе- Не нор-лями мируется
Между кабелями напряжением:
до 10 кВ 100
до 1 кВ и контрольными 100
20 и 35 кВ 250
20 и 35 кВ и силовыми 250
меньших напряжений и контрольными эксплуатируемыми различ- 500 нымн организациями
Между силовыми н кабе- 500 лями связи
Прокладку кабеля по металлическим, каменным и железобетонным мостам выполняют под пешеходной частью, в специальных желобах или несгораемых трубах. Для прокладки по мостам применяют кабели с алюминиевой нли другими оболочками, менее подверженными влияниям вибрации. Кабели со свинцовой оболочкой для прокладки по мостам не рекомендуются. В тоннелях кабели прокладывают по специальным конструкциям.
При прокладке кабеля параллельно с трубопроводом расстояние по горизонтали между ними принимают не менее 0,5 м, а с нефте- и газопроводом — не- менее 1 м. Кабели, находящиеся от трубопровода иа меньшем расстоянии, но не менее 0,25 м, располагают в трубах по всей длине сближения. Расстояние в свету между кабелем и теплопроводом допускается не менее 2 м.
Расстояние между кабелем и ближайшим рельсом железной дороги при параллельном их расположении устанавливается не менее 3 м, а для электрифицированной дороги — не менее 10 м. В стесненных условиях допускается уменьшение указанных расстояний, при этом кабели на всем участке сближений прокладывают в блоках или
Рис. 35.1. Схема прокладки кабелей в травгаеях: а — силовых напряжением до 10 кВ и кабелей связи; б — силовых напряжением до 10 кВ и контрольных; 1 — силовые кабели напряжением до 10 кВ; 2— кирпич или бетонные плиты; 3 — кабели связи; 4 — контрольные кабели
367,
Рис. 35.2. Присоединение алюминиевых жил: а — варианты исполнения ограничивающих шайб (/ — по ширине контактной поверхности; di — по диаметру винта; остальные размеры приведены в таблице 35.7); б—присоединение к наборному зажиму; в — присоединение к выводу катушки аппарата; 1—9 — детали креплений
Таблица 35.7
Размеры ограничивающих шайб
Сеченце | жилы, мм® Винт Размеры, мм (см. рис. 35.2)
D а ь С
I М4 8,5 4,2 •
2,5 М5 9,5 5,2 1,3 0,5
Мб 10,5 6,3
М4 8,5 4,2
4 М5 9,5 5,2 1,3 0,5
Мб 10,5 6,3
М4 9,5 4,2
6 М5 11,0 5,2 1,8 0,8
Мб 12,0 6,8
• 10 Мб 14,0 6,3 2,5 0,8
» М8 16,0 8,3
трубах. При прокладке параллельно автомобильной дороге кабели укладывают с внешней стороны кювета на расстоянии от пего не менее 1 м.
При пересечении кабельными линиями коммуникаций принимают расстояния:
между кабелем и трубопроводом, в том числе иефте- и газопроводом — не менее . 0,5 м; допускается уменьшать это расстояние до 0,25 м при условии прокладки кабеля в трубах от места пересечения иа участке 2 м в каждую сторону;
между кабелем и перекрытиями теплопровода в свету — ие меиее 0,5 м;
между кабелем и полотном железной или автомобильной дороги — ие менее 1 м, иа участке пересечения плюс по 2 м по обе стороны от полотна дороги кабели размещают в трубах, блоках или тоииелях.
В свежеотсыпанных насыпях кабели прокладывают в металлических трубах.
Кабели дистанционного управления разъединителями контактной сети, автоблокировки и ЛЭП прокладывают с помощью кабелеукладчика СКУ-64 или в ранее отрытые траншей. В случаях когда прокладка кабелей дистанционного управления в земле затруднена или нецелесообразна, подвешивают их на тросах, выполненных из би
металлической проволоки диаметром 6 мм, биметаллического сталемедиого провода сечения 70 мм2. Иногда используют для этого иа станциях провод группового заземления.
Стыковку кабелей дистанционного управления осуществляют в специальных клеммных шкафах ШК-5, ШК-4Б, А-256 и ШКС-20 Применяется сухая разделка с использованием хлорвиниловых трубок, надеваемых иа жилы. Подключение жил кабеля с алюминиевыми жилами к выводам оборудования выполняют, применяя ограничивающие шайбы (рис. 35.2 и табл. 35.7).
§ 35.2. Муфты и заделки для кабелей
Муфты и заделки (табл 35.8 и 35.9) применяются для оконцевания кабелей на открытом воздухе и внутри помещений (соответственно концевые заделки и концевые муфты), для соединения кабелей друг с другом (соединительные муфты), для секционирования кабельных линий с целью предотвращения перетекания масла или пропиточной массы из секции в секцию (стопорные
Таблица 35.8
Рекомендации по выбору муфт для кабелей с бумажной изоляцией
Напряжение кабеля, кВ Тнп муфты • Указание по применению
Соединительные муфты
1 Эпоксидная СЭ Чугунная СЧ Следует применять Допускается
6—10 Эпоксидная СЭ Свинцовая СС Стопорные му Следует применять То же фты
6—10 Эпоксидная СЭ Латунная со стопорным устройством СТ и стп Следует приме-мять Рекомендуется
Концевые муфты наружной установки
6—10
Мачтовая КМ Эпоксидная КНЭ Следует применять < То же
Мачтовая кабельная муфта по » *
чертежу П-Т016И
Мачтовая КМ »
Концевая с вертикальными »
выводами КН Эпоксидная КНЭ »
Концевая однофазная кно »
Таблица 35.9
Рекомендации ho выбору муфт и заделок для кабелей с пластмассовой изоляцией
Муфта или заделка Напряжение кабеля, кВ Указание по применению
Концевая заделка внутренней установки с поливинилхлоридными лентами типа ПКВ 1; 6; 10 Следует применять в сухих помещениях
Концевая заделка внутренней установки с поливинилхлоридными лентами и эпоксидным корпусом типа ПКВЭ 1; 6; 10 Следует применять в сырых помещениях
Соединительная эпоксидная муфта ПСЭс или СЭ Соединительная чугунная муфта СЧ 1; 6; 10 1 Следует применять Допускается
Концевые муфты наружной установки эпоксидные КНЭ и пкнэ 1; 6; 10 Рекомендуется
Мачтовая кабельная муфта по чертежу И-1016и 6; 10 Следует применять
Таблица 35.10
Заливочные и прошпарочные массы для кабельных муфт и заделок
Марка Область применения Температура не инже, °C Усадка, % Рекомендуемая температура залнвки, °C
каплепадения ВСПЫШКИ
МП-1 Для удаления влаги и загрязнений, а также пополнения пропитывающего состава в изоляции разделанных концов кабелей напряжением 3 кВ и выше в процессе их монтажа Не нормируется г • 160 V Не нормируется 120
МК-15 Для заливки соединительных стопорных и концевых муфт внутренней установки при напряжении 20 и 35 кВ 45 185 7 130—140
МГ-70 Для заливки соединительных стопорных и концевых, а также стальных воронок, монтируемых в земле и в неотапливаемых помещениях с температурой до —10°С, при напряжении до 10 кВ 70 2301 • 9 160—170
МБ-90 Для заливки соединительных, стопорных и концевых муфт, а также стальных воронок до 10 кВ, монтируемых в отапливаемых помещениях и в наружных установках районов с жарким климатом 90 230 1 9 180-190
МБМ-1 Для заливки муфт и заделок до 10 кВ, монтируемых на открытом воздухе вне зданий и внутри неотапливаемых помещений с температурой до — 35°С 55 170 8 130—140
МБМ-2 То же, но с температурой до— 45°С 55 170 8 130-140
369
Таблица 35.11
370
Эпоксидные компаунды для кабельных муфт и заделок
Компаунд Отвердитель для окружающей среды с температурой до 25 °C Отвердитель для окружающей среды с температурой свыше 25 °C
Марка Состав Марка нлн наименование Состав Марка или наименование Состав
УП- 584 К-176 К-115 Э-2200 (Чехословакия) 100 долей эпоксидной смолы ЭД-5, 50 долей эпоксидноанилиновой смолы марки ЭА, 50 долей совола 100 долей эпоксидной смолы марки ЭД-5 и 20 долей диоктилфталата 100 долей эпоксидной смолы марки ЭД-5 и 20 долей полиэфира марки МГФ-9 75 долей эпоксидной смолы и 25 долей мономер стирола Отвердитель И-У-20 (42 доли на 100 долей ком- -паунда без наполнителя) Полиэтиленполнамин Полиэтиленполиамин Диэтилентриамин или полиэтиленполиамин 30 долей продукта И-5-М (модифицированный полиамин) и 12 долей состава УП-583 8 долей на 100 долей компаунда без наполнителя 10 долей на 100 долей компаунда без наполнителя 8 долей на 100 долей компаунда без наполнителя Отвердитель И-У-40 (42 доли на 100 долей компаунда без наполнителя) Сложные амины Сложные амины Диэтилентрамин или по-лиэтиленполиамин 40 долей продукта И-5-М и 2 доли состава УП-583 16 долей на 100 долей компаунда без наполнителя 20 долей на 100 долей компаунда без наполнителя 10 долей на 100 долей компаунда без наполнителя
Примечание. Состав компаунда и отвердителя дан в массовых долях.
Таблица 35.12
______________________Припои для пайки алюминиевых и медных жил_____________________________
/ Область применения Припой Обозначение припоя Температура плавления, °C Масса составных частей, %
Олово [Динк Медь Алюминий Свинец Сурьма Висмут Мышьяк
Облуживание и пайка ( Оловянистый А 400—425 40 58—58,5 1,5—2 __ — —
алюминиевых жил Цинко-оловянистый ЦО-12 500—550 12 88 — —— —— — — —
Цинко-алюминиевый ЦА-15 550—600 — 85 — 15 — — — —
То же, медных жил Оловянисто-свинцовый ПОС-61 225 59—61 —- 0,8 Остальное 0,6—0,8 0,1 0,05
ПОС-50 230 49—50 0,1 —- В 1,0-1,2 0,1 0,05
ПОС-40 235 39—40 0,1 — в 1,5-2 0,1 0,05
ПОС-ЗО 245 29—30 — 0,15 — в 1,5-2 0,1 0,05
Рис. 35.3. Соединительная муфта СЧ:
1 — верхняя полумуфта; 2 — подмотка из смоляной ленты; 3 — фарфоровая распорка; 4 — крышка; 5 — стягивающие болты; 6 — провод заземления;? — нижняя полумуфта; S — гильза соединительная
Таблица 35.13
Размеры чугунных соединительных муфт нормального исполнения для кабелей напряжением до 1 кВ
Типораз-мер муфты Сечение жнл кабелей, мм2 Размеры» мм (рнс. 35.3) Масса, кг
трехжиль-цух четырехжильных А ь В Г а • ’
СЧ-40 До 35 До 16 580 460 153 164 40 5 8,7
СЧ-50 50—95 25—70 720 580 185 180 50 5 19,6
СЧ-60 120—185 95—150 830 650 208 210 60 6 31,2
СЧ-70 240 185 900 710 235 250 70 6 37,7
муфты). В кабельных муфтах и заделках применяют различные заливочные и прошпа-рочиые массы (табл. 35.10), эпоксидные компаунды и их отвердители (табл. 35.11).
При обслуживании и пайке медных и алюминиевых жил кабелей применяют различные припои (табл. 35.12).
Чугунные соединительные муфты типа СЧ (рис. 35.3, табл. 35.13) применяются для соединения силовых кабелей напояжением до 1 кВ. ' ’
Фарфоровые распорки предназначены для фиксации положения жил, их устанавливают на изолированной части жилы, по одной с каждой стороны от места соединения. При соединении жил пайкой применяют распорки РМ (рис. 35.4, а и б н табл. 35.14), а при соединении сваркой — распорки Р (рис. 35.5, о и б и табл. 35.15).
Свинцовые соединительные муфты СС (табл. 35.16 и 35.17) применяются для сое-
Рис 35.4. Фарфоровая распорка РМ для трех-жнлььых (а) и четырехжильных (б) кабелей
Рис. 35.5. Фарфоровая распорка Р для трехжильных (а) и четырехжильных (б) кабелей
371
Таблица 35.14
Размеры распорок, РМ
Тип распорки Сечеиие жил кабеля, мм2 Размеры, мм (рис. 35.4, а и б)
d, Ъ Dt Dt R s
РМЗ-14 До 35 14 14 40 70 6 10
РМЗ-22 50—95 22 20 64 106 10 10
РМЗ-28 120—185 28- 20 64 120 13 12
PM3-32 240 32 20 72 132 15 12
РМ4-14 До 16 8 14 40 70 6 10
РМ4-18 25—70 18 20 64 106 10 10
РМ4-26 95—150 26 20 68 132 13 12
, РМ4-28 < 185 28 20 72 132 15 12
Примечание. Распорки РМЗ используют при кабеле с тремя жилами, РМ4 — для кабеля с че-| тырьмя жилами.
Таблиц^ 35.15
Размеры распорок Р
Тип распорок Сечение жил кабеля, мм2 Размеры, мм (рис. 35,5, а и б)
а R S D
Pl-3 До 16 8 1 12 44
Р2-3 25—35 14 1 12 50
РЗ-З 50—70 18 1 15 54
Р4-3 95—120 22 2 15 58
Р5-3 150—185 28 2 15 64
Р6-3 240 32 3 15 68
Pl-4 До 16 8 1 12 44
Р2-4 25—35 14 2 12 50
РЗ-4 50—70 18 2 15 54
Р4-4 95—120 22 2 15 58
Р5-4 150 26 3 15 62
Р6-4 185 28 3 15 64
1 Примечание. В обозначении типа распорки последняя цифра (3 и 4) обозначает число жил кабеля
Рис. 35.6. Свинцовая соединительная муфта для кабелей 6 и 10 кВ: t
1 — бандажи; 2 — провод заземления; 3 — корпус муфты; 4 — заливочное отверстие; 5 — подмотка рулонами; 6 — подмотка роликами шириной 25 мм; 7 — подмотка роликами шириной 10 мм; 8 — подмотка роликами шириной 5 мм; 9 — гильза соединительная
ZZZZZZZZZZZZZZZZZzZZZ.
-d
'ZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZZ/ZZZZZZZZZZZZZ/
L
Рис. 35.7. Свинцовая труба для муфты
динения кабелей напряжением би 10 кВ при разности уровней между высшей и низшей точками трассы не более 15 м.
Эпоксидные соединительные . муфты (табл. 35.18) применяются для силовых кабелей с бумажной изоляцией 1; би 10 кВ в следующих исполнениях: с эпоксидным корпусом, имеющим поперечный разъем в средней части, — СЭп (рис. 35.8) для кабелей 6—10 кВ; с эпоксидным корпусом, имеющим
579
Таблица 35.16
Размеры свинцовых соединительных муфт для силовых кабелей иа 6 и 10 кВ
Типоразмер муфты Сечение жил кабеля, мм2, при напряжении, кВ Размеры, мм (рис. 35.6 и 35.7) Размер рулонной подмотки, мм, при напряжении, кВ
6 10 L 1 d S 6 10
СС-60 10—16 450 260 60 3/2,5 160
СС-70 25—50 16—25 475 280 70 3/2,5 160 170
СС-80 70—95 35—50 525 300 80 3,5/3,0 190 200
СС-90 120—150 70—95 550 330 90 3,5/3,0 200 200
СС-100 185—240 120—150 600 350 100 3,5/3,0 230 240
СС-110 — 185—240 690 690 ПО 3,5/3,0 5— 250
Примечание. В числителе приведены значения s в случае применения свинца без присадки меди, в знаменателе — с присадкой меди 0,5—0,05%.
Таблица 35.17
Комплекты бумажных роликов и рулонов для соединительных муфт
f № комплекта Типоразмер муфты Число бумажных роликов и рулонов шириной, мм ’
5 10 25 50 200 250
5 СС-60 и СС-70 6 10 4 1 3
6 СС-80 и СС-90 8 12 4 1 4 .
7 СС-100 и СС-110 10 14 4 1 — 5
373
Таблица 35.18
Размеры эпоксидных соединительных муфт
Сечение жил кабеля, мм2, для напряжения, кВ Размер, мм (см. же. 35.8)
Типоразмер муфты 1 6 10 L D а не л ь {енее
СЭс-1 До 10/- — — 330 40 8 10
СЭс-2 16—50/До 35 — — 400 50 8 10
СЭс-3 70—120/50—95 — — 440 75 8 10
СЭс-4 150—240/120—185 — — 510 80 8 10
СЭп-5 СЭв-5 -/- 10—70 16—50 570 570 75 85 10 12
СЭп-6 СЭв-6 -/- 95—120 70—95 620 620 85 95 10 12
СЭп-7 СЭв-7 -/- 150—185 120—150 660 660 ПО 110 10 15
СЭп-8 СЭв-8 -/- 240 185—240 730 730 но 120 10 15
Примечание. В числителе дано сечение жил кабеля трехжильиого, в знаменателе — четырехжильного.
Т а б л и ц а 35.19
Основные размеры концевых мачтовых муфт кабелей 1; 6 и 10 кВ
Тип муфты Напряжение, кВ Число и сечение жил кабеля, мм2 Размеры, мм (рис. 35.9, с и б и 35.10)
А В В Г д Ё
Б-498 До 3X150+1X50 360 280 245 — — —
ЗКМ-1 До 3x50 310 235 183 50 32 —
ЗКМ-11 3x70 4- 3X120 350 252 210 50 36 —
ЗКМ-1 II 1 3x150 4- 3x240 375 266 230 50 42 —
4KM-I До 3X50+ 1x25 340 294 183 50 32 —
4 КМ-I I 3 x 70+ 1x25 4-3x120+1X35 360 314 210 50 36 —
4 КМ-111 3X150+1X150 4- 3X185+1X50 380 322 230 60 42 —
И-1016 До 3x240 535 390 355 — — —
KM6-I 6 До 3x120 430 432 360 125 96 70
KM6-II 3x150 4- 3x240 455 480 390 125 Гоо 70
И-1016 До 3X240 535 390 355 — — —
км-ю-i 10 До 3X120 430 432 385 160 96 85
КМ-10-11 3X150 4- 3x 240 455 480 415 160 100 85
Рис. 35.9. Мачтовая муфта типа 1 — крышка; 2 — изолятор;
для трехжильных кабелей до 1 кВ типа ЗКМ (а), для кабелей 6—10 кВ КМ (б) н мачтовая муфта по чертежу И-1016и (е):
3 — контактный стержень; 4 — накоиечннк провода заземления; 5___кор-
пус; 6 — корпус муфты
Рис. 35.10. Мачтовая муфта для трехжильных н четырехжильных кабелей до 1 кВ типа Б-498: 1 — крышка; 2 — корпус
375
O'! ff) В
Рис. 35.11. Концевая муфта типа КНЭ:
а — Для трехжильных кабелей до 1 кВ; б —для четырехжильных кабелей до 1 кВ:
1 — кабельный наконечник; 2 — проходной изолятор; 3 — корпус муфты; 4 — скоба для крепления;
5 — провод заземления; 6 — подмотка из хлопчатобумажных лент с промазкой компаундом; 7 — проходной изолятор четвертой жилы
0
Дг
напряжение 6 и б — иа напряжение для основной жилы; же для четвертой жилы
Рис. 35.12. Эпоксидные проходные изоляторы:
а — ва 10 кВ; до 1 кВ в — то
Рис. 35.13. Эпоксидная концевая заделка исполнения КВЭн с трубками из найритовой резины:
1 — наконечник; 2 — баидаж или хомут; 3 — трубка из найритовой резины; 4 — токоведущая жила в заводской изоляции; 5 — корпус из эпоксидного компаунда; 6 — бандаж из поясной изоляции;
7 — оболочка; 8 — двухслойная подмотка; 9 — проволочный бандаж для провода заземления;
ТО — провод заземления
продольный разъем в вертикальной плос-кости, — СЭв для кабелей 6—10 кВ; с обшивкой муфты в съемной металлической или пластмассовой форме — СЭс для кабелей до 1 кВ.
Для присоединения кабельных линий к воздушным напряжением 1; 6 и 10 кВ используют концевые муфты (табл. 35.19 и 35.20) и эпоксидные проходные изоляторы (табл. 35.21).
Кабельные заделки с эпоксидным корпусом КВЭ (табл. 35.22) конической формы применяются следующих исполнений:
КВЭн с герметизацией жял кабеля трубками из найритовой резины (табл. 35.23) для применения внутри сухих и влажных помещений;
КВЭд с герметизацией жил кабеля двухслойными трубками для использования в сырых помещениях. Концевые заделки типа КВБ в стальных воронках применяются для
Таблица 35.20
Размеры эпоксидных концевых муфт наружной установки для кабелей до 10 кВ КНЭ
Типоразмер муфты Напряжение, кВ V Число жил кабеля Сечение жил кабеля, мм2 Размеры, мм (рис. 35.11)
А Б В Д
КНЭ1-1 ] о 16—120 370 290 170
КНЭ1-Н о 150—240 420 330 200 —
4КНЭ1-1 1 А 16—95 370 290 170 70
4КНЭ1-П । 120—185 420 330 200 80
Таблица 35.21
Размеры эпоксидных проходных изоляторов
Типоразмер муфты Размеры, мм (рис. 55.12)
' А Л D D, Dt D,
кнэы 157 90 52
КНЭ1-П 162 — 100 — 62 —_
4КНЭ1-1 157 80 90 _ 52 28
4КНЭ1-Н 162 80 100 — 62 30
КНЭ10-1 250 — 121 по 56
КНЭ10-П 275 — 130 120 65
Примечание. Размеры Л, и D3 относятся только к изолятору четвертой жилы.
Табл и ц а 35.22
Концевые заделки внутренней установки из эпоксидного компаунда
Типоразмер заделки Сечение жил кабеля, мм2, при напряжении, кВ Размеры, мм (рис. 35.13) . 4
1 6 10 D b не меиее
КВЭн-1 До 10/— — 125 60 6
КВЭн-2 16—35/До 16 — — 150 70 6
КВЭн-3 50—70/— 10—35 — 160 80 15
КВЭн-4 —/25—50 — — 170 " 90 10
КВЭн-5 95/— 50 16—35 . 185 90 25
КВЭн-6 120—150/— 70—95 50—70 190 100 25
КВЭн-7 185/— 120—150 95—120 195 НО 25
КВЭн-8 240/— 185 150 205 120 25
КВЭн-9 — /70—120 — — 210 130 10
КВЭн-10 —/150—185 240 185—240 225 135 25
КВЭд-1 До 10/— — —- 125 60 6
КВЭд-2 16/До 16 — — 150 70 6
КВЭд-3 25—50/— 10—16 — 160 80 15
КВЭд-4 —/25—50 — — 170 90 10
КВЭд-5 70—95/—» 25—35 16 185 90 25
КВЭд-6 120—150/— 50—70 25—35 190 100 25
КВЭд-7 185/— 95—120 50—70 195 НО 25
КВЭд-8 240/ — 150—185 95—120 205 120 25
КВЭд-9 —/70—120 — — 210 130 10
КВЭд-10 —/150—135 240 150—240 225 135 25
Примечание. В числителе дано сечение жил кабеля трехжильного, в знаменателе— четырехжильного.
377
Таблица 35.23
Размеры трубок из найритовои резины
Сечение жил, мм2, при напряжении кабеля, кВ Внутренний диаметр трубок, мм Толщина стенки, мм Сечение жил, мм2, при напряженки кабеля, кВ Толщина стенки, мм
онутренни диаметр т{ бок, мм
1 / 6 10 1 6 10
До 25 До 16 10 2 150—185 120 95 24 3
35 25 16 12 2 240 185 150 28 3
50—70 95—120 35 50—95 25—35 50—70 16 20 2 3 — 240 185—240 29 3
Таблица 35.24
Типоразмер заделок исполнений КВБо и КВ Бк
Типоразмер заделки Сечение жил, мм2, при напряжении кабеля, кВ Размеры, мм (рнс. 35.14, о и б)
1 М 6 10 А в с н hi Л, О' аг
КВБо-1 До 16 158 96 45 215 45 80 40 58
КВБо-2 -— 25—50 До 16 180 112 50 250 50 85 45 65
КВБо-3 — 70—120 25—50 212 130 60 300 60 95 50 74
КВБо-4 150—185 150—185 70—120 244 148 65 340 75 ПО 60 90
КВБо-5 240 240 150—185 264 162 70 370 80 115 65 97
КВБо-6 — .— 240 282 172 75 395 90 125 70 106
КВБк-1 — До 16 —— 118 — 45 190 45 70 40 58
КВБк-2 — 25—50 До 16 131 — 50 210 50 75 45 65
КВБк-3 — 70—120 25—50 152 — 55 250 60 95 50 74
КВБк-4 150—185 150—185 70—120 174 —. 60 280 75 100 60 90
КВБк-5 240 240 150—185 189 — 65 305 80 ПО 65 97
КВБк-6 — — 240 202 — 70 324 90 120 70 106
Таблица 35.25
Типоразмеры заделок исполнения КВБм на напряжение до 1 кВ
Типоразмер заделки Сечение жил, мм2, кабелей Размер, мм (рис. 35.14, в)
трехжильных четырех-жильных А В н ft, ^2 dt d2 С
КВБм-2 До 16 До 10 85 50 130 30 70 30 38 25/20
КВБм-2 25—35 16—25 100 60 150 35 75 35 45 28/25
КВБм-3 50—70 35—50 ПО 67 170 50 80 46 58 32/28
КВБм-4 95—120 70—120 184 82 200 55 85 55 70 38/34
Примечание. В числителе приведен размер С для трехжильных кабелей, в знаменателе — для четырехжильных.
Табл и ц а 35.26
Фарфоровые втулки для заделок типа КВБ
Сечение жил, мм2, при напряжении кабеля, кВ Тип втулок , Размеры втулок, мм (рис. 35.15)
d. d, d3 d6
6 10
До 16 ВТ-12 12 22 31 25 27
25—50 До 16 ВТ-20 20 32 42 35 37
70—120 25—50 ВТ-25 25 38 47 40 42
150—185 70—120 ВТ-30 30 42 52 46 48
240 150—185 ВТ-33 33 48 57 51 53
378 240 ВТ-38 38 62 . 58 58 58
Рис. 35.14. Концевые заделки КВБо (а). КВБк (б). КВБм (в):
1 — воронка из кровельной стали; 2 — крышка воронки; 3 — фарфоровые втулки; 4 — жилы кабеля с подмоткой из ленты склеивающих лаков; 5 — просмоленная лента; 6 — стальная скоба заземления; 7 провод заземления; 8—крышки заливочного отверстия *
кабелей на 1, 6 н 10 кВ в сухнх помещениях (табл. 35.24 и 35.25).
Для монтажа заделок типа КВБ предназначаются овальные, круглые, а также малогабаритные воронки.
Для кабелей на 6 и 10 кВ, разделываемых в стальных воронках, применяются фарфоровые втулки (табл. 35.26).
§ 35.3. Монтаж воздушных линий электропередачи
Наряду с воздушными линиями электропередачи, подвешиваемыми на опорах контактной сети электрифицируемых участков железных дорог, монтируются ВЛ на самостоятельных опорах железобетонных
379
Таблица 35.27
Железобетонные опоры для ВЛ
$Цлина -стоек, * м Марка Диаметр, адм ’ Толщина стенки, мм Расчетная характеристика, Н-м (тс- м) Объем бетона, ма Масса стали, кг Масса опоры, кг
10 170/10-2ж-В 170 45 180(1,85) 0,29 29,6 730
170/10-Зж-В 320 170 45 250(2,55) 0,29 37,6 730
320
1) 170/11-2ж-В 170 45 19,6(2,00) 0,33 325 830
335
Примечание. В- числителе указан диаметр опоры вверху, в знаменателе — внизу.
Таблица 35.28
Железобетонные приставки для деревянных опор ЛЭП
Марка (номер) изделия Размеры, мм (рис. 35.16) Марка бетона Масса, т Марка (номер) изделия) Размеры, мм (рис. 35.16) Марка 6e-t тона Масса, т
fii/h, О. ь Ь/l, | «8 b
ПТо-2,2-4,25 4250 4220 180 100 220 300 0,33 ПТн-2,2-4,25 4250 4250 180 100 230 300 0,34
ПТо-4,2-6,0 6000 5970 220 120 265 300 0,68 ПТ-4,2-6,0 6000 6000 220 120 265 300 0,68
Примечание. Размер Ь, соответствует использованию приставки для промежуточных опор, размер
Zlj — ДЛЯ СЛОЖНЫХ. ,
* Таблица 35.29
Объем круглого леса для опор линий электропередачи
Диаметр Длина окружное- .а. — и Объем, м3, при длине бревна, м
отрубе. фи в верхнем от-
ру бе. см 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 8 8.5 9 10 И 12
12 37,7 0,058 0,065 0,073 0,080 0,090 0,103 0,110 0,14 0,15 0,17 0,19 0,22 0,24
14 44 0,075 0,085 0,097 0,105 0,120 0,135 0,150 0,18 0,20 0,21 0,25 0,28 0,30
16 50 0,095 0,110 0,124 0,140 0,155 0,172 0,179 0,22 0,24 0,26 0,31 0,36 0,38
18 57 0,120 0,138 0,156 0,175 0,194 0,21 0,23 0,28 0,30 0,32 0,38 0,43 0,46
19 60 0,133 0,153 0,174 0,194 0,21 0,23 0,26 0,30 0,33 0,36 0,41 0,48 0,51
20 63 0,147 0,170 0,190 0,21 0,23 0,25 0,28 0,33 0,36 0,39 0,45 0,52 0,55
21 66 0,163 0,186 0,21 0,23 0,26 0,28 0,31 0,36 0,40 0,42 0,49 0,56 0,60
22 69 0,178 0,20 0,23 0,25 0,28 0,31 0,34 0,40 0,43 0,46 0,53 0,61 0,65
23 72,5 0,195 0,22 0,25 0,28 0,31 0,34 0,37 0,43 0,47 0,51 0,58 0,66 0,70
24 75,5 0,21 0,24 0,27 0,30 0,33 0,36 0,40 0,47 0,50 0,55 0,62 0,71 0,76
25 79 0,23 0,26 0,29 0,32 0,36 0,39 0,43 0,50 0,54 0,59 0,67 0,77 0,82
26 82 0,25 0,28 0,32 0,35 0,39 0,43 0,46 0,54 0,58 0,63 0,72 0,83 0,88
350
(табл. 35.27) и деревянных с железобетонными приставками (табл. 35.28). Для деревянных опор объем круглого леса рассчитывают, пользуясь данными, приведенными в табл. 35.29.
При установке опор и траверс выдерживают регламентированные отклонения (табл. 35.30).
Провода на опорах подвешивают, располагая их на определенном расстоянии друг от друга в зависимости от напряжения (табл. 35 31 и 35.32).
Таблица 35.30
Допустимые отклонения прн установке опор и траверс
Опоры
Отклонение деревянные металлические железобетонные
Опор от вертикальной оси вдоль поперечной линии 1:100 1:200 1:500
Выход из створа ЛИНИЙ, MV, ври поолетс, м: до 200 свыше 200 100 200 100 200 100 200
Трлверс: ст горизонтали от оси, перпендикулярной оси траверсы 1:50 5° 1:100 5° 1:100 5°
Таблица 35.31
Расстояние между проводами ВЛ напряжением до 1 кВ
Район гололеда Расстояние, см, при расположении проводов
вертикальном горизонтальном
I и II 40 20/30
III и IV 60 40/40
Примечание. В числителе даны значения для пролетов длиной до 30 м. в знаменателе — свыше 30 м.
Таблица 35.32
Расстояние между проводами ВЛ до 10 к на штыревых изоляторах независимо от расположения проводов на опоре
Район гололеда Расстояние, см, прн длине пролета, м
до 50 1Л О OI О §
I и 11 80 80 90 но 130 150 175
III и IV 100 125 175 200 225 —L —
Для крепления штыревых изоляторов на опорах в зависимости от типа траверс, накладок, опор и изоляторов применяются следующие штыри и крюки, размеры которых даны в табл. 35.33:
Ш-22
ШУ-21
ШУ-22-1
ШУ-22-2
Ш-22Д-1
Ш-22Д2
ШУ-21Д
ШУ-22Д-1
ШУ-22Д-2
Ш В-22-1
ШВ-22-3 ШВ-22-2
Ш В-22-4 КВ-22., КВ-25
металлические траверсы и накладки промежуточных опор, изоляторы ШЖБ-ЮС, ШС-10А, ШФ-10Г, ШФ-20В
металлические накладки промежуточных, анкерных, угловых и концевых опор, изоляторы ШЖБ-10С, ШС-10А, ШФ-10Г
металлические накладки анкерных, угловых и концевые опор, изоляторы ШЖБ-10С, ШС-10А, ШФ-10Г, ШФ-20В
металлические траверсы анкерных, угловых и концевых опор, изоляторы ШЖБ-10С, Ц1С-10А, ШФ-10Г, ШФ-20В
деревянные траверсы промежуточных опор, изоляторы. ШЖБ-10С, ШС-10А, ШФ-10Г
тоже, изоляторыШЖБ-1 ОС, ШС-10А, ШФ-10Г, ШФ-20-20В
деревянные траверсы промежуточных, анкерных, угловых и концевых опор ШЖБ-ЮС, ШС-10А, ШФ-10Г
то же (кроме промежуточных), изоляторы ШЖБ-10С, ШС-10А, ШФ-10Г, ШФ-20В
то же, изоляторы ШЖБ-10С, ШС-10А, ШФ-10Г
деревянные стойки промежуточных опор, изоляторы ШЖБ-10С, ШС-10А, ШФ-10Г
то же, изоляторы ШЖБ-10С, ШС-10А, ШФ-10Г, ШФ-20В
деревянные стойки анкерных, угловых и концевых опор, изоляторы ШЖБ-10С, ШС-10А, ШФ-10Г
тоже, изоляторыШЖБ-ЮС, ШС-10А, ШФ-10Г, ШФ-20В деревянные стойки промежуточных опор, изоляторы ШЖБ-ЮС, ШС-10А, ШФ-10Г
381
Таблица
Основные размеры штырей Ш и ШУ и крюков КВ
Типоразмеры штырей и крюков Размеры, мм (рис. 35.17 и 35.18)
d, h i, l4 s
Ш-22 22 24 48 M22 65 195 260 10 50 36
ШУ-21 21 25 42 M22 50 130 180 12 40 36
ШУ-22-1 22 34 50 M22 65 195 260 10 50 41
ШУ-22-2 22 40 50 M24 65 195 315 10 50 41
Ш-22Д-1 22 23 48 M22 65 150 350 10 85 36
Ш-22Д-2 22 24 48 M22 65 195 325 10 50 36
ШУ-21Д 21 25 37 M22 50 130 255 12 35 32
ШУ-22Д-1 22 34 50 M22 65 195 325 10 50 41
ШУ-22Д-2 22 35 50 M24 65 150 350 10 85 41
КВ-22 22 17 — — 140 250 370 100 120 —
КВ-25 22 20 — — 140 250 370 100 120 —
Рис. 35.17. Штыри Ш и ШУ
Рис. 35.18. Крюки кв-22 (а) и КВ-25 (б)
Таблица 35.34
Полиэтиленовые колпачки
iипоразмеры колпачков Область применения
для изоляторов типов для штырей типов для крюков типов
K-l ШЖБ-10С ШС-10А ШФ-10Г ШУ-21 ШУ-21Д —
K-2 ШЖБ-10С ШС-10А ШФ-10Г ШФ-20В Ш-22 Ш-22Д-1 Ш-22Д-2 ШВ-22-1 Ш В- 22-2 КВ-22 КВ-25 КВ-28 *
K-3 ШЖБ-10С ШС-10А ШФ-10Г ШФ-20В ШУ-22-1 ШУ-22Д-1 ШВ-22-3 ' ШВ-22-4 —
K-4 ШЖБ-10С ШС-ЮА ШФ-10Г ШФ-20В ШУ-22-2 ШУ-22Д-2 —
Рис. 35.19. Полиэтиленовый колпачок для крепления изоляторов на штырях и крюках
382
Таблица 35.35
Размеры полиэтиленовых колпачков
Типоразмер колпачков Размеры, мм (рис. 35.19)
^2 d.
К-1 20 21,5 31,3 35,3 50 47
К-2 21 21,5 32,1 36,1 60 57
к-з 21 24,7 32,1 36,1 60 57
К-4 21 27,0 32,1 36,1 60 57
Для крепления изоляторов на штырях и крюках на ВЛ би 10 кВ используются полиэтиленовые колпачки (табл. 35.34 и 35.35).
Для соединения проводов марки АС сечением от 10 до 185 мм2 и марки А сечением от 16 до 95 мм2 применяются соединители овальные СОАС, монтируемые скручиванием (табл. 35.36, рис. 35.20, а и б). Монтаж соединителей производится с помощью приспособлений ЛК-ПЗ для проводов АС-10—АС-35, А-16—А-35 и МИ-190 для проводов АС-50—АС-185; А-50—А-95.
Алюминиевые провода марок А-120 — А-185 соединяются с помощью соединителей СОА (табл. 35.37).
Овальные соединители СОАС
Таблица 35.36
Марка соединителя Марка провода Прочность заделки провода, кН Размеры, мм (рис. 35. 20, а) Масса, кг
А В S L
СОАС-Ю-2А АС-10 2,4 10,6 5 1,5 200 0,03
СОАС-16-2 А А-16 АС-16 2,3 4 12 6 1,7 200 0,03
СОАС-25-2А А-25 АС-25 3,5 6 14,4 7,2 1,7 255 0,05
СОАС-35-2А А-35 АС-35 5 9,5 17 8,5 1,7 330 0,08
СОАС-50-2А А-50 АС-50 6,5 12,5 20 10 1,7 400 0,10
СОАС-70-2А А-70 АС-70 9,5 18 23,2 11,6 1,7 450 0,14
СОАС-95-2А А-95 АС-95 12,5 25 31 15 2,6 650 0,40
СОАС-120-2А А-120 36 35 17 3,1 904 0,76
СОАС-150-2А АС-120 А-150 45 38 19 3,4 932 0,86
СОАС-185-2А АС-150 А-185 АС-185 56 43 21 3,4 1032 1,37
Примечание. Зажим марки СОАС-185-2А поставляется комплектно с вкладышем.
Таблица 35.37
Овальные соединители СОА
Марка Провод Размеры, мм (рис. 35. 20, б) Прочность заделки провода. кН Масса, кг
Диаметр, мм Марка А В L S
СОА-120-1 14,0 А-120 30 15 294 2 15,2 0,15
СОА-150-1 15,8 А-150 34 17 312 2 20,5 0,16
СОА-185-1 17,5 А-185 38 19 332 2 25,5 0,20
383
Таблица 35.38
Соединители овальные СОС
Марка Провод стальной Размеры, мм (рис. 35, 20, в) Прочность , заделки провода, Н Масса, кг
Расчетный диаметр, мм Марка А В , L S
СОС-25-1А 6,8 ПС-25 ПМС-25 14,4 7,2 115 1,7 1280 0,06
(ОС-35-1А 7,8 ПС-35 ПМС-35 17 8,5 130 1,7 1810 0,08
СОС-50-1А 9,2 ПС-50 ПМС-50 20 10 185 1,7 2410 0,14
СОС-70-2 11,6 ПС-70 ПМС-70 25 12,5 204 1-.7 3830 0,18
СОС-95-2 12,6 ПС-95 ПМС-95 27,2 13,6 270 1,7 5330 0,26
Рис. 35.20. Соединитель овальный типа СОАС (а), СОА (б) и СОС (е)
Рис. 35.21. Зажим петлевой болтовой:
с — Для алюминиевых проводов; б — для стальных проводов
Зажимы
Таблица 35.39
типа ПА
Марка Марка проводов Размеры, мм (рис. 35, 21, а) Число и диаметр болтов, мм Масса, кг
d В н L
ПА-1-1Б А-16; А-35; А-50; АС-10; АС-16; АС-25; АС-35 8 38 57 85 ЗхМ12 0,4
ПА-2-1Б А-70; АС-50; АС-70 12 46 62 94 ЗхМ12 0,4
ПА-3-1 Б Л-95; А-120, АС-95/16 15 56 74 106 ЗХМ16 0 8
ПА-4-1 Б А-150; А-185; АС-120; АС-150; АС-185 18 62 79 118 ЗХМ16 1,0
Зажимы типа ПС
Таблица 35.40
Марка Марка проводов и канатов Размеры, мм (рис. 35. 21, б) Масса, кг
d В L н
ПС-1-1А С-25; С-35; ПС-25; ПС-35 8 48 84 36 0,4
ПС-2-1 А С-50; С-70; ПС-50; ПС-70 12 58 84 36 0,5
ПС-3-1 А С-95; С-120; ПС-95 14 71 НО 44 1,0
384
Для соединения стальных проводов применяют соединители овальные СОС (табл. 35.38). Для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов используются плашечные зажимы типа ПА (табл. 35.39). Стальные провода и канаты соединяют зажимами петлевыми плашечными типа ПС (табл. 35.40.).
§ 35.4. Монтаж комплектных трансформаторных подстанций
Монтаж ДТП состоит из установки оборудование на фундаменты, стойки или опо--ры, подключения высоковольтной и низковольтной цепей, монтажа заземления и проверочных высоковольтных испытаний.
Установку КТП производят железнодорожным краном, если нет подъезда с поля; автокраном или машиной МШТС-2 при наличии подъезда с поля. Работы по подключению КТП к линиям напряжением 6 и 10 кВ производят с машины МШТС или с лестниц. Однофазные КТПО мощностью 1,25 и 2,5 кВ-А присоединяют без установки дополнительных разъединителей, все остальные ДТП и КТПНТ — через разъединитель, установленный на опоре контактной сети или отдельно стоящей.
Подключение КТПО и КТП к ВЛ 25,5 кВ (ДПР) должно быть выполнено через разъединитель, который устанавливают на опоре контактной сети или отдельно стоящей опоре. При этом для КТПО-2/25, 4/25, 10/25 и 25/25 разрядники и предохранители устанавливают на конструкции разъединителей. На всех остальных типах КТП предохранители и разрядники монтируются на металлоконструкции подстанции. Провода к аппаратам подключают с помощью аппаратных зажимов или плашек зажимов КС-130-68.
Все КТП, получающие питание от ВЛ 6 и 10 кВ, заземляют, присоединяя к контуру заземления.
КТП, получающие питание от ВЛ 25,5 кВ (ДПР), заземляют следующим образом: '
КТПО-2/25, КТПО-4/25, КТПО-10/25 и КТП-25/25 — присоединением к контуру без использования рельсов;
КТППО и КТПО, предназначенные для резервного питания автоблокировки и устанавливаемые на опорах контактной сети, — присоединением к рельсу;
' КТП-100/25, КТП-250/25 и КТП-400/25 — к рельсу и выравнивающему контуру.
АЛФАВИТНО-ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
А
Автомотрисы АГВМ и АГВ 321
Аккумуляторы кадмиево-никелевые 103, 105
— никель-кадмиевые 105, 107
— свинцово-кислотные 103, 104
Амортизатор гидравлический 200, 210
Анкер 225
Анкеровка проводов подвески 347
— средняя 349
Аппаратура защиты низковольтных цепей ПО
Арматура железобетонных опор 226
— фундаментов опор 226, 230
Армировка жестких поперечин 341
Б
Батарея аккумуляторная 103, 105
Блокировки защитные 109
Блок-контакты сигнальные 113
В
Вагоны монтажные 323
Ветровое отклонение контактного провода 185
Вибропогружатель АВСЭ-1М 320
Восстановление контактной сети 279•
Вставка изолирующая 175
— контактная 199
— угольная 195
Выключатели воздушные автоматические (низковольтные) ПО
— высокого напряжения переменного тока 46, 48, 50, 52
— - нагрузки 86
— постоянного тока быстродействующие 77, 78
Вышка монтажная съемная (лейтер) 326
Г
Габарит воздушной линии 248
— контактной подвески 187, 248
- — опоры 248
— приближения строений 250
Герконы 150
Д
Детали закладные 225
Диоды германиевые 151
— кремниевые 151
Длина анкерного участка 189
— пролета цепной подвески 186
Дорожная электротехническая лаборатория (ДЭЛ) 256
Дрезина ДМ, ДМС 321
Ж
Жесткость подвески 208
3
Заградители высокочастотные 91, 93
Здаемление защитное тяговых подстанций 17
Зазор воздушный в контактной сети 250
Защита релейная земляная РУ 3,3 кВ 116, 139
---линий продольного электроснабжения би 10 кВ 122
-------------ДПР-27,5 кВ 123
-------би 10 кВ питания устройств СЦБ 123
----------на тяговых подстанции опорных 125
-------------------отпаечных 126
-------------------транзитных 125
-------секционных выключателях 10 и
35 кВ 134
-------основных выключателях 135
----одиночных линий 6,10 и 35 кВ с односторонним питанием 121
----параллельных линий 10 и 35 кВ 120
---понижающих трансформаторов ПО и
220 кВ 127
—- — — — дифференциальная (расчет) 138
----преобразовательных агрегатов тяговых подстанций постоянного тока 136
----районных понижающих трансформаторов 35/6—10 кВ 130
----сборных шин ПО и 220 кВ опорных тяговых подстанций 133
----трансформаторов собственных нужд и подогрева 132
----фидеров контактной сети 27,5 кВ 117
И
Износ контактного провода 277
Изоляторы 97
— опорно-стержневые наружной установки 99
— опорно-штыревые 99
— опорные фарфоровые для внутренней установки 98
— полимерные 175
— проходные для наружно-внутренней установки 100
— секционные 218
Источники питания собственных нужд 101
К
Канавокопатель ЭТЦ-.161 322
Катушки индуктивности сглаживающих устройств 92
Комплектные распределительные устройства 6 и 10 кВ, СЦБ 27
-------27,5 кВ и 3,3 кВ 33, 35
Компоновка тяговых подстанций 18
Конденсаторы высоковольтные для сглаживающих устройств 92
----•- импульсные 94
----косинусные 93
----связи типа СМРБ и СМИ 93, 94
Конденсаторные трехфазиые установки для компенсации реактивной мощности 94
Консоль двухцутная 236, 238
— для жестких поперечин 236
— изолированная 236
— неизолированная 236
— переходная 237
— фидерная 168
Короткозамыкатели переменного тока 87
— постоянного тока 87
Коэффициент аэродинамический лобового сопротивления 180
— высоты провода 177
— диаметра провода 177
— затухания токоприемника 203
— неравномерности скорости (порывистости) ветра 185, 187
— номинальный запаса прочности 179
— относительного изменения контактного нажатия 208
386
— отрыва токоприемника 208
— температурный линейного расширения проводов 169, 180, 182
— шарнирности скреплений контактных проводов 186
Кран МК ЦУМЗ-15 321
Л
Лаборатория электротехническая передвижная ЭТЛ-35 325
Лестницы монтажные 327
М
Масло трансформаторное 295
Масса токоприемника приведенная 198
Машины бурильно-крановые БМ-302 и
БМ-303 322
— буровые БМ и БМТС-2 320
— монтажные МШТС-2А и МШТС-2П 321
Модули серии ДТЛ-62 154
Монтаж воздушных стрелок 359
— гибких поперечин 342
— заземлений опор 359
— кабелей 364
— компенсирующих устройств 338
— масляных выключателей 330
— оборудования закрытой части подстанции 334
— открытых РУ 330
• — полупроводниковых выпрямителей 333
— поста секционирования 337
— разрядников 359
— распределительных устройств 333
— сглаживающего устройства и реакторов 333
— секционных изоляторов 359
---разъединителей 359
— сопряжений анкерных участков 357
— цепной подвески 343
-— шин плоских 335
Муфты для кабелей 368, 371
— мачтовые 374
Н
Нагрузка на провод вертикальная 169, 179
------- ветровая 169
------- гололедная 169
—------горизонтальная 169, 179
-------результирующая 169, 180
Насосы вакуумные 325
Натяжения проводов 179, 278
Несущая способность опоры 225, 227
--- поперечины 230
---фундамента 225
Нормативы на монтаж контактной сети 318
-------тяговых подстанций 319
Нормы освещенности помещений тяговой подстанции 17
О
Обслуживание техническое контактной сети 265
------ тяговой подстанции 290
--- электроустановок нетяговых потребителей 305
Освещение искусственное ОПУ тяговых подстанций 17
— наружное тяговых подстанций 27
Опоры железобетонные для ВЛ 380
— контактной сети железобетонные 223
---;---металлические 227
Отделители быстродействующие 83, 84, 85
Открытые распределительные устройства' (ОРУ) НО кВ опорной подстанции 24
-------35 кВ подстанции переменного тока 23
-------НО кВ промежуточной подстанции 25
------- 220 кВ транзитной подстанции 26
Оттяжки анкерных опор 226
П
Панели защиты 36
Параметры расчетные контактных подвесок 205
---токоприемников 205
Переключатели универсальные 112
Переключатель для станции стыкования 220
План контактной сети перегона 252
------- станции 252
Платформа раскаточная 323
Подвеска контактная простая 164
--- цепная 164
•------ вертикальная 164
-------двойная 164, 165
-------компенсированная 164, 165, 184
------- косая 165
------- некомпенсированная 164
------- одинарная 164
— — J— полукомпенсированная 164, 165,
------- полукосая 165
-------ромбовидная 165, 186; 187
-------с опорными струнами 164
-------рессорным тросом 164, 185
-------со смещенными струнами 164
— — — сложная 164
Подогрев выключателей 56
— приводов 56
Поезд электромонтажный 318
Поперечина гибкая 239
— жесткая 230
Посты секционирования 41, 212
Предохранители высоковольтные 72, 76
-— плавкие низковольтные 111
Преобразовательные агрегаты полупроводниковые выпрямительные 66, 68
-------выпрямительно-инверторные 67, 69
-------защита от перенапряжений 71
Пресс-ножницы 326
Прессы ручные малогабаритные 326
Приборы электроизмерительные 99, 100
Приводы к выключателям пружинные 46, 49
---электромагнитные 46, 53, 54
— -г- разъединителям внутренней установки, двигательные 83
---------- ручные 83
-------наружной установки ручные 82, 83
------------ — двигательные 83, 84
Провода волноводные поездной радиосвязи 165
— громкоговорящей станционной радиосвязи 165
— группового заземления 165
— дистанционного управления разъединителями 165
— освещения 165
— отсасывающие 165
— питающие 165
— продольного электроснабжения 165
— усиливающего 165
— контактные 171
387
— вспомогательные 164
— многопроволочные 171, 180
----алюминиевые 174
— — биметаллические 171
----медные 171
----стальные 171
----сталеалюмиииевые 174
— однопроволочиые 180
Пролет контактной подвески 186
— критический 169, 184
— - эквивалентный 169, 181
Проход контактной подвески в йскусствен-ных сооружениях 249
Пункт группировки 220
— дежурный 264
— параллельного соединения 213
Пускатели магнитные 110
Р
Разъединители внутренней установки 79,81 — наружной установки 79, 80, 81, 83 — контактной сети линейные 213, 217 ---------------- продольные 214, 217 --------поперечные 213, 217
—-------с заземляющим контактом 212, 216
Распределительные устройства (РУ) ПО и 220 кВ опорной подстанции 5, 26 -------— отпаечной и- тупиковой подстанции 7, 8
---------- транзитной подстанции 5, 25
----35 кВ переменного тока 5
----27,5 кВ подстанции переменного тока 5, 12, 22
----10 кВ 6, 10, 20
----3,3 кВ постоянного тока 12, 20
Расстояния между гибкими проводами фаз 22
----осями полюсов разъединителей и отделителей 22
----рядом стоящими трансформаторами 22
— наименьшие для закрытых РУ 18 ----открытых РУ 19, 21
Реакторы бетонные типа РБА и РБАМ 90 --------- РБФА (для сглаживающих устройств) 91
— управляемые к преобразовательным трансформаторам 72, 76
— уравнительные типа УРС и УРМ 90, 91
Регулировка подвески 352
Реле кодовые 150 — промежуточные 149
С
Секционирование контактной сети поперечное 212
--------- продольное 212
Сирены сигнальные 113
Системы телеуправления 156, 159
Соединители овальные 346
Сопряжение анкерных участков с нейтральной вставкой 216
-------изолирующее 216
Стабилитроны кремниевые 151
Станок для изготовления струн 325
Станция стыкования 220
Стойка фиксаторная 230 ,
Стоимость сооружения тяговых подстанций 4
Стыкование проводов контактной сети 346
Схема питания и секционирования контактной сети 213 •
Схемы выпрямления 70
— инвертирования 71
— сигнализации 107, 108
----на уяговых подстанциях 108
— управления 107
----выключателями переменного и постоянного тока 108
Т
Таблицы (кривые) монтажные 171, 184, 347, 354
Телеблокировка 140
Телеуправление 158
— каналы связи 1Ь1
Температура воздуха 178
Токоприемники электроподвнжного состава
Траектория полоза токоприемника 201
Трансформаторы напряжения 97
— преобразовательные 72, 73, 75
----с бесконтактным регулированием напряжения 72
— силовые 57, 58, 59, 61, 65
— тока 94, 95, 96
----встроенные в силовые выключатели 96
----низковольтные 95
Траншеекопатели 322
Трос несущий 164, 171
----ненагруженный 182
— - поперечный несущий 239
— рессорный 164, 185
— фиксирующий верхний 171, 239
Тяговые подстанции 3
У
Уклоны контактных проводов 211
Уравнение равновесия цепной подвески 181
— состояния свободно подвешенного провода 169
----цепной подвески 182
Условия климатические 176
УсловЛяе обозначения» на планах контактной сети 253
Устройства для зарядки аккумуляторов 106 — подзарядные 103
Участок анкерный 189
Ф
Фиксатор дополнительный 243
— гибкий 243
— обратный 243
— основной 243
— прямой 243
Фундамент раздельный 227
— свайный 227
— стаканный 225
X
Характеристика токоприемника аэродинамическая 198
----опускающей силы 198
----поперечной жесткости 198
---- статическая 198
---- частотная 196
Ш
Шкафы КРУН 6—10 кВ 28
Э
Эластичность цепной подвески 208
ОГЛАВЛЕНИЕ
Глава 17
Схемы главных электрических соединений, компоновка и конструкция тяговых подстанций
§ 17.1. Классификация подстанций. Стоимость сооружения ....
§ 17.2. Схемы главных электрических соединений тяговых подстанций
§ 17.3. Требования, предъявляемые к расположению, планировке и конструкции подстанции ..........................................
§ 17.4. Здания общеподстанционного пункта управления............
§ 17.5. Компоновка и конструкция распределительных устройств . .
§ 17.6. Комплектные распределительные устройства................
§ 17.7. Щиты, панели управления и защиты........................
Глава 18
Передвижные тяговые электроустановки, посты секционирования, пункты параллельного соединения
।
§ 18.1. Передвижные тяговые электроустановки....................
§ 18.2. Посты секционирования...................................
§ 18.3. Пункты параллельного соединения контактной сети ....
Глава 19
Электрооборудование тяговых подстанций и постов секционирования
§ 19.1. Выключатели высокого напряжения переменного тока и приводы к ним........................................................ 46
§ 19.2. Силовые трансформаторы................................... 57
§ 19.3. Полупроводниковые преобразовательные агрегаты............ 66
§ 19.4. Преобразовательные трансформаторы........................ 72
§ 19.5. Высоковольтные предохранители............................ 72
§ 19.6. Быстродействующие выключатели постоянного тока .... 77
§ 19.7. Разъединители, выключатели нагрузки, отделители и короткозамыкатели ....................................................... 79
§ 19.8. Реакторы и высокочастотные заградители................... 90
§ 19.9. Конденсаторы высоковольтные.............................. 93
§ 19.10. Измерительные трансформаторы............................ 94
§ 19.11. Изоляторы............................................... 97
§ 19.12. Электроизмерительные приборы............................ 99
Глава 20
Цепи собственных нужд, управления, сигнализации и защиты
§ 20.1. Источники питания собственных нужд....................... jqj
§ 20.2. Аккумуляторные батареи.................................... ЮЗ
§ 20.3. Схемы управления, сигнализации и контроля г............... Ю7
§ 20.4. Низковольтная (напряжением до 1000 В) аппаратура защиты, собственных нужд и оперативных цепей............................. jq9
§ 20.5. Вторичные цепи измерительных трансформаторов............. 113
§ 20.6. Релейная защита.......................................... 116
§ 20.7. Земляная защита распределительного устройства 3,3 кВ . . . ]4о
§ 20.8. Аппаратура телеблокировки................................ 140
Глава 21
Автоматика и телемеханика
§ 21.1. Устройства автоматики.................................... 142
§ 21.2. Элементы устройств автоматики и телемеханики............. 150
S 21.3. Универсальные диодно-транзисторные логические и функцио-
\ иальные модули серий ДТЛ-62 и «Сейма» 153
21.4. Системы телемеханики...................................... 158
?1.5. Каналы связи............................................. 161
Буквенные обозначения основных величин, принятые в формулах глав 22—25 ................................................ 163
389
I
I •
Глава 22
Контактные сети и воздушные линии
§ 22.1. Типы контактных подвесок............................... 164
§ 22.2. Воздушные линии на опорах контактной сети.............. 165
§ 22.3. Провода................................................ 171
§ 22.4. Изоляторы и изолирующие вставки....................... 175
§ 22.5. Климатические условия.................................. 176
Список литературы....................................... 178
Глава 23
Расчет цепных подвесок
§ 23.1. Задачи расчета............................................ 179
§ 23.2. Определение нагрузок на провода подвески.................. 179
§ 23.3. Расчет полукомпенсированной подвески.................. . jg]
§ 23.4. Расчет компенсированной подвески.......................... 183
§ 23.5. Расчет рессорного троса . '.............................. 185
§ 23.6. Определение максимальных ветровых отклонений контактных проводов и длин пролетов.......................................... 185
§ 23.7. Определение длин анкерных участков........................ 189
Список литературы........................................ (89
Глава 24
Подъем контактного провода под действием силы
§ 24.1. Простая подвеска и цепная подвеска с опорными струнами . 190
§ 24.2. Цепная подвеска с рессорным тросом или смещенными струнами 190
§ 24.3. Влияние струнового пролета на подъем провода............ 193
Список литературы........................................ 194
Глава 25
Токоприемники и токосъем
§ 25.1. Устройство токоприемников................................ 195
§ 25.2. Характеристики токоприемников............................ 198
’§ 25.3. Токоприемники высокоскоростного э. п. с................. 199
€ 25.4. Расчеты взаимодействия контактных подвесок с токоприемниками ............................................................ 200
§ 25.5. Показатели оценки качества токосъема..................... 208
§ 25.6. Влияние параметров токоприемников и контактных подвесок
на качество токосъема........... ........................ 208
Список литературы......................................... 211
.Глава 26
Схемы питания и секционирования
§ 26.1. Общие положения................................... 212
§ 26.2. Принципиальные схемы питания и секционирования .... 213
§ 26.3. Устройства секционирования........................ 216
§ 26.4. Секционные изоляторы.............................. 218
§ 26.5. Питание и секционирование контактной сети станций стыкования 220
Глава 27
Опорные и поддерживающие конструкции
§ 27.1. Классификация опор....................................... 223
§ 27.2. Железобетонные опоры и фундаменты к иим................. 223
§ 27.3. Металлические опоры и фундаменты к ним................... 227
§ 27.4. Жесткие поперечины....................................... 230
§ 27.5. Консоли.................................................. 236
§ 27.6. Гибкие поперечины........................................ 239
§ 27.7. Фиксаторы.............................................. 243
§ 27.8. Материалы для конструкций................................ 243
§ 27.9. Основные положения расчета конструкций................... 247
Список литературы....................................... 247
390
Глава 28
Составление планов контактной сети
§ 28.1. Габариты устройств контактной сети и воздушных линий . . 248
§ 28.2. Проход контактной сети и воздушных линий в искусственных сооружениях ...................................................... 249
§ 28.3. Принципы разработки планов контактной сети................ 252
§ 28.4. Условные обозначения на планах............................ 253
Глава 29
Организация эксплуатации устройств электроснабжения и энергетики
I § 29.1. Структура оперативно-технического руководства........... 254
§ 29.2. Служба электрификации и энергетического хозяйства .... 254
§ 29.3. Участок энергоснабжения и его подразделения ..... . 256
§ 29.4. Энергодиспетчерское руководство........................... 260
§ 29.5. Техническая оснащенность хозяйства электрификации и энергетики ..............................................................g 260
Глава 30
Эксплуатация устройств контактной сети
§ 30.1. Дистанции контактной сети. Нормативы численности. Планирование работы .....................................................
§ 30.2. Система технического обслуживания и ремонта...............
§ 30.3. Балльная оценка состояния контактной сети.................
§ 30.4. Организация контроля за износом контактных проводов . . .
§ 30.5. Методы обслуживания и ремонта контактной сети.............
§ 30.6. Организация восстановления контактной сети............ .
Г л а в а 31
Эксплуатация тяговых подстанций, постов секционирования и пунктов параллельного соединения
§ 31.1. Характеристика планово-предупредительных ремонтов ....
§ 31.2. Система технического обслуживания и ремонта...............
§ 31.3. Особенности эксплуатации трансформаторного масла и маслонаполненной аппаратуры ...........................................
§ 31.4. Особенности эксплуатации передвижных тяговых подстанций, постов секционирования и пунктов параллельного соединения
Глава 32
Эксплуатация устройств электроснабжения нетяговых потребителей
§ 32.1. Характеристика планово-предупредительных ремонтов . . .
§ 32.2. Система технического обслуживания и ремонта...........
§ 32.3. Особенности электроснабжения устройств СЦБ............
Глава 33
Надежность устройств электроснабжения
§ 33.1. Основные понятия и терминология надежности.............
§ 33.2. Сбор, передача и первичная обработка информации . . . .
§ 33.3. Пути повышения надежности устройств электроснабжения . .
Глава 34
Сооружение устройств электроснабжения
§ 34.1. Строительные работы по сооружению контактной сети и тяговых подстанций ................................................
§ 34.2. Состав и организация монтажных работ по сооружению контактной сети и тяговых подстанций..............................
§ 34.3. Машины и механизмы, применяемые для сооружения устройств электроснабжения ..............................................
§ 34.4. Приспособления малой механизации и специфический инструмент ..........................................................
§ 34.5. Монтаж оборудования тяговых подстанций.................
§ 34.6. Сооружение постов секционирования и прочих устройств электроснабжения ...................................................
309
311
313
315
318
320
326
330
337
391
§ 34.7. Монтаж поддерживающих устройств контактной сети .... 339
§ 34.8. Методы монтажа цепной подвески........................... 343
§ 34.9. Монтаж основных узлов цепной подвески.................... 346
§ 34.10. Продольная регулировка цепной подвески и монтаж сопряжений анкерных участков . . . ,.................................... 352
§ 34.11. Монтаж секционных изоляторов и разъединителей, разрядников и заземлений контактной сети................................. 359
§ 34.12. Монтаж усиливающих, питающих и других проводов, расположенных на опорах контактной сети............................... 359
§ 34.13. Особенности производства монтажных работ вблизи действующей контактной сети, а также при электрификации вторых путей..................................................... . . 361
§ 34.14. Приемка и ввод в эксплуатацию устройств, сооружаемых при электрификации железных дорог.................................♦ 362
Глава 35
Монтаж устройств электроэнергетики
§ 35.1. Монтаж кабельных линий................................... 364
§ 35.2. Муфты и заделки для кабелей.............................. 368
§ 35.3. Монтаж воздушных линий электропередачи................... 379
§ 35.4. Монтаж комплектных трансформаторных подстанций . . . 385
Алфавитно-предметный указатель • ••••••.......................... 386
СПРАВОЧНИК ПО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЮ t
ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ. ТОМ 2
Юрий Николаевич Макас, Владимир Моисеевич Эрлих, Илья Борисович Мостинский, Ирина Константиновна Давыдова, Леонид Иосифович Шухатович, Владимир Алексеевич Зимаков, Николай Дмитриевич Сухопрудский, Владислав Яковлевич Овласюк, Геннадий Михайлович Корсаков, Юрий Иванович Горошков, Юрий Владимирович Флинк, Юрий Васильевич Казанцев, Константин Густавович Марквардт, Игорь Александрович Беляев, Александр Владимирович Фрайфельд, Руслан Шотаевич Каландадзе, В лад мир Анатольевич Вологин, Евгений Адамович Баранов, Герц Наумович Брод. Георгий Г еоргиевич Энгельс, Андриан Николаевич Шемякин, Петр Михайлович Шилкин, Николай Андреевич Бондарев, Леонид Семенович Панфиль, Александр Сергеевич Марков, Владимир Павлович Луппов, Леонид Давидович Радосельский
Составители а лфавитно-предметного указателя
В. Н. Пупынин, Ю. В. Флинк
Редакторы И, К. Петушкова, Н. А. Голованова, С. А.- Каткова Переплет художника А. А. Медведева
Техн, редактор Л. А. Кульбачинская Корректор А. Н. Конева
ИБ Ws 2036
Сдано в набор 28.01.80. Подписано в печать 03.03.81. Т-05083.
Формат 70X108*/i6. Бум. тип. Кв 3* Гарнитура литературная. Высокая печать. Усл. печ. л. 41,16. Усл. кр.-отт. 41,16. Уч.-изд. л. 42,5. Тираж 11 000.
Зак. тип. 1611. Цена 2 р. 70 к. Изд. № I-2-1/5 Кв 6618.
Изд-во «Транспорт», 107174 Москва, Басманный туп., 6а
Отпечатано с матриц Ярославского полиграфкомбината в Московской типографии Ке 4 Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
129041, г. Москва, Б. Переяславская ул., д. 46*