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 контакт