ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ
ПОДГОТОВКА
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
НЕТАГОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
\\ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА
\\ УСТРОЙСТВО, ОБСЛУЖИВАНИЕ, РЕМОНТ
Ччобноо пособио)
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
НЕТЯГОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА
УСТРОЙСТВО, ОБСЛУЖИВАНИЕ,
РЕМОНТ
Под редакцией заместителя начальника Департамента
электрификации и электроснабжения ОАО «РЖД» В.М. Долдина
, Допущено
Федеральным агентством железнодорожного транспорта
в качестве учебного пособия для студентов вузов,
техникумов и колледжей и профессиональной подготовки
работников железнодорожного транспорта
Москва
2010
УДК 621.331:621.311.031
ББК 39.217
Э45
Авторы: В.Е. Чекулаев — гл. 1, 2, 3, 6 совместно с В.М. Долдиным, А.Н. Зими-
новой, Е.А. Ерохиным; А.Н. Зимакова — гл. 5, приложения совместно с В.Е. Че-
кулаевым, Е.А. Ерохиным', Е.А. Ерохин — гл. 4 совместно с В.Е. Чекулаевым,
А.Н. Зимаковой
Рецензенты: зам. начальника службы электрификации и электроснабжения
Управления Московской ж. д. — филиала ОАО «РЖД» А.10. Ципелев', преподава-
тель Саратовской дорожной технической школы, образовательного подразде-
ления Приволжской ж.д. — филиала ОАО «РЖД» М.Е. Люткова
Э45 Электроснабжение нетяговых потребителей железнодорожного
транспорта. Устройство, обслуживание, ремонт: Учебное пособие /
Под ред. В.М. Долдина. — М.: ГОУ «Учебно-методический центр
по образованию на железнодорожном транспорте», 2010. — 304 с.
ISBN 978-5-9994-0049-9
В учебном пособии приведены основные технические сведения и пара-
метры, необходимые для технического обслуживания и ремонта воздушных
и кабельных линий (ВЛ СЦБ, ВЛ ПЭ, ДПР), питающих пунктов (ПП), транс-
форматорных подстанций (ТП, КТП) и других технических средств, обеспе-
чивающих электроснабжение устройств СЦБ, домов связи, котельных, ком-
прессорных, водозаборов, установок освещения железнодорожных путей,
станций, узлов, переездов и других железнодорожных потребителей.
В пособии использованы действующие нормативные акты в Департаменте
электрификации и электроснабжения ОАО «РЖД».
Предназначено для персоналадистанций электроснабжения, занятых тех-
ническим обслуживанием, ремонтом, реконструкцией и модернизацией ус-
тройств электроснабжения СЦБ и нетяговых потребителей железнодорож-
ного транспорта, а также для студентов техникумов и колледжей железнодо-
рожного транспорта.
УДК 621.331:621.311.031
ББК 39.217
ISBN 978-5-9994-0049-9
© Коллектив авторов, 2010
© ГОУ «Учебно-методический центр
по образованию на железнодорожном
транспорте», 2010
© Оформление. ООО «Пиар-Пресс», 2009
Введение
Устройства воздушных и кабельных линий требуют постоянного вни-
мания и грамотной технической эксплуатации, своевременного выпол-
нения ремонтных работ. В последние годы реализуется программа об-
новления устройств электроснабжения, в том числе воздушных (ВЛ) и
кабельных (КЛ) линий, по которой предусматривается внедрение со-
временных технических средств, направленных на дальнейшее повы-
шение надежности работы устройств электроснабжения и снижение эк-
сплуатационных расходов.
В задачи обслуживающего персонала входят постоянное поддержа-
ние устройств электроснабжения в технически исправном состоянии,
неукоснительное соблюдение требований охраны труда, своевременное
проведение профилактических мероприятий, выполнение восстанови-
тельных работ в сжатые сроки. В учебном пособии рассмотрены нормы
и требования по техническому обслуживанию и ремонту устройств элек-
троснабжения нетяговых потребителей, описаны способы обнаружения
и устранения неисправностей в устройствах, уделено внимание охране
труда при производстве работ.
В пособии учтены требования нормативных актов по хозяйству элек-
трификации и электроснабжения, а также использован положительный
опыт эксплуатации устройств электроснабжения на железных дорогах
и дистанций электроснабжения ОАО «РЖД».
Пособие подготовлено в соответствии с учебным планом и програм-
мой для профессиональной подготовки в учебных заведениях по про-
фессии «Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудо-
вания устройств электроснабжения нетяговых потребителей железных
дорог» (код — 19861).
3
Глава 1. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
1.1.	Общие требования
На железнодорожном транспорте общего пользования устройства
электроснабжения обслуживают дистанции электроснабжения (ЭЧ),
которые должны обеспечивать надежное электроснабжение:
—	электроподвижного состава для движения поездов с установлен-
ными весовыми нормами, скоростями и интервалами между ними при
требуемых размерах движения;
—	устройств сигнализации, централизации и блокировки (СЦБ),
связи и вычислительной техники как потребителей электрической энер-
гии I категории надежности. Допускается электроснабжение этих уст-
ройств по II категории до их переустройства;
—	устройств электроснабжения остальных нетяговых потребите-
лей железнодорожного транспорта в соответствии с установленной ка-
тегорией.
Принципиальная схема электроснабжения потребителей электричес-
кой энергии на железнодорожном транспорте приведена на рис. 1.1.
Схемы внешнего электроснабжения должны обеспечивать железнодо-
рожный транспорт как потребителя электрической энергии I катего-
рии. При разработке таких схем должно быть исключено одновремен-
ное выпадание двух смежных тяговых подстанций, пунктов питания.
Электроснабжение устройств СЦБ осуществляется от распредели-
тельных устройств (РУ) тяговых, трансформаторных подстанций или
пунктов питания двумя воздушными или кабельными линиями со
встречным питанием фидеров. Одна из них — основное питание (ВЛ
СЦБ), вторая — резервное (ВЛ ПЭ) на участках постоянного тока и ДПР
(два провода — рельс) на участках переменного тока. Перерыв питания
устройств СЦБ, вызванный кратковременным отключением линии,
допускается не более 1,3 с, в течение которого происходит отключение
фидера СЦБ от защиты и автоматическое повторное включение (АПВ)
4
или автоматическое включение резерва (АВР). На всех пунктах пита-
ния фидера ВЛ СЦБ и ВЛ ПЭ выполняются раздельными для каждого
плеча питания. Пункты питания ВЛ СЦБ и ВЛ ПЭ должны быть сфази-
рованы и допускать параллельную работу на период включения линии
под нагрузку, а также иметь одинаковое чередование фаз для каждого
плеча питания. Схема распределительного устройства 10 кВ для пита-
ния устройств СЦБ тяговой подстанции приведена на рис. 1.1, в. На
участках, где электроснабжение устройств СЦБ осуществляется по II
Рис. 1.1 (начало). Схемы электроснабжения потребителей электрической энергии
на электрифицированных линиях (а), на неэлектрифицированных линиях (б):
1 — электрическая станция (ГЭС, ТЭЦ, АЭС) и повышающая трансформатор-
ная подстанция; 2 — линия электропередачи; 3 — понижающая трансформа-
торная подстанция (районная подстанция); 4 — тяговая подстанция; 5— пункт
питания; 6 — контактная сеть; 7 — воздушная линия электроснабжения уст-
ройств СЦБ (ВЛ СЦБ, основное питание); 8 — воздушная линия продольного
электроснабжения (ВЛ ПЭ или ДПР, резервное питание устройств СЦБ, ос-
новное питание нетяговых потребителей); 9— потребитель электрической энер-
гии (тяга поездов); 10— потребитель электрической энергии (устройства СЦБ);
11 — потребитель электрической энергии (нетяговый потребитель)
5
в
РУ 10 кВ ВЛ СЦБ
токв
QF2
~ПГка<Ь~
/ввода 3,
ТА1
\Повышающий
трансформатор
\Шкаф фидера! Шкаф фидера 2\
ВЛ СЦБ ВЛ СЦБ
QSG1
QSG2
QSG3
Модуль ДГА на открыто^
части подстанции
й
ШНП
-380/220 В
Шкаф СН пере-
менного тока
отходящие
фидеры
QF1
ШНП
ШДГА
-380/220 В
~ )ДГА

отходящие
SF38 фидеры
отходящие
фидеры
ШДГА
-220 В
ШИБП
Блок РУ в здании
подстанции
ШДГА
QF4<
Шкаф СН пере-
менного тока
Шкаф ввода
ШНВДГА
Шкаф отходящих фидеров
гарантированного питания
' 1 ’
Шкаф ИБП
-220 В
Аккумуляторно-инверторный
источник бесперебойного
питания малой мощности
Рис. 1.1 (окончание). Схемы электроснабжения потребителей электрической энергии: в — однолинейная схема РУ 10 кВ
питания СЦБ (тяговой подстанции);
ТСН — трансформатор собственных нужд; РУ — распределительное устройство; СН — собственные нужды; ШНП — шина
низковольтного питания; ШНВ — шкаф низковольтного ввода; ДГА — дизель-генераторный агрегат автоматизированный;
ШДГА — шина ДГА; ИБП — источник бесперебойного питания
категории, должны быть разработаны графики строительства высоко-
вольтных линий для обеспечения устройств электроснабжения по I ка-
тегории надежности.
Уровень напряжения переменного тока основного и резервного пи-
тания измеряют под нагрузкой на силовых опорах в кабельных ящиках,
на постах ЭЦ и в домах связи — на вводных панелях. Номинальное на-
пряжение переменного тока на устройствах СЦБ и связи должно быть
110, 220 и 380 В. Отклонения от указанных величин номинального на-
пряжения допускаются в сторону увеличения не более 5 % и в сторону
уменьшения — не более 10 %.
1.2.	Категории электроприемников
Электроприемники в отношении обеспечения надежности электро-
снабжения тяги, устройств СЦБ, связи и других нетяговых потребите-
лей железнодорожного транспорта, как было отмечено выше, разделя-
ются натри категории: I, II и III (рис. 1.2).
К первой категории относятся электроприемники (ЭП), перерыв
электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жиз-
ни людей, срыв графика движения поездов, значительный ущерб транс-
порту и хозяйству страны в целом.
Электроприемники этой категории должны обеспечиваться элект-
роэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв их
электроснабжения при выходе из строя одного из источников питания
может быть допущен лишь на время автоматического восстановления
питания. Так, например, для перехода питания с линии ВЛ СЦБ на ли-
нию ВЛ ПЭ (ДПР) время переключения должно быть не более 1,3 с.
В качестве третьего источника для электроснабжения особой груп-
пы потребителей I категории устройств СЦБ и связи используют резерв-
ные электростанции — дизель-генераторные агрегаты (ДГА) с запасом
дизельного топлива, рассчитанного на непрерывную работу ДГА в те-
чение двух суток. На пунктах питания устройств СЦБ и связи должен
быть обеспечен постоянный автоматический подзаряд аккумуляторных
батарей. Задержка запуска ДГА при выходе контролируемого напряже-
ния за установленные пределы в электрических сетях должна быть в
пределах 3—10 с.
Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв элект-
роснабжения которых приводит к нарушению производственного цик-
7
Рис. 1.2. Схемы питания потребителей, расположенных на участках между тяговыми подстанциями I (а), П(б) и
III категории (в):
1 — тяговая подстанция, пункт питания; 2 — светофор; 3 — релейный шкаф; 4— силовая опора резервного питания
устройств СЦБ; 5— силовая опора основного питания устройств СЦБ; 6— КТП; 7— нетяговый потребитель
ла и массовым простоям рабочих энергоемких предприятий-потреби-
телей. ЭП второй категории обеспечиваются электроэнергией от двух
источников питания. Перерыв в электроснабжении потребителей, от-
носящихся ко второй категории, допускается на время выполнения пе-
реключений обслуживающим персоналом.
К третьей категории относятся все остальные ЭП. Для них электро-
снабжение может выполняться от одного источника питания при усло-
вии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или
замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не пре-
вышают одних суток.
В отношении обеспечения надежности электроснабжения электро-
установок по условиям электробезопасности электроустановки подраз-
деляются:
—	до 1 кВ (по действующему значению напряжения);
—	выше 1 кВ.
По способу выполнения электрические сети до 1 кВ подразделяются
на сети:
—	с заземленной нейтралью (четырех- или пятипроводные);
—	сети с изолированной нейтралью (трехпроводные).
Электрические сети выше 1 кВ подразделяются на сети:
—	с эффективно заземленной нейтралью (как правило, 110 кВ и
выше);
—	с изолированной нейтралью.
На железнодорожном транспорте потребление электрической энер-
гии подразделяется на:
—	тяговое (тяговые потребители) (см. рис. 1.1, поз. 9);
—	нетяговое (устройства СЦБ, связи, вычислительной техники);
—	остальные нетяговые потребители (см. рис. 1.1 поз. 11).
Потребление энергии электрической тягой имеет определенную спе-
цифику в отношении схем питания, распределения и преобразования
электрической энергии в энергию движения поезда (в данном пособии
не рассматривается).
Часть нетяговых потребителей может потреблять электрическую
энергию по традиционным схемам переменного тока промышленной
частоты, другая часть потребителей (питающаяся, например, от линий
тяговой сети) — по схемам, имеющим конструктивные особенности.
9
1.3.	Электроснабжение устройств СЦБ
Выбор схемы электроснабжения устройств СЦБ и связи производит-
ся на основании технико-экономических расчетов, с учетом требуемой
надежности электроснабжения потребителей.
Работники районов контактной сети (ЭЧК) и районов электроснаб-
жения (ЭЧС) обслуживают воздушные и кабельные линии и устройства
электроснабжения, от которых осуществляется питание устройств СЦБ,
связи и вычислительной техники. На железных дорогах с электричес-
кой тягой применяют систему кодовой автоблокировки переменного
тока. На электрифицированных участках постоянного тока и неэлект-
рифицированных участках с автономной тягой поездов кодовые сигна-
лы передаются на промышленной частоте 50 Гц и частоте 25 Гц, на уча-
стках переменного тока — на частоте 25 Гц, что обеспечивает устойчи-
вую работу аппаратуры автоблокировки. Для получения частоты 25 Гц
применяются статические преобразователи частоты.
Устройства СЦБ относятся к потребителям I категории, которые дол-
жны обеспечиваться электрической энергией от двух независимых ис-
точников питания — основного и резервного. Основное питание осу-
ществляют от высоковольтной линии 6 или 10 кВ (линия автоблоки-
ровки ВЛ СЦБ), расположенной вдоль железнодорожного пути на
самостоятельных опорах или на опорах контактной сети, а резервное —
от линий ВЛ ПЭ 6 или 10 кВ или ДПР 25 кВ. Наиболее распространен-
ные схемы электроснабжения устройств СЦБ и размещение проводов
ВЛ на опорах контактной сети приведены на рис. 1.3 и рис. 1.4.
Электроснабжение устройств СЦБ, связи и вычислительной техни-
ки выполняют воздушной линией и, как исключение, в обоснованных
случаях — кабельной линией (вставки). Кабельные вставки (рис. 1.5)
выполняют в отдельных местах, например, при пересечении с другими
высоковольтными линиями, при переходах через железнодорожные
пути, грунтовые дороги и т.п.
1.4.	Схемы электроснабжения устройств СЦБ и нетяговых
потребителей на неэлектрифицированных участках
железных дорог
На неэлектрифицированных линиях к нетяговым потребителям от-
носят устройства СЦБ (рис. 1.6), остальные нетяговые потребители —
10
a
Надставка
ВЛ 6 или 10 кв'"'"
Волновод
77	ДПР
Усиливающий 27,5 кВ
провод 3,3 кВ 7\
Провод
СЦБ 27,5 кВ
Провод ДПРдхГ
(или СЦБ) '
27,5 кВ
Провода
обратного тока
ВЛ 220 В
Провод
группового
заземления
в
Провода
Рис. 1.3. Варианты схем размещения проводов ВЛ на опорах контактной сети
(а), на отдельно стоящих опорах (б) и на опорах жестких поперечин (в)
11

Рис. 1.4. Системы электроснабжения устройств СЦБ для двух одноцепных линий 6—10 кВ (ВЛ СЦБ и ВЛ ПЭ) на отдельно
стоящих опорах (а), двухцепной линии 10/10 кВ (6/6 кВ) (б), двух одноцепных линий 6—10 кВ на опорах контактной сети
(в), одной одноцепной линии ВЛ СЦБ 6—10 кВ на отдельно стоящих опорах и линии продольного электроснабжения ВЛ
ПЭ 6—10 кВ, подвешенной на опорах контактной сети (г), одной одноцепной линии ВЛ СЦБ 10 кВ на отдельно стоящих
опорах и двух проводов системы ДПР 25 кВ, подвешенных на опорах контактной сети (д), одной одноцепной линии ВЛ
СЦБ 6—10 кВ и ВЛ 35 кВ (е), двухцепной линии 35/10 кВ (ж) и одной одноцепной линии ВЛ СЦБ 6—10 кВ на отдельно
стоящих опорах и двух проводов (ПР) системы ДПР 27,5 кВ, подвешенных на опорах контактной сети (з)
Кабель А
10 кВ
Рис. 1.5. Схема кабельной вставки:
1 — железнодорожный путь; 2 — автомобильная дорога; 3 — репер; 4 — глубина
размещения кабеля в траншее (0,7 м); 5 — асбоцементная труба; 6 — глубина
размещения кабеля под автомобильной дорогой по нормам ПУЭ (1,0 м); 7 —
расстояние от шпалы до асбоцементной трубы (1,0 м)
Рис. 1.6. Схема электроснабжения устройств СЦБ и нетяговых потребителей:
1 — высоковольтный ввод; 2 — пункт питания; 3 — комплектная трансформа-
торная подстанция (КТП); 4 — нетяговый потребитель электрической энергии;
5 — ВЛ СЦБ; 6— ВЛ ПЭ или ДПР; 7— потребитель устройств СЦБ
14
это силовые и осветительные нагрузки промежуточных станций, локо-
мотивные и вагонные депо, служебные и бытовые здания, электрифи-
цированные механизмы и инструмент путевых бригад. К районным не-
тяговым потребителям относят нагрузки промышленных и сельскохо-
зяйственных предприятий, расположенных вдоль железной дороги. При
разработке схем электроснабжения применяют условные графические
обозначения (Приложение 1). Находящиеся в эксплуатации различные
по исполнению схемы питания устройств СЦБ на конкретных этапах
их строительства определялись экономически обоснованными проект-
ными решениями. Основными критериями являются грузонапряжен-
ность (категорийность) участка, а также условия прохождения воздуш-
ных и кабельных линий. Наиболее распространенные схемные реше-
ния (системы) приведены на рис. 1.4. В целях снижения монтажных
и эксплуатационных расходов, обеспечения надежного электроснаб-
жения применяют схему размещения проводов ВЛ по рис. 1.4, ж. В лес-
ных массивах и в населенной местности используют самонесущие изо-
лированные провода (СИП).
1.5.	Схемы электроснабжения устройств СЦБ и нетяговых
потребителей на электрифицированных линиях
Питание устройств СЦБ на электрифицированных линиях посто-
янного (3 кВ) (рис. 1.7 и рис. 1.8) и переменного тока (25 и 2x25 кВ)
(рис. 1.9 и рис. 1.10) — с двух сторон от смежных тяговых подстанций
по двум воздушным или кабельным линиям. Одна из линий — основ-
ное питание (ВЛ СЦБ), к которой подключены силовые опоры сигналь-
ных точек, КТП постов ЭЦ, средства автоматического контроля техни-
ческого состояния подвижного состава на ходу поезда (ДИСК, ПОНАБ,
КТСМ, УКСПС) и другие устройства СЦБ. Второе питание — резерв-
ное (ВЛ ПЭ) на участках постоянного тока и ДПР — на участках пере-
менного тока. К таким линиям подключены устройства электроснаб-
жения СЦБ, а также КТП, трансформаторные подстанции (ТП) нетя-
говых потребителей: железнодорожные станции, остановочные пункты,
дистанции, депо и другие железнодорожные потребители.
На электрифицированных линиях однофазного переменного тока
промышленной частоты электроснабжение нетяговых потребителей
осуществляют по схеме два провода — рельс (ДПР). С полевой стороны
15
Рис. 1.7. Схема электроснабжения устройств СЦБ на электрифицированных
участках постоянного тока:
1 — силовой тяговый трансформатор; 2 — выпрямительный агрегат; 3 — рас-
пределительное устройство 3,3 кВ; 4 — контактная подвеска; 5 — электропод-
вижной состав; 6 — реактор; 7— воздушный промежуток; 8— тяговая рельсо-
вая цепь; 9— ВЛ СЦБ (основное питание); 10— ВЛ ПЭ продольного электро-
снабжения (резервное питание устройств СЦБ); 11 — пост секционирования
ВЛ СЦБ; ПС — пост секционирования контактной сети
опор контактной сети подвешивают только два провода двух фаз, тре-
тьей фазой являются тяговые рельсы.
Кабельные линии, питающие посты ЭЦ как потребителей I кате-
гории надежности, должны прокладываться по отдельным трассам от
каждого независимого источника питания. Расстояние между тран-
шеями должно быть не менее 3 м, в стесненных условиях — не менее 1 м.
В пределах зданий кабели должны прокладываться на расстоянии не
менее 1,5 м по вертикали и 1 м по горизонтали между ними. При мень-
ших расстояниях кабели должны разделяться перегородкой с преде-
лом огнестойкости не менее 0,25 ч. Такие же расстояния должны быть
между силовыми кабелями, кабелями ДУ-ТС устройств электроснаб-
жения и сигнально-блокировочными кабелями СЦБ.
При заходе на посты ЭЦ, дома связи силовых кабелей и кабелей
ДУ-ТС должна быть снята броня с кабелей.
Схемы питания и секционирования линий автоблокировки и про-
дольного электроснабжения, питающие посты ЭЦ, должны предусмат-
ривать разъединители с двух сторон от КТП с моторными приводами,
управляемые дистанционно или по телеуправлению. Для повышения
16
6
° ВЛ СЦБ (основное питание)
Рис. 1.8. Схемы электроснабжения устройств сигнальной точки СЦБ с транс-
форматором ОМ или ОЛ для ВЛ СЦБ (основное питание) (а) и ВЛ ПЭ (резервное
питание) (б) (пунктиром условно показана нагрузка)
17
РУ6(10)кВ
РУ6(10)кВ
Рис. 1.9. Схема электроснабжения устройств СЦБ на электрифицированных
участках переменного тока 27,5 кВ:
1 — силовой тяговый трансформатор; 2 — распределительное устройство 27,5 кВ;
3 — контактная подвеска; 4 — электроподвижной состав; 5 — тяговая рельсо-
вая цепь; 6 — нейтральная вставка; 7— ВЛ СЦБ (основное питание); 8 — сис-
тема ДПР (резервное питание устройств СЦБ и питание других нетяговых по-
требителей); 9 — силовая опора основного питания устройств СЦБ; 10 — силовая
опора резервного питания устройств СЦБ; 11 — релейный шкаф; 12— светофор
надежности электроснабжения устройств СЦБ применяют посты сек-
ционирования (рис. 1.11).
Система тягового электроснабжения устройств СЦБ также осуще-
ствляется от смежных тяговых подстанций переменного тока по двум
воздушным или кабельным линиям (рис. 1.12).
Структурная схема электроснабжения устройств СЦБ, связи и вы-
числительной техники, системы автоблокировки с тональными рель-
совыми цепями (АБТЦ) приведена на рис. 1.13. Основное и резервное
питание от ВЛ СЦБ, ВЛ ПЭ или ДПР введено в модуль, от которого
осуществляется питание сигнальных точек.
18
a
Рис. 1.10. Схемы электроснабжения нетяговых потребителей на электрифициро-
ванных линиях переменного тока 2x25 кВ (а); варианты размещения проводов
основного и резервного питания устройств СЦБ (б, в):
1 — силовой тяговый трансформатор тяговой подстанции; 2 — автотрансфор-
маторный пункт; 3 —питающий провод (ПП); 4— тяговая рельсовая цепь; 5 —
электроподвижной состав; 6 — основное питание устройств СЦБ (ПР или ВЛ
СЦБ); 7 — ДПР (два провода — рельс) — резервное питание устройств СЦБ,
электроснабжение нетяговых потребителей; 8— релейный шкаф; 9— светофор
19
Рис. 1.11. Пост секционирования ВЛ СЦБ с указанием расположения и установоч-
ных размеров КРУН серии К-102 с линейными разъединителями, вакуумным вык-
лючателем и встроенными трансформаторами тока ТА1,ТА2 и разрядниками FV (а)
и принципиальные схемы для линий с одно- и двусторонним питанием (б, в)
20
a
в кабельном ящике
220 В
+5 %-231 В
-10 %-198 В
Рис. 1.12 (начало). Схемы электроснабжения устройств СЦБ на электрифициро-
ванных линиях переменного тока 25 кВ с отсасывающими трансформаторами (а);
по системе ЭУП (б):
1 — тяговый трансформатор на тяговой подстанции; 2 — распределительное
устройство 27,5 кВ; 3— отсасывающий трансформатор; 4 — воздушный проме-
жуток; 5 — электроподвижной состав; 6 — нейтральная вставка; 7 — основное
питание устройств СЦБ (ВЛ СЦБ); 8 — ДПР — резервное питание устройств
СЦБ, электроснабжение нетяговых потребителей; 9 — экранирующий провод
(ЭП); 10— усиливающий провод (УП); 11 — контактная подвеска; 12 — релей-
ный шкаф; 13— светофор; 14— тяговая подстанция; 15— тяговая рельсовая цепь
21
Рис. 1.12 (окончание). Схемы электроснаб-
жения устройств СЦБ на электрифициро-
ванных линиях переменного тока 25 кВ и
схема размещения проводов на опоре при
системе ЭУП (в):
8— ДПР — резервное питание устройств
СЦБ, электроснабжение нетяговых потре-
бителей; 9— экранирующий провод (ЭП);
10— усиливающий провод (УП)
Рис. 1.13. Схема электроснабжения устройств СЦБ:
1 — основное питание устройств СЦБ, связи, вычислительной техники (потре-
бители первой категории); 2 — то же резервное питание; 3 — релейный шкаф;
4 — светофор
Рис. 1.14. Схемы транспозиции проводов ВЛ СЦБ в пролете (а) и полного цикла
транспозиции проводов (б):
/ — длина пролета
22
Рис, 1.15. Схема транспозиции проводов ВЛ, подвешенных на опорах
контактной сети с полевой стороны:
а — общий вид транспозиции проводов; б — узлы транспозиции; в — схема прово-
дов при транспозиции: 1,2,3— опоры; /—длина пролета; А, В, С— фазы проводов
23
1.6.1]	ра11спозиция проводов
С целью снижения несимметрии тока и напряжения в параллельно
расположенных проводах ВЛ применяют транспозицию проводов в про-
лете (провода меняют местами). На ВЛ такой пролет должен быть на
25—30 % укорочен относительно расчетного (или прилегающего). Транс-
позиция проводов выполняется между одностоечными опорами одно-
цепных линий и на промежуточных П-образных опорах двухцепных
линий. Крепление проводов должно быть двойным (при штыревых изо-
ляторах), схлестывание проводов не допускается (рис. 1.14).
Полный цикл транспозиции проводов ВЛ, подвешенных на опорах
контактной сети (на кронштейнах типа МК-1), выполняется в двух про-
летах с разанкеровкой проводов ВЛ (рис. 1.15). Расстояния между транс-
позициями проводов ВЛ должно быть не более 3 км. Кабельные вставки
не учитываются. Полный цикл транспозиции проводов имеет длину 9 км.
Для снижения уровня перенапряжений в ВЛ 6—10 кВ, смонтирован-
ных (размещенных) на опорах контактной сети переменного тока, ре-
комендуется применять транспозицию проводов через 1 км.
Контрольные вопросы и задания
1.	Назовите категории надежности электроприемников на железно-
дорожном транспорте.
2.	Как подразделяются электроустановки по условиям электробезо-
пасности?
3.	Назовите потребителей электрической энергии на железнодорож-
ном транспорте.
4.	Какие имеются схемы электроснабжения устройств СЦБ, связи,
вычислительной техники и нетяговых потребителей на электрифици-
рованных участках постоянного тока 3 кВ?
5.	Какие имеются схемы электроснабжения устройств СЦБ, связи,
вычислительной техники и нетяговых потребителей на электрифици-
рованных участках переменного тока 25 кВ?
6.	Перечислите требования к прокладке кабелей на постах ЭЦ?
7.	Для каких целей применяется транспозиция проводов и ее конст-
руктивное исполнение?
Глава 2. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
ОПОРНЫХ И ПОДДЕРЖИВАЮЩИХ
КОНСТРУКЦИЙ
2.1.	Организация технического обслуживания и ремонта
2.1.1.	Общие положения
Техническое обслуживание и ремонт устройств электроснабжения ав-
тоблокировки осуществляется в соответствии с требованиями и нормами,
установленными Инструкцией по техническому обслуживанию и ремонту
устройств электроснабжения СЦБ и Правилами устройства и технической
эксплуатации контактной сети электрифицированных железных дорог, а
также Технологическими картами на работы по содержанию и ремонту ус-
тройств контактной сети электрифицированных железных дорог (Книга
III. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт линей-
ных устройств нетягового электроснабжения на опорах контактной сети и
самостоятельных опорах на обходах), утвержденными ЦЭ МПС России
16.02.2000 № ЦЭ-197-5/1-3, и другими нормативными актами.
Границы обслуживания устройств электроснабжения СЦБ установ-
лены в соответствии с указаниями МПС России: на силовых опорах
сигнальных точек — в кабельных ящиках, в отсеках шкафов ТП-20Б, на
постах ЭЦ (МРЦ, ДЦ) — в вводных шкафах (Приложение 2). Уровни
напряжения на устройствах СЦБ приведены ниже.
Номинальный
уровень напряже-
ния на устройст-
вах СЦБ, кВ..............................6,3;	10,5; 27,5; 37,5
Максимальное
допустимое откло-
нение от номи-
нального напря-
жения переменно-
го тока, кВ..............5,7—6,6; 9,5—11,1; 24,8—29,0; 33,75—39,4
25
Номинальное вторичное
напряжение, В...........
Допустимые отклонения, В
...............ПО; 220; 380
.99—115,5; 198—231:342—399
Проверка правильности калибровки плавких вставок предохраните-
лей и автоматических выключателей (АВМ) в кабельных ящиках и ре-
лейных шкафах производится путем сравнения значения их номиналь-
ного тока с параметрами линейного трансформатора согласно табл. 2.1.
Таблица 2.1
Мощность линейного трансформатора, кВА	Номинальное напряжение вторичной обмотки, В	Номинальный ток вторичной обмотки, А	Номинальный ток плавкой вставки или выключателя (АВМ), А
0,63 (0,66)	110 220	5,48 (5,75)* 2,75 (2,87)*	5 3
1,25(1,2)	НО	10,9 (10,4)**	10
	220	5,45 (5,2)**	5
4,0	220	17,4	15
* Приведенные в скобках данные соответствуют мощности трансформатора
0,66 кВ-А.
** Приведенные в скобках данные соответствуют мощности трансформатора
1,2 кВ-А.
Переход питания устройств СЦБ с основного на резервное и наобо-
рот производится установленным порядком отключением одного ис-
точника питания на посту ЭЦ или по фидеру питания ВЛ с проверкой
включения АВР и АЛВ. При этом время перехода электроснабжения на
второй источник питания не должно превышать 1,3 с без погашения
сигналов.
Работы по техническому обслуживанию и ремонту устройств элект-
роснабжения должны производиться в соответствии с технологически-
ми картами. В зависимости от характера выполняемых работ, требова-
ний охраны труда и технической оснащенности отдельные работы це-
лесообразно объединять в технологические комплексы.
Высвобождающиеся в процессе ремонта или замены конструкции,
оборудование, провода, арматура и другие элементы устройств элект-
26
роснабжения после их оценки пригодности и реставрации могут исполь-
зоваться вторично. При оценке пригодности учитываются электричес-
кий и механический износ, потери первоначальных технических харак-
теристик, моральное старение, срок эксплуатации и другие показатели.
Непригодные для дальнейшего использования железобетонные конст-
рукции и изоляторы подлежат утилизации, металлические конструкции,
провода и арматура — сбору для сдачи на последующую переработку.
Эксплуатация устройств электроснабжения осуществляется своев-
ременным проведением работ по техническому обслуживанию (ТО),
текущему ремонту (ТР), капитальному ремонту (КР), обновлению и
реконструкции (ОР).
Перечень и периодичность основных работ по техническому обслу-
живанию и текущему ремонту приведены в Приложении 3. Работы по
капитальному ремонту, обновлению и реконструкции устройств элект-
роснабжения устанавливаются в зависимости от категории электрифи-
цированных участков железных дорог (в соответствии с требованиями
пункта 1.12 ПУТЭКС ЦЭ-868).
Периодичность работ для электрифицированных участков железных
дорог III и IV категорий определяет с учетом местных условий служба
электрификации и электроснабжения железной дороги по представле-
нию дистанции электроснабжения.
В зависимости от местных условий, типов применяемых конструк-
ций и узлов, их состояния и обеспечения надежности устройств сроки
проведения отдельных видов работ могут быть изменены по разреше-
нию начальника службы электрификации и электроснабжения желез-
ной дороги.
При техническом обслуживании (ТО) устройств электроснабжения
осуществляются: ежедневное наблюдение за их состоянием, проведе-
ние осмотров (объездов и обходов) — ТО-1, диагностические испыта-
ния и измерения — ТО-2 и технические обследования — ТО-3.
Техническое обслуживание ТО-1 осуществляют с целью своевремен-
ного выявления отклонений от нормального состояния.
При обходах и объездах выявляют видимые повреждения опор ВЛ,
поддерживающих конструкций, проводов, изоляторов, разъединителей,
разрядников, ОПН, светильников и других элементов устройств элект-
роснабжения нетяговых потребителей.
Обходы и объезды производят в соответствии с месячным графиком
по путям перегонов и станций в светлое время суток. Проверка наруж-
27
ного освещения выполняется в любое время суток при включенном ос-
вещении. В ходе осмотра производится визуальная оценка состояния
устройств электроснабжения с выявлением повреждений, нарушений в
содержании и отклонений от технических требований и норм.
Техническое обслуживание ТО-2 устройств электроснабжения про-
изводят с целью выявления неисправностей или отклонений от нор-
мативных требований и регламентированных параметров, которыми
руководствуются при оценке степени износа и состояния проверяе-
мых узлов и элементов, а также установления необходимости их ре-
монта или замены. Работы по диагностированию, испытаниям и из-
мерениям проводит специально обученный персонал с использовани-
ем приборов, штанг и других средств технического диагностирования.
Диагностирование опор, прожекторных мачт, фундаментов и оценку
состояния устройств заземления производит персонал специальных
групп по коррозии.
Выявленные в результате осмотров при обходах и объездах, а также
при диагностических испытаниях и измерениях неисправности, кото-
рые могут вызвать нарушения в движении поездов или электроснабже-
нии, устраняются незамедлительно. Остальные неисправности ликви-
дируются в сроки, устанавливаемые в плане проведения текущего или
капитального ремонта.
Выявленные недостатки и замечания регистрируют в Книге осмот-
ров и неисправностей (ЭУ-83) по перегонам и станциям, а на крупных
станциях — по паркам.
Осмотр переходов ВЛ через ВЛ СЦБ, ВЛ ПЭ, ДП Р должен проводиться
с участием начальника (или ответственного представителя ЭЧК, ЭЧС) и
владельца ВЛ с составлением акта результата проверки пересечения.
При ТО-3 производится обследование обслуживаемых устройств
электроснабжения с земли в светлое время суток с использованием би-
нокля и измерительных средств.
При обследовании проверяют положение опорных и поддержива-
ющих конструкций, надежность их закрепления, определяют необхо-
димость возобновления антикоррозионного покрытия конструкций и
изделий из стали, ремонта устройств, контролируют состояние зазем-
лений, выявляют поврежденные изоляторы и определяют необходи-
мость их очистки от загрязнения, проверяют состояние проводов, раз-
рядников, ОПН, разъединителей, КТП и другого оборудования, узлов
и элементов.
28
Обследование производят последовательно по трассам воздушных и
кабельных линий из удобных и безопасных мест, откуда хорошо видны
все узлы и элементы. Проверяют состояние пересечений и сближений
трасс ВЛ и кабельных вставок, наличие кустарника и деревьев, угрожа-
ющих падением на ВЛ, выявляют места с недопустимым приближени-
ем ветвей к проводам.
Текущий ремонт (ТР) обслуживаемых устройств, их отдельных узлов
и элементов, сроки его проведения назначают в зависимости от техни-
ческого состояния и характера неисправностей, выявленных при тех-
ническом обслуживании (ТО-1, ТО-2 и ТО-3), а также срока эксплуата-
ции, степени загрязненности атмосферы и категорийности электрифи-
цированного участка.
Текущий ремонт включает проверку узлов и элементов, состояние
которых невозможно оценить с достаточной достоверностью при ос-
мотрах, измерениях и испытаниях; очистку от загрязнения, возобнов-
ление смазки, регулировку, проверку надежности крепления арматуры,
замену дефектных изоляторов, восстановление отдельных изношенных
и неисправных элементов, выявленных при техническом обслужива-
нии и в процессе проведения текущего ремонта.
При текущем ремонте определяют и уточняют необходимость, объе-
мы и сроки производства капитального ремонта.
В процессе эксплуатации производится оценка состояния изоляции,
соответствия расчетной степени загрязненности атмосферы (СЗА). На
основе наблюдений и статистики нарушений изоляции разрабатываются
мероприятия по повышению ее надежности, предусматривающие уси-
ление, очистку, нанесение гидрофобных покрытий или замену загряз-
ненных изоляторов чистыми.
Очистку или замену изоляторов производят при наличии на них
трудноудаляемых пленок и пылевидных загрязнений. Покрытие изо-
ляторов гидрофобными пастами (КВ-3, КПД, КПП, ГПИ-1 и другими
равноценными), смазочными материалами (турбинное или трансфор-
маторное масло) рекомендуется в зонах цементных и химических заг-
рязнений.
Капитальный ремонт (КР) производят в зависимости от техничес-
кого состояния устройств электроснабжения, установленного при тех-
ническом обслуживании и текущем ремонте, с включением всех работ
по замене и ремонту изношенных, выработавших ресурс узлов и эле-
ментов. Он предусматривает полное восстановление первоначальных
29
технических характеристик устройств с учетом необходимого обновле-
ния, повышающего надежность работы и нагрузочную способность,
усиление устройств.
Обновление и реконструкцию (ОР) производят по решению ОАО
«РЖД» при необходимости замены устройств, выработавших более 75 %
нормативного срока службы или снизивших более чем на 25 % свою
несущую способность.
Обновление и реконструкция устройств электроснабжения выпол-
няются строительно-монтажными подразделениями с применением
машин и механизмов по проектам, разработанным специализирован-
ными организациями.
Капитальный ремонт, обновление и реконструкция устройств элек-
троснабжения должны обеспечивать повышение надежности и ресурса
работы с переходом на более высокий технический уровень за счет при-
менения новых конструкций, материалов и оборудования и снижать
трудоемкость эксплуатационного обслуживания.
Основным документом, регламентирующим организацию работ по тех-
ническому обслуживанию, текущему и капитальному ремонту устройств
электроснабжения, является годовой план с разбивкой по месяцам. Годо-
вой план на предстоящий год составляется не позднее декабря текущего
года и утверждается начальником дистанции электроснабжения.
При составлении годового плана используют технологические кар-
ты, нормы времени и учитывают данные о техническом состоянии уст-
ройств, выявленные при осмотрах, диагностировании, испытаниях,
измерениях и обследованиях.
На основе годового плана с учетом выполнения работ в предыду-
щие периоды, фактического состояния, выявленных наблюдений, ре-
зультатов диагностирования, испытаний, измерений и обследования
начальник района электроснабжения составляет ведомость подлежа-
щих выполнению работ на предстоящий месяц, которую утверждает
руководство дистанции электроснабжения. Начальник района элект-
роснабжения организует выполнение работ, включенных в месячную
ведомость.
В районах электроснабжения ведется учет выполнения плана техни-
ческого обслуживания и ремонта, результатов диагностирования, ис-
пытаний, измерений и обследований, замены опор, изоляторов, про-
водов, отдельных элементов и конструкций с одновременным внесени-
ем изменений в паспорта устройств электроснабжения.
30
Каждое повреждение должно быть учтено, расследовано и проана-
лизировано. При этом выявляют причины дефектов оборудования, кон-
струкций и узлов, правильность работы защиты от токов короткого за-
мыкания, перегрузки и действий персонала, определяют лиц, винов-
ных в нарушениях, и разрабатывают меры по предотвращению подобных
повреждений.
По итогам года дистанция электроснабжения анализирует имевшие
место повреждения в устройствах электроснабжения и допущенные от-
казы технических средств, а также отключения по каждой фидерной зоне
и работу устройств грозозащиты в соответствии с Методикой расследо-
вания, учета и анализа нарушений нормальной работы технических
средств устройств электроснабжения железных дорог.
2.2.	Техническое обслуживание и ремонт опор,
прожекторных мачт и приставок
2.2.1.	Классификация опор воздушных линий
Опоры воздушных линий предназначены для закрепления проводов
и тросов ВЛ, установки разъединителей, разрядников, кабельных конце-
вых муфт, оборудования для питания сигнальных точек и других назна-
чений. Опоры воздушных линий в зависимости от класса напряжения,
материала изготовления, назначения, восприятия нагрузок могут быть:
—	по классу напряжения — низковольтные (до 1 кВ), высоковольт-
ные (выше 1 кВ);
—	по материалам — железобетонные, металлические, деревянные;
-	по назначению — промежуточные, угловые, анкерные, концевые,
специальные, силовые, кабельные и др.;
—	по конструктивному исполнению — А-образные, АП-образные,
одностоечные, двухстоечные, портальные и др.
Опоры рассчитывают с определенным запасом прочности в зависи-
мости от назначения, материала, из которого она изготовлена, а также
характера воздействия нагрузок, климатических условий, в которых
находится линия. Опора должна выдерживать нагрузки в течение всего
периода эксплуатации. На концевых опорах и в местах транспозиции
проводов устанавливают плакаты с обозначением расцветки фаз.
На каждой опоре должны быть обозначены порядковый номер, год
установки, а также предупреждающий знак «Осторожно! Электричес-
кое напряжение» (рис. 2.1).
31
Рис. 2.1. Стойки железобетонные:
а — для ВЛ 10 кВ; б — для высоко-
вольтно-сигнальных линий авто-
блокировки железных дорог; в —
порядковый номер опоры, год ус-
тановку; г — предупреждающий
знак «Осторожно! Электрическое
напряжение»
2.2.2.	Железобетонные опоры
На воздушных линиях автоблоки-
ровки и продольного электроснабжения
большое распространение получили
железобетонные опоры (рис. 2.2), кото-
рые более долговечны и надежны по
сравнению с деревянными.
Железобетонные опоры изготовля-
ют цилиндрической, конической, тра-
пецеидальной и прямоугольной форм.
Преимущественное применение на
железнодорожном транспорте нашли
опоры конической формы с предвари-
тельно-напряженной стальной арма-
турой, изготовляемые методом цент-
рифугирования в виде полых коничес-
ких труб (стоек) длиной 9,5; 10 и 11 м.
Стальной каркас такой железобетон-
ной опоры состоит из продольной ар-
матуры в виде нескольких цилиндри-
ческих стальных стержней из стали
переменного профиля, располагае-
мых по окружности опоры. Стержни
скрепляют сваркой со стальными об-
ручами из проволоки диаметром 6 мм,
которые размещают по длине каркаса
на расстоянии 1 м между ними. Под-
готовленный таким образом каркас
обвивают по окружности спиралью из
стальной проволоки диаметром 3 мм
и заключают в форму, внутренние раз-
меры которой равны внешним разме-
рам будущей опоры. Форму с каркасом
устанавливают на станок, заполняют
жидким бетоном и вращают, постепенно увеличивая число оборотов
формы. Бетон под действием центробежной силы равномерно распре-
деляется по стенкам формы, уплотняется и получается полая коничес-
кая железобетонная труба (стойка) с толщиной стенки 40—45 мм.
32
2300
Рис. 2.2. Железобетонные опоры ВЛ напряжением до 1 кВ: а — промежуточная;
б— угловая; в — анкерная и концевая; г — верхушка А-образной угловой опоры:
1 — стойка; 2 — траверса; 3, 4 — анкерная и опорная плиты соответственно;
5 — подтраверсник; 6 — пластина; 7— штыри; 8— пластинка
Сталь (арматура) и бетон работают совместно как одно целое. При
затвердевании бетона прочность сцепления с арматурой образует мо-
нолит. Бетон и сталь обладают почти одинаковыми коэффициентами
температурного удлинения, вследствие чего колебания температуры не
нарушают монолитности железобетона.
Основные габаритные размеры и марки железобетонных стоек для
опор воздушных линий напряжений 0,4—10 кВ приведены ниже.
3-773
33
СВбс 110-3.5........................опора трапецеидальной формы
С1.85/10.1 ................ 10100x170x320 — круглая коническая ж.б.
С2.55/10.1 ................ 10100x170x320 — круглая коническая ж.б.
С2/11Л..................... 11100x170x335 — круглая коническая ж.б.
СВбс 95-2-2в для ВЛ 0,4— Ю кВ.......опора трапецеидальной формы
Примечание. С — стойка; 1,85 (2,55) — значение момента (тм); 10,1 — длина
стойки, м.
Стойки рассчитаны на несущую способность, т.е. допустимое зна-
чение изгибающего момента на уровне установки опоры в грунт. Сле-
дует иметь в виду, что стойки имеют коническую форму и поэтому не-
сущая способность их в сечениях, расположенных ближе к вершине
стойки, меньше, чем на уровне земли. Коэффициент сбега у стоек вы-
сотой 10 и 11 м равен 1,5 см на 1 м длины. Опоры длиной 10 м имеют
диаметр у основания 320 мм, опоры длиной Нм — 335 мм. Железобе-
тонные опоры имеют отверстия под болты (закладные детали) для ук-
репления арматуры (траверс, подкосов).
2.2.3.	Деревянные опоры
Опоры ВЛ напряжением до 1 кВ и ВЛ 6—10 кВ могут быть деревян-
ными (рис. 2.3) с железобетонными приставками. В эксплуатации еще
находятся деревянные опоры с деревянными приставками или без них.
Ведутся работы по замене таких опор на железобетонные или установке
деревянных опор на железобетонные трапецеидальные приставки (ПТ).
Марки таких приставок и их основные размеры для деревянных опор
воздушных линий напряжением до 35 кВ приведены ниже.
ПТ 33-2 ..................................... 3250x100x180x220
ПТ 43-2 ........................................4250x100x180x220
Для изготовления деревянных опор применяют древесину хвойных
пород: сосны, лиственницы, ели, кедра и пихты диаметром в отрубе 220—
240 мм длиной 7,5; 8,5 и 9,5 м (Приложение 4) и 240—260 мм длиной 11 и 13
м. Для одноцепных линий (одностоечных опор) применяют лес диаметром
в верхнем отрубе не менее 160 мм, а для двухцепных — не менее 180 мм.
В ветровых районах диаметр опор должен быть увеличен на 10 мм, а
при подвеске сигнальных проводов требуемый диаметр стойки увели-
чивается еще на 10 мм. Для вспомогательных элементов опор (раскосы)
допускаются бревна с диаметром в отрубе 140 мм.
Наиболее плотная древесина в нижней комлевой части ствола. Ме-
ханическая прочность древесины зависит от ее влажности. Конусность
34
Рис. 2.3. Деревянные опоры ВЛ 6—10 кВ: промежуточные с креплением на крю-
ках (а) и на траверсе и оголовнике (б); в — угловая промежуточная с креплением
проводов на траверсе; г — анкерная; д — угловая анкерная:
1 — приставка; 2— стойка; 3— крюк; 4— штырь; 5— оголовник; 6— траверса;
7— поперечина; 8— ригель; 9— подтраверсник; 10— подкос
35
бревна (сбег) от комеля к отрубу допускается не более 8 мм на 1 м дли-
ны. Кривизна бревна — 10 мм на 1 пог. м.
Наиболее интенсивному гниению подвержены опоры, устанавлива-
емые непосредственно в грунт, так как особенно сильное загнивание
опор наблюдается у поверхности земли. Срок службы таких опор не
превышает 5—8 лет. Для повышения срока службы деревянных опор
производят пропитку древесины антисептиками в заводских условиях
по специальной технологии, препятствующей жизнедеятельности гриб-
ка, или применяют установку опор на железобетонные приставки.
В этом случае комлевая часть опор находится над поверхностью земли,
и опоры в меньшей степени подвергаются гниению.
Железобетонные приставки к деревянным опорам воздушных ли-
ний применяют не только для продления срока службы стоек, но и
при необходимости увеличения высоты опор в местах перехода че-
рез железные и шоссейные дороги. На высоковольтных линиях по-
лучили распространение приставки трапецеидального сечения типа
ПТ (рис. 2.4).
На линиях ВЛ СЦБ и ВЛ ПЭ промежуточные опоры устанавливают
на одной или двух приставках, располагая их перпендикулярно оси ли-
нии, а на всех сложных опорах — по одной к каждой из стоек. Пристав-
ки скрепляют со стойкой, в их нижней части устанавливают железобе-
тонный или деревянный вкладыш, увеличивающий устойчивость опо-
Рис. 2.4. Железобетонные приставки (а) и установка деревянных опор на
железобетонные приставки (б, в)
36
ры. Подземную (комлевую) часть железобетонных опор и приставок для
предотвращения их разрушения от воздействия блуждающих токов и
находящихся в земле химических веществ обмазывают на длине 2 м
битумной мастикой. Толщина слоя мастики 4—5 мм. После припасов-
ки к опоре приставок битумной мастикой покрывают и детали подзем-
ного крепления.
Глубина заделки деревянных опор и приставок выбирается в зависи-
мости от классификации грунта, а также зависит от назначения опоры.
Крепление железобетонной приставки к деревянной опоре выполняют
хомутами или проволокой. Зависимость диаметра проволоки от числа
витков бандажа приведена ниже.
Диаметр проволоки, мм...............................................4;	5; 6
Число витков бандажа...............................................12;	10; 8
Деревянные опоры подвержены возгоранию при пожарах вблизи
воздушных линий, от прямых ударов молний и токов утечки по гирлян-
дам изоляторов, при падении проводов на деревянные траверсы, возго-
рании травяного покрова, леса, кустарниковой растительности и в ре-
зультате других причин.
Д ля предотвращения возгорания опор от низового пожара ежегодно во-
круг каждой опоры в радиусе 1,6—2,0 м необходимо снимать слой земли,
выкапывать противопожарную канаву глубиной до 0,4 м и шириной 0,6 м.
2.2.4.	Металлические опоры
Металлические опоры имеют больший срок службы в сравнении с
деревянными и железобетонными, а также расход металла. Их необхо-
димо периодически защищать от коррозии. Для изготовления таких опор
используют профильную сталь. На металлоконструкции наносят цин-
ковое покрытие. В процессе эксплуатации для защиты от коррозии при-
меняют защитные лакокрасочные покрытия.
2.2.5.	Проверка и ремонт опор воздушных линий
Железобетонные опоры воздушных линий проверяют наружным
осмотром. Трещины, выкрашивание бетона, коррозия арматуры не до-
пускаются. Контролируют затяжку болтовых соединений траверс, про-
водов заземления, хомутов и другие узлы. Восстанавливают номер и год
установки опоры, уточняют наличие даты проверки опоры на загнива-
37
ние (для деревянных опор) и предупреждающего знака «Осторожно!
Электрическое напряжение».
Нумерация опор производится по ходу счета километров главного
железнодорожного пути отдельно по перегонам и станциям. На двух-
цепных линиях на опорах должна быть обозначена маркировка соот-
ветствующих ВЛ СЦБ и ВЛ ПЭ.
Проверяют достаточность принятых мер от наезда транспортных
средств на опоры ВЛ. Опоры должны быть защищены отбойными тум-
бами. В охранной зоне ВЛ не должны находиться здания либо сооруже-
ния, древесно-кустарниковая растительность.
Проверку состояния железобетонных опор в подземной части осу-
ществляют путем осмотра с выборочным вскрытием грунта у основа-
ния опоры на глубину не менее 0,5 м, убеждаясь в отсутствии трещин,
отколов и других видимых дефектов.
Контролируют состояние железобетонных приставок, бандажей.
Раскрытие арматуры приставки, разрыхление бетона, наличие местных
сколов, ослабление бандажа, обрыв проволок бандажа не допускаются.
На опорах, признанных при проверке опасными для дальнейшей
эксплуатации, наносят краской трафарет «Не влезай, опасно».
2.2.6.	Проверка степени загнивания деревянной опоры
Основным недостатком деревянных опор является подверженность
их загниванию. Наибольшее гниение происходит при влажности дре-
весины около 25—30 % и температуре +20...+30 °C. Еловая древесина
разрушается в течение 2—3 лет. Деревянные опоры, приставки загнива-
ют у поверхности земли и на глубине до 0,4—0,5 м — на уровне грунто-
вых вод. Стойки опор на приставках также подвержены загниванию в
торцевой части и местах сочленения с приставками (рис. 2.5).
Проверку степени загнивания деревянной опоры, установленной в
грунт, или деревянной приставки опоры ВЛ выполняют по распоряже-
нию в два лица без снятия напряжения; вдали от частей, находящихся
под напряжением; без подъема на высоту.
Для выполнения этой работы необходимо иметь лопату, молоток сле-
сарный, рулетку, блокнот для записи с письменными принадлежностя-
ми, прибор типа ПД-1, щуп и сверло для проверки загнивания деревян-
ных опор. При отсутствии прибора ПД-1 допускается измерять степень
загнивания древесины с помощью щупа (шила) длиной 100—110 мм с
делениями через каждые 5 мм.
38
Рис. 2.5. Проверка состояния опор и железобетонных приставок (а) и дере-
вянных опор (б); а также щуп (в) и сверло (г) для проверки деревянных опор
Для проведения работ необходимо откопать деревянную стойку
(опору) на глубину до 0,4—0,5 м и очистить ее поверхность от земли.
Осмотреть поверхность в подземной и надземных частях стойки (1,5—2 м
от земли) и выявить поверхностные круговые или локальные места заг-
нивания, наметить зоны измерений. У стоек с приставками необходи-
39
мо, кроме того, осмотреть поверхность надземной части стойки в зоне
креплений бандажей к приставке. Особое внимание следует обратить
на наиболее опасные места выхода из земли и узлы сочленения стойки
опоры с приставками.
Необходимо определить наличие внутреннего загнивания сверлом или
по звуку, ударяя молотком по поверхности (при наличии загнивания звук
будет «глухим» или дребезжащим, а при отсутствии — «чистым», звон-
ким). Для этого измеряют рулеткой окружность стойки. Вдавливают иглу
прибора ПД-1 и по отклонению стрелки определяют качество древесины
(прибор отградуирован пропорционально усилию проталкивания иглы в
дерево). Далее производят измерение не менее чем в трех точках по ок-
ружности стойки диаметра стойки (0Н) и определяют оставшийся диа-
метр (0О) — средний диаметр здоровой части древесины.
При отсутствии прибора ПД-1 глубину внешнего кругового или ло-
кального загнивания определяют с помощью щупа длиной 100—110 мм
с делением через 5 мм.
Результаты проверки и измерений заносят в блокнот с указанием
номера опоры. Засыпают стойку грунтом с послойной трамбовкой.
Сравнивают полученные результаты измерений с допустимыми (ди-
аметр здоровой части древесины должен составлять не менее 75 % от
расчетного в опасном сечении (см. пример № 1 и рис. 2.6).
На отбракованные опоры наносят краской трафарет «Не влезай,
опасно», а у опор, признанных годными к эксплуатации, —на паспорт-
ной табличке опоры год проверки. Результаты измерений записывают
в Паспорт ВЛ 6—10 кВ.
Рис. 2.6. Измерение диаметра стой-
ки (опоры) в опасном сечении и
сравнение результатов измерений:
1 — опасное сечение; 2 — загнившая
часть стойки (опоры); 3 — здоровая
часть стойки (опоры); 0Н — наруж-
ный диаметр; 0О — диаметр здоровой
части стойки (опоры)
40
Пример № 1
Деревянная промежуточная опора имеет в опасном сечении у входа в грунт
наружный диаметр 200 мм. Глубина загнивания по результатам трех замеров со-
ставляет: первый замер — 50 мм, второй — 30 мм, третий — 40 мм, и имеет
форму, изображенную на рис. 2.6.
Решение:
Средняя глубина загнивания
а	50 + 40 + 30 Ап
В =--------------= 40 мм.
ср 3
Эквивалентный диаметр
0ЭК = 200 - 25ср = 200 - 80 = 120 мм.
• Выводы:
™=6о%.
200
Эквивалентный диаметр стойки здоровой части древесины составляет менее
75 %. В соответствии с требованиями пункта 4.8.6 Инструкции по техническому
обслуживанию и ремонту устройств электроснабжения сигнализации, централиза-
ции, блокировки и связи на Федеральном железнодорожном транспорте ЦЭ-881/02
опора признана опасной для эксплуатации. На опоре нанести красный трафарет
«Не влезай, опасно».
2.2.7.	Проверка и ремонт железобетонных прожекторных мачт
Внешним осмотром проверяют состояние надземной части поверх-
ности мачт. Подземную часть осматривают в процессе откопки. Откоп-
ку производят на глубину до уровня грунтовых вод или до 2/3 глубины
заложения, предварительно установив временные оттяжки. Открытую
поверхность бетона подземной части мачт обстукивают молотком. Звон-
кий звук — взаимодействие бетона и арматуры мачты (опоры) не нару-
шено, глухой звук — произошло отслоение бетона от арматуры.
Внешним осмотром надземной части мачты (опоры) выявляют де-
фекты: сколы бетона, выветривание поврежденного слоя бетона, попе-
речные и продольные трещины и т.п. Измеряют длину трещины, шири-
ну раскрытия определяют щупом. Для контроля за развитием трещин
устанавливают гипсовые марки, а концы трещин отмечают краской или
насечкой на бетоне.
41
2.2.8.	Проверка и ремонт металлических прожекторных мачт
Проводят обследования с оценкой несущей способности и состоя-
ния сварных соединений, качества или объема покраски, выявляют ме-
ста коррозии, обращают внимание на низ опоры, особенно установлен-
ной в местах погрузки-выгрузки химических удобрений. Деформация
уголков, скручивание опор вокруг вертикальной оси не допускаются.
Проверяют состояние устройств заземления. После капитального ре-
монта пути измеряют габарит прожекторных мачт. При необходимости
производят очистку от загрязнения нижней надземной части фундамен-
тов и окраску металлических конструкций мачт на высоту до 1 м.
Контролируют состояние фундамента с откопкой подземной час-
ти, при необходимости выполняют ремонт, проверяют крепление опо-
ры к анкерным болтам фундамента. Резьбу болтов и нарезные части
крепительных деталей покрывают антикоррозионной смазкой. Очи-
щают поверхность фундамента от земли и травы. Трещины вдоль ан-
керных болтов свидетельствуют о наличии коррозии болта, глухой звук —
об отсутствии целостности фундамента. Работы по техническому об-
служиванию и ремонту мачт (опор) и их фундаментов должны прово-
дить в соответствии с годовым планом (с годовым планово-предупре-
дительным ремонтом).
2.2.9.	Квалификация дефектов железобетонных
и металлических мачт
В зависимости от вида дефектов и размеров повреждений мачты (опо-
ры) подразделяются на остродефектные и дефектные (Указание по тех-
ническому обслуживанию и ремонту опорных конструкций контактной
сети № К-146-2002 от 25.10.2002 г.).
Остродефектные — это конструкции, состояние которых представляет
угрозу падения из-за возможного их разрушения, происходящего вслед-
ствие потери этими конструкциями своей несущей способности. Состоя-
ние опор определяют комиссионно. Остродефектные опоры должны быть
заменены в кратчайший срок, а до их замены — установлены оттяжки.
Дефектные — это такие конструкции, у которых произошло сниже-
ние несущей способности, однако остаточное значение ее достаточно
для восприятия действующих на них нагрузок. Дефектные опоры заме-
няют в плановом порядке.
Бездефектные — конструкции, не имеющие дефектов.
42
2.2.10.	Приборы при диагностике мачт, опор и их фундаментов
Диагностику мачт (опор) и фундаментов выполняют различными
приборами, в том числе УК-1401 и УК14ПМ — проверка прочности бе-
тона и несущей способности стойки; мегаомметром Ml 101 на 500 В и
МС-07 или МС-08 и другими равноценными — измерение сопротивления
заземления мачт; ИЗС-10Н — контроль толщины слоя бетона опоры.
Предельно допустимые размеры поврежденных центрифугирован-
ных опор (мачт) приведены в табл. 2.2.
Таблица 2.2
Индекс	Вид и место распо- ложения поврежде- ний по высоте опоры	Характери- стика повреж- дения	Допустимые размеры повреждений опор	
			с напряжен- ной армату- рой	с ненапряжен- ной арматурой и со смешанным армированием
1	2	3	4	5
1ц	Местные выколы: в надземной части	Площадь и глубина выкола	Один выкол площадью 50 см2 на длине 2 м без оголения арматуры	Два выкола площадью 50 см2 на длине 2 м с оголением арматуры
	в подземной части		Два выкола площадью 50 см“ на всю длину подземной части без оголения арматуры	Два выкола площадью 50 см" на всю подземную часть с оголе- нием двух стержней
2ц	Коррозия и выветри- вание поверхностно- го слоя бетона в над- земной части	Толщина скорродиро- ванного слоя бетона	Не норми- руется	Не нормиру- ется
Зц	Электрохимическая коррозия арматуры в надземной части	Число подвер- женных корро- зии стержней или пучков струновой ар- матуры	1	2
43
Окончание табл. 2.2
1	2	3	4	5
4ц	Электрокоррозионное разрушение арматуры и бетона в подзем- ной, стаканной час- тях фундаментов, под хомутами крепления деталей	Появление продуктов коррозии, трещины в бетоне	Не допус- кается	Не допускает- ся
5ц	Продольные трещи- ны: в надземной части	Число трещин в поперечном сечении и их раскрытие	Три тре- щины рас- крытием от 0,1 до 1,5 мм	Три трещины раскрытием от 0,2 до 3,0 мм
	в подземной части		Не допус- кается раскрытие свыше 0,1 мм	Одна трещина раскрытием от 0,15 до 0,5 мм
6ц	Поперечные трещи- ны: в надземной части	Ширина рас- крытия	От 0,05 до 0,2 мм	От 0,2 до 0,5 мм
	в подземной части		Не допус- кается	От 0,15 до 0,3 мм
7ц*	Сетка продольных трещин на поверхно- сти опоры в сжатой зоне надземной части	Ширина рас- крытия	Не допус- кается	От 0,1 до 0,5 мм
8ц	Отслаивание бетона, вертикальные трещи- ны, выходящие из стаканной части фун- дамента		Не допус- кается	Не допускает- ся
* Опоры дополнительно проверяют ультразвуковыми приборами.
44
Предельно допустимые размеры повреждений металлических про-
жекторных мачт и опорных поддерживающих конструкций приведены
в табл. 2.3.
Таблица 2.3
Ин- декс	Наименование повреждения	Характери- стика повре- ждения	Размер повреждений конструкций	
			дефектных	остродефскт- ных
1	2	3	4	5
1м	Разрушение защит- ного покрытия	Наличие	—	—
2м	Поверхностная кор- розия основных не- сущих элементов	Уменьшение площади сечения	До 20%	Более 20 %
Зм 3,1м	Местная коррозия: пятнами, язвами, точками, сквозная на основных несущих элементах	Уменьшение площади сечения	До 20 %	Более 20 %
3,2м	нитевидная, подпо- верхностная основ- ных несущих эле- ментов	Наличие	Не допуска- ется	Не допуска- ется
4м	Расслоение металла основных несущих элементов	Наличие	Не допуска- ется	Не допуска- ется
5м 5,1м	Трещины: в основных конст- руктивных элемен- тах	Наличие	Не допуска- ется	Не допуска- ется
5,2м	в соединительных накладках блоков, основных элементов, косынках	Наличие	Не допуска- ется	Не допуска- ется
5,3м	в сварных швах ос- новных несущих элементов	Наличие	Не допуска- ется	Не допуска- ется
5,4м	в болтах, заклепках основных соедини- тельных элементов	Наличие	Нс допуска- ется	Не допуска- ется
45
Окончание табл. 2.3
1	2	3	4	5
6м 6,1м	Погнутость: растянутых основ- ных элементов	Отношение стрелы про- веса к рас- стоянию ме- жду центра- ми узлов	До 10%	Более 10 %
6,2м	сжатых основных элементов	Отношение стрелы про- веса к рас- стоянию ме- жду центра- ми узлов	1 %	Более 1 %
7м	Щелевая коррозия	Наличие	Допускается при отсутст- вии отрывов соединитель- ных швов, болтов, за- клепок	Обрыв швов, болтов и за- клепок в мес- тах щелевой коррозии
8м	Ослабление стяжных болтов и заклепок	Наличие	Не допуска- ется	Не допуска- ется
9м	Неправильная уста- новка ригеля или блоков в нем	Наличие	Допускается при кон- трольном перерасчете	Допускается при кон- трольном перерасчете
Предельно допустимые размеры повреждений фундаментов опор
приведены в табл. 2.4.
2.3.	Техническое обслуживание поддерживающих
конструкций воздушных линий
2.3.1.	Поддерживающие конструкции
Поддерживающие устройства (конструкции) предназначены для зак-
репления изоляторов и проводов воздушных линий в определенном
положении относительно опор, уровня головки рельса, земли, соору-
жений, подстанций. Для этих целей используют кронштейны различ-
ных конструкций, жесткие и гибкие поперечины.
46
Таблица 2.4
Индекс	Вид и место расположения повреждения	Характеристика повреждения	Допустимые размеры повреж- дений фундаментов	
			блочных и монолитных	стаканных, призматических с оголовками
1ф	Сколы углов в надзем- ной части	Длина сколов	Не норми- руется	Два скола дли- ной не более 100 мм на ка- ждом ребре
2ф	Коррозия и выветри- вание поверхностного слоя бетона	Толщина скорродиро- ванного слоя бетона	Не норми- руется	Не нормирует- ся
ЗФ	Электрохимическая коррозия арматуры и анкерных болтов в надземной и подзем- ной частях	Степень кор- розионного износа	Болтов — 20 %, арма- туры — 10%	Болтов — 20 %, арматуры — 10%
4ф	Электрокоррозионные разрушения анкерных болтов и арматуры	Степень кор- розионного износа	Болтов — 20 %, арма- туры — 10%	Болтов — 20 %, арматуры — 10%
5ф	Продольные трещины в стенках стаканных фундаментов и ого- ловках клиновидных фундаментов	Число и ши- рина раскры- тия трещин		Четыре тре- щины раскры- тием от 0,2 до 1,0 мм, но не более двух на каждой грани
6ф	Поперечные трещины в надземной и подзем- ной частях	Ширина рас- крытия тре- щин	От 0,2 до 1,0 мм	От 0,2 до 0,5 мм
7Ф	Сетка трещин на по- верхности фундамен- тов в надземной части	Ширина рас- крытия тре- щин	От 0,2 до 1,0 мм	От 0,2 до 0,5 мм
Кронштейны могут быть деревянные для ВЛ напряжением до 1 кВ и
ВЛ 6—10 кВ (рис. 2.7, табл. 2.5) и металлические для ВЛ 6—10 кВ
(рис. 2.8, табл. 2.6). Варианты схем размещения проводов ВЛ на опорах
контактной сети и опорах жестких поперечин приведены на рис. 1.3 и 1.4.
47
Рис. 2.7. Деревянные кронштейны для ВЛ 6—10 кВ (а), ВЛ до 1 кВ (б) и волно-
вода (в); колпачок полиэтиленовый (г) для крепления на штыре изолятора
ШФ20-В, ШС10-В и ТФ-20:
1 — деталь закладная верхняя; 2 — кронштейн; 3 — штырь ограничительный;
4 — штырь; 5 — изолятор; 6— хомут; 7 — полухомут
Рис. 2.8. Металлический кронштейн для подвеса проводов ВЛ 6—10 кВ
(АС-35, АС-50):
1 — узел крепления кронштейна к опоре; 2— болте гайкой; 3 — кронштейн; 4—
изолятор ШФ20-В; a, b, с, d — размеры установки кронштейна и изоляторов
(см. табл. 2.10)
48
Таблица 2.5
Тип	Размеры, мм						Объем древесины	Масса, кг		
	А	Б(1)	Л	А	h	h		древеси- ны	металла	общая
ДО-п	1240	1000	2280	1920	1570	825	0,045	25,65	15,31	41,0
до-Пу	1740	1000	2780	2390	2015	825	0,057	32,49	15,31	47,8
до-ш	1240	1250	2530	2190	1765	1080	0,051	29,07	15,63	44,7
ДО- Шу	1740	1250	3030	2640	2225	1080	0,063	35,91	15,63	51,5
ДНО	850	—	2240	1760	—	1000	0,032	18,24	11,82	30,1
ДНОУ	2000	—	3370	ЗОЮ	—	1600	0,049	27,93	11,82	39,8
Крон- штейн волновода нормаль- ный	400		830				0,0065	3,71	1,70	5,4
То же удлинен- ный	—	1250	—	—	—	—	0,0095	5,42	1,70	7,1
Примечание. Масса деревянных кронштейнов определена для сухой сосны плотностью 570 кг/м3.
Таблица 2.6
Обозначение	Размеры, мм				Тип кронштейна
	а	b	С	d	
ОТУ 32-4646-3	1000	1000	825	1000	м-п
ОТУ 32-4646-01	1500	1000	825	1000	М-11у
ОТУ 32-4646-02	1000	1250	1080	1250	м-ш
ОТУ 32-4646-03	1500	1250	1080	1250	М-Шу
Примечание, «у» — удлиненный, устанавливается на анкерных опорах, а также
на опорах с разрядниками и разъединителями.
На высоковольтных воздушных линиях ВЛ СЦБ и ВЛ ПЭ большое рас-
пространение получили деревянные траверсы, изготовляемые из сосно-
вой древесины, а также из лиственницы, дуба, ели и кедра сечением
бруса 80x100 мм. Длина траверс зависит от назначения и числа подве-
шиваемых на них проводов. Траверса для подвески двух проводов ли-
нии ВЛ СЦБ имеет длину 1200 мм.
Верхняя кромка траверсы имеет два скоса 20x20 мм, что облегчает
чистку внутренних поверхностей изоляторов и уменьшает поверхность
для оседания снега на кромке. При изготовлении траверс в них высвер-
ливают отверстия для установки штырей и болтов, крепящих траверсы
к опоре, а также отверстия для укрепления подкосов, удерживающих
траверсу в горизонтальном положении. Для защиты от гниения травер-
сы пропитывают антисептиком.
Типы изоляторов для деревянных кронштейнов приведены в табл. 2.7.
Кронштейны ВЛ всех модификаций устанавливаются, как правило,
горизонтально. Наклонное положение кронштейнов допускается при
невозможности обеспечения нормативных расстояний от проводов до
поверхности земли.
Таблица 2.7
Тип кронштейна	Назначение	Тип изолятора
ДО-П, ДО-Пу, ДО-Ш, ДО-Шу	ВЛ 10 кВ	ШФ 20-В ( ШС10-В )
ДНО, ДНОУ	ВЛ до 1кВ	ШФ20-В ( ШС10-В)
Кронштейн волновода	Волновод	ТФ-20
50
В ветровых местах (поймы рек, насыпи высотой более 5 м от поверх-
ности земли, места, где наблюдаются автоколебания проводов) и при
расположении опор на внешней стороне кривой радиусом менее 1500 м
кронштейны, на которых подвешены два провода ДПР или один про-
вод ПР, независимо от их положения (горизонтального или наклонно-
го) должны иметь специальные накладки, препятствующие их разворо-
ту (рис. 2.9), или на проводах должны быть установлены болтовые за-
жимы по обе стороны от седла. В остальных местах и там, где на
кронштейне с проводом ДПР подвешен усиливающий или питающий
провод, специальные накладки и болтовые зажимы по обе стороны от
седла не устанавливаются.
Для подвески проводов ВЛ 10 кВ на опорах контактной сети приме-
няют металлические кронштейны типа МГ-I, а в местах транспозиции
проводов — кронштейны типа МГ-П и МГ-Ш (рис. 2.10).
Рис. 2.9. Усиление крепления кронштейна К.ФДС на опоре:
1 — накладка; 2 — кронштейн
51
1250
Рис. 2.10. Кронштейны КФД, КФДС, КФДСИ (а) для проводов ДПР, установ-
ка кронштейнов МГ на опорах контактной сети для проводов ВЛ 6—10 кВ (б) и
в местах транспозиции проводов (в):
1 — кронштейн МГ-1; 2 — кронштейн КФД; 3 — кронштейн МГ-П;
4— кронштейн МГ-Ш
52
2.3.2.	Проверка и регулировка кронштейнов и траверс
На металлическом кронштейне проверяют состояние уголков, свар-
ных соединений, тяги, а также степень коррозии металла. В местах со-
единения контролируют состояние валиков и шплинтов. Не допуска-
ются прогибы, трещины уголков, износ тяги.
На деревянном кронштейне и траверсе проверяют состояние бруса
осмотром или простукиванием молотком. Глухой звук свидетельству-
ет о наличии гниения и расслоения бруса, звонкий — о хорошем со-
стоянии бруса. Обращают внимание на состояние бруса в местах уста-
новки болтов. Проверяют затяжку болтов, штырей и гаек, наличие
шайб. Ограничительный штырь должен иметь высоту не менее 200 мм.
Не допускаются трещины, вмятины, сколы и прожоги. Для предуп-
реждения расслоения бруса рекомендуется усиливать его металличес-
кой полоской.
Осматривают узлы крепления кронштейна и траверсы к опоре и
подключения провода заземления. Кронштейны и траверсы не должны
иметь отклонений свыше ±100 мм от положения, перпендикулярного к
оси проводов. Проверяют крепление проводов на изоляторах и изоля-
торов на штырях.
Металлические кронштейны повышенной надежности применяют
для подвески проводов ВЛ 6—10 кВ. При их осмотре обращают внима-
ние на узлы соединения изоляторов типа ШФ-20В.
При применении кронштейнов типа МГ, КФД и других для под-
вески проводов ВЛ, ДПР обращают внимание на расстояния между
проводами, на кривых участках пути — на расстояния до заземленных
конструкций.
2.4.	Сведения о грунтах
Грунты подразделяют на скальные и нескальные.
К скальным грунтам относят изверженные и осадочные породы с
жесткими связями между зернами (спаянные и сцементированные),
залегающие в виде сплошного или трещиноватого массива. В зависи-
мости от прочности и трещиноватости скальные грунты подразделяют
на две группы. К первой группе относятся скальные грунты, поддаю-
щиеся разработке отбойными молотками.
53
Грунты относятся к вечномерзлым, если они имеют отрицательную
температуру и содержат в своем составе лед и находятся в мерзлом со-
стоянии в течение многих лет (от трех и более).
Классификация природных грунтов определена ГОСТ 25100-95. Зак-
репление в грунте опор, приставок, фундаментов, установка на грунт
аутригеров машин и механизмов должна производиться с учетом проч-
ности и сопротивления грунта. Нескальные грунты подразделяют на
группы I, II, III, IV. К I группе относятся грунты с низким сопротивле-
нием (сыпучие, болотистые, плывуны и т.п).
Контрольные вопросы и задания
1.	Какие опоры (по материалам, назначению) применяют для ВЛ до
1 кВ?
2.	Какие опоры (по материалам, назначению) применяют для ВЛ
выше 1 кВ?
3.	Как классифицируются грунты?
4.	Расскажите об основных видах повреждений железобетонных опор
и приборах диагностики.
5.	Как проверяют состояние деревянных опор и определяют степень
их загнивания?
6.	Назовите основные узлы технического осмотра поддерживающих
конструкций.
7.	Расскажите о техническом обслуживании и диагностике прожек-
торных мачт.
Глава 3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
И РЕМОНТ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ
ЛИНИЙ АВТОБЛОКИРОВКИ, ПРОДОЛЬНОГО
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ДПР
3.1.	Провода воздушных линий
3.1.1.	Общие требования
Провода воздушных линий являются одними из основных элемен-
тов устройств электроснабжения СЦБ и нетяговых потребителей элек-
трической энергии. Они бывают медными, алюминиевыми и биметал-
лическими. В эксплуатации находятся еще железные (стальные) про-
вода. От правильности выбора проводов по материалу и площади
сечения зависят стоимость сооружения ВЛ и надежность в работе при
эксплуатации.
Провода ВЛ должны обладать высокой механической прочностью,
электропроводностью, нагревостойкостью (теплопроводностью). Вы-
сокая механическая прочность проводов позволяет создавать необхо-
димые натяжения, что повышает ветроустойчивость, выдерживать на-
грузки от гололеда и ветра, исключить случаи схлестывания проводов.
Высокая электропроводность способствует снижению потерь электри-
ческой энергии в проводах ВЛ. Термостойкий материал сохраняет при
высоких температурах нагрева прочность и твердость.
В качестве проводов низковольтных и высоковольтных линий элек-
тропередачи наибольшее распространение получили алюминиевые про-
вода марки А, которые выполняются из отдельных твердотянутых алю-
миниевых проволок. Алюминиевые провода хорошо противостоят
коррозии, но их механическая прочность ниже, чем у медных. Прово-
димость алюминия в 1,65 раза меньше проводимости меди, но алюми-
ний примерно в 3 раза легче, поэтому при равных по меди сечениях алю-
миниевого провода требуется примерно в 2 раза меньше по массе, чем
55
медного. Алюминий легко соединяется с другими металлами, чувстви-
телен к механическим воздействиям.
Провода ВЛ должны обладать не только большой механической
прочностью, но и невысоким коэффициентом температурного линей-
ного удлинения, чтобы не вызывать больших изменений стрел провеса
и быть атмосферостойкими.
3.1.2.	Конструкция проводов
В качестве проводов ВЛ применяют многопроволочные провода изо-
лированные и неизолированные, монометаллические, биметалличес-
кие и комбинированные.
Монометаллические провода (рис. 3.1, а) свивают из проволок, изго-
товленных из одного металла (медные, бронзовые, стальные).
Биметаллические провода (рис. 3.1, б) свивают из биметаллических
проволок, имеющих сердцевину из одного, а оболочку из другого ме-
талла (сталемедные, сталеалюминиевые).
Комбинированные провода свивают из проволок, изготовленных из
разных металлов (рис. 3.1, в), либо из биметаллических проволок и про-
волок, изготовленных из одного металла (рис. 3.1, г).
Многопроволочные провода изготавливают из круглых проволок,
причем в центре помещают одну проволоку. На эту центральную про-
волоку навивают один или несколько повивов (слоев) проволок в зави-
Рис. 3.1. Конструкции многопроволочных проводов:
а — медные М; бронзовые Бр; стальные С; б— биметаллические сталемедные ПБСМ
и сталеалюминевые ПБСА; в — комбинированные АС; г — комбинированные
АПБСА
56
1
Рис. 3.2. Самонесущие изолированные
провода СИП-3 для ВЛ 6—10 кВ:
1 — изоляция из светостабилизированного
сшитого полиэтилена; 2 — алюминиевая
фазная токопроводящая жила
симости от требуемой площади сечения провода. При одной проволоке
в центре и равном диаметре всех проволок первый повив имеет шесть
проволок, а каждый последующий — на шесть проволок больше. Таким
образом, при одном повиве провод состоит из семи проволок, а при двух
повивах — из 19 (1 + 6 + 12). Каждый последующий ряд проволок нави-
вают в обратном направлении по отношению к предыдущему, причем
наружный повив делают правым. Все проволоки одного повива долж-
ны иметь одинаковый диаметр, диаметры проволок отдельных повивов
могут быть различными.
Условные обозначения многопроволочных проводов, используемых
на ВЛ, состоят из буквенной и цифровой частей. Буквы указывают ма-
териал и конструкцию провода: М — медь; А — алюминий; С — сталь;
ПБСМ — биметаллический сталемедный; АС — комбинированный ста-
леалюминиевый. Цифры указывают на номинальную площадь сечения
провода в квадратных миллиметрах. Например, АС-50 означает: про-
вод сталеалюминиевый площадью сечения 50 мм2. Конструкция мно-
гопроволочных проводов приведена на рис. 3.1, проводов типа СИП —
на рис. 3.2, марки проводов ВЛ — в табл. 3.1—3.8 и допустимые токи на
провода — в табл. 3.9.
3.1.3.	Влияние метеорологических и климатических условий
на воздушные линии
На работу воздушных линий оказывают влияние метеорологические
и климатические условия района, по которому проходит линия интен-
сивности грозовой деятельности, а также линии электропередачи и тяго-
вая сеть электрифицированных железных дорог. Из метеорологических
57
1У1
00
Таблица ЗА
Номи- нальная площадь сечения провода, мм2	Число и диаметр проволок, мм	Расчетные данные медных проводов марки М					Строи- тель- ная длина, км, не менее
		Площадь сечения, мм"	Дна- метр, мм	Электрическое сопротив- ление постоянному току при 20 °C, Ом/км, не более	Разрушающая нагрузка, кН	Масса 1 км, кг	
35	7x2,51	34,6	7,5	0,524	12,23	311	—
50	7x2,97	48,5	8,9	0,390	17,00	439	2,0
Таблица 3.2
Номинальная площадь сечения провода, мм2	Число и номи- нальный диаметр проволок, мм	Расчетные данные биметаллических стале- медных проводов			Электрическое сопро- тивление постоянному току при 20 °C, Ом/км, не более		Разру- шающая нагрузка при рас- тяжении, кН, не менее
		Диаметр, мм	Площадь се- чения, мм2	Масса 1 км, кг(ПБСМ1)	ПБСМ1	ПБСМ2	
25	7x2,2	6,6	26,6	223	1,994	2,502	18,0
35	7x2,5	7,5	34,4	288	1,530	1,913	23,2
50	7x3,0	9,0	49,5	415	1,044	1,325	33,4
70	19x2,2	11,0	72,2	606	0,731	0,921	48,7
95	19x2,5	12,5	93,3	783	0,563	0,704	62,9
Таблица 3.3
Номинальная площадь сече- ния провода, мм2	Число и диаметр проволок, мм	Расчетные данные стальных канатов					Масса 1 км смазан- ного каната, кг
		Площадь сечения, мм"	Диаметр, мм	Разрушающая нагрузка каната, кН, при прочности проволок на растяжение, МПа			
				1200	1400	1600	
50	7x3,0	50,4	9,2	55,56	64,95	74,23	438
50	19x1,8	48,6	9,1	—	61,20	70,00	418
60	19x2,0	60,0	10,1	—	75,60	86,40	515
70	19x2,2	72,6	11,1	78,30	91,35	104,00	623
Таблица 3.4
Номинальная площадь сечения про- вода, мм2	Число и диаметр проволок, мм	Расчетные данные алюминиевых проводов марки А и АКП					Строи- тельная длина провода, км, не менее
		Площадь сечения, ММ"	Диаметр, мм	Электрическое сопротивление постоянному току при 20 °C, Ом/км, не более	Разрушающая нагрузка провода при растяжении, кН, не менее	Масса 1 км, кг	
16	7x1,5	15,9	5,1	1,838	2,74	43	—
25	7x2,0	24,9	6,4	1,165	4,11	68	—
35	7x2,5	34,3	7,5	0,850	5,61	94	—
50	7x3,0	49,5	9,0	0,64	7,75/8,46	135	3,50
70	7x3,55	69,2	10,7	0,46	10,85/11,50	191	2,50
95	7x4,1	93,3	12,4	0,34	14,05/14,90	257	2,00
120	19x2,8	117,0	14,0	0,27	18,34/20,01	322	1,50
150	19x3,15	148,0	15,8	0,21	23,20/24,60	407	1,20
185	19x3,50	183,0	17,5	0,17	28,68/30,42	503	1,00
'о Примечание. В числителе данные для алюминиевых проводов марки А, в знаменателе — АКП.
09
w 6 £ !j - u W - о bJ N	Номиналь- ная пло- щадь сече- ния прово- 2 да, мм (алюми- ний/сталь)		
jbtoooKo\0'oo13'13'13'13' gg»SS8.£§a.&»» S8lSll'8s8tl8888	алюми- ниевых	Число и диаметр проволок, мм	
E E E E g E I g E S E E — 00 1л к t b\ LA t/oo to oo о ooooguiogoooo	стальных		
h-^->-^0'0'^C\0\^WN 00 00	- *— *— LA 00 00 00 O\ £ O LA --J (7, Iq \j	0 $j	алюминия	Площадь 1	2 сечения, мм	Расчетные данные сталеалюминиевых проводов марки АС
rt^UJto’r — — xjw- OO gw^^^LALAN)-* Q'U-b- -Q	W Ь q О	Ъ W X CA LA	стали		
p мэ p сл p p p la ~ 5-3 ?° Я4 L-. b b la bo La La	40	Диаметр, мм		
p о о p p p p p p p p 7- L- "h— b- K) Lu Lu to	La Lj "и— LALA'0^-«-^tUtU^OOxJ LA^C\\OC\^^OOO^WO\	Электрическое сопротивление постоянному току при 20 °C, Ом/км, не более		
"JxJ^-^^WW'OtU — - J* p p 00 У p ~ p p p to p v La 00 bo >/o bo to Ъ Lu < Lu gtOO\lAgtUlALAOOtO£	Разрушающая нагрузка провода при растяжении, кН, не менее		
^00C\lA^WWxJtU— — 0 ^£xJtU(^<OOLAx]\O£0 ^O\LA00^O-h.LA^^.40>^	Масса 1 км провода (без смазки), кг		
tutututu- — - tutuww I О О О О La La La 0 О О О 1	Строительная длина, км, не менее		
с
42
О

Таблица 3.6
Марка провода	Число и номи- нальный диаметр проволок, мм	Расчетные данные стальных проводов			Масса 1 км, кг
		Площадь сечения, мм2	Диаметр, мм	Разрушающая нагрузка при растяжении, кН, не менее	
ПС-25, ПМС-25	5x2,5	24,6	6,8	16,50	194
ПС-35, ПМС-35	7x2,5	34,4	7,5	24,00	272
ПС-50, ПМС-50	12x2,3	49,9	9,2	32,00	396
ПС-70, ПМС-70	19x2,3	73,9	11,5	51,00	632
ПС-95, ПМС-95	37x1,8	94,0	12,6	64,00	755
ПСО-4	1x4,0	12,6	4	11,70	99
ПСО-5	1x5,0	19,6	5	17,00	154
о\
bJ
Таблица 3.7
Номинальная площадь сече- ния провода, мм2	Число и номи- нальный диа- метр проволок, мм	Расчетные данные медных гибких проводов марки МГ				Строитель ная длина провода, км, не менее
		Площадь сечения, мм2	Диаметр, мм	Электрическое сопротивление постоянному току при 20 °C, Ом/км, не более	Масса 1 км, кг	
10	49x0,52	10,40	4,68	1,76	95	2,0
10*	140x0,30	9,89	4,77	1,89	91	2,0
16	49x0,64	15,75	5,76	1,15	144	2,0
16*	224x0,30	15,83	6,03	1,18	145	2,0
25	98x0,58	25,88	7,67	0,707	237	2,0
35	133x0,58	35,12	8,70	0,521	322	1,0
50	133x0,68	48,28	10,20	0,375	442	1,0
70	189x0,68	68,60	12,55	0,264	629	1,0
95	259x0,68	94,01	14,28	0,193	861	0,5
120	259x0,77	120,55	16,77	0,150	1104	0,5
* Провода повышенной гибкости.
Таблица 3.8
Диаметр проволоки, мм	Наименьшая толщина медной оболочки сталемедной проволоки, мм		Временное сопротивление разрыву, МПа	Масса 1 км, кг	
	БСМ1	БСМ2		БСМ1	БСМ2
2,2	0,11	0,08	750	31,5	31,0
2,5	0,12	0,09	750	41,0	40,4
2,8	0,14	0,10	750	50,5	49,7
3,0	0,15	0,11	750	59,0	58,0
4,0	0,20	0,14	750	104,3	102,8
6,0	0,20	—	650	236,0	—
Таблица 3.9
Сечение провода, мм2	Допустимый ток на неизолированные провода, А, для проводов марки		
	А	АС	М
25	135	130	180
35	170	175	220
50	215	210	270
70	265	265	340
95	320	330	415
120	375	380	485
150	440	450	570
185	500	510	640
факторов на работу воздушных линий наибольшее влияние оказывают
гололедные осадки (лед, изморозь) и ветер.
Гололед — однородное прозрачное ледяное отложение плотностью
около 900 кг/м3, образующееся на проводах и опорах воздушных ли-
ний, когда капли дождя замерзают при прикосновении к сильно охлаж-
денной поверхности этих предметов или когда на их поверхность осе-
дает обильный туман.
Образование гололеда наблюдается в период зимне-весеннего (фев-
раль-март) и осенне-зимнего (ноябрь—январь) неустойчивого состо-
яния атмосферы при отрицательной, но близкой к нулю температуре.
Продолжительность гололеда в большинстве случаев не превышает двух-
трех суток, но может длиться в течение нескольких недель.
63
В зависимости от интенсивности гололедных отложений на прово-
дах воздушных линий эти линии подразделяют на три типа: Н (нормаль-
ный), У (усиленный) и ОУ (особо усиленный). Типы линий установле-
ны с таким расчетом, чтобы более интенсивному гололедному отложе-
нию соответствовала большая механическая прочность линии. Так, в
районах с большей интенсивностью гололеда принята меньшая длина
пролета между опорами (табл. 3.10) и больший диаметр опор, что уве-
личивает механическую прочность линий.
Таблица 3.10
Тип линии	Эквивалентная толщина стенки льда, мм, не более	Число опор на 1 км линии	Длина пролета, м
Н	10	20	50
У	15	25	40
ОУ	20	28,5	35
Изморозь, образующаяся в морозные дни при туманной погоде на
ветвях деревьев, кустарников и на проводах воздушных линий, имеет
вид белого, рыхлого иглистого осадка нежного строения плотностью
от 50 до 700 кг/м3. Толщина изморози на проводах обычно не превы-
шает 2,5 см, но может в отдельных случаях достигать 5 см и более. Из-
морозь, имеющая обычно значительно меньшую по сравнению с го-
лоледом плотность, не создает большой механической нагрузки на про-
вода и опоры.
При переменной погоде на проводах воздушных линий может обра-
зоваться смешанный осадок из чередующихся слоев льда и изморози.
Гололедные отложения на проводах воздушных линий увеличивают
механическую нагрузку на провода и опоры. Эта нагрузка возрастает,
если гололедообразование сопровождается сильным ветром. Неблаго-
приятное сочетание гололеда и ветра может вызвать обрывы проводов
и поломку опор.
Интенсивность гололедных отложений принято оценивать по экви-
валентной толщине стенки льда на проводе. Причем за эквивалентную
толщину стенки льда принимают толщину стенки полого ледяного ци-
линдра на проводе, площадь сечения которого равна площади гололед-
ного отложения любой формы (овальной, эллиптической и т.п.).
Необходимую надежность работы воздушных линий в условиях голо-
ледных отложений обеспечивают правильным выбором элементов этих
64
линий на основе расчета их механической прочности, В случае угрожаю-
щих размеров отложения их с проводов удаляют методом механической
обивки или производят плавку гололеда током короткого замыкания.
Воздействие ветра на воздушные линии не ограничивается увеличе-
нием нагрузки на провода и опоры. На равнинной открытой местности
при скорости ветра до 5 м/с может возникать вибрация проводов, т.е.
колебание их в вертикальной плоскости с частотой 10—100 Гц и ампли-
тудой в несколько миллиметров. Колебательная энергия провода при
вибрации передается к месту его крепления вязкой на изоляторе. Быст-
ро меняющееся направление в месте крепления способствует изнаши-
ванию провода, что может вызвать его обрыв или обрывы вязок прово-
дов. Для борьбы с последствиями вибрации применяют специальное
крепление проводов к изоляторам (рессорную вязку — см. п. 3.7).
Открытые распределительные устройства (РУ) и воздушные линии
подвержены воздействию грозовых разрядов (атмосферных перенапря-
жений). При прямом ударе молнии в устройства электроснабжения мо-
гут быть повреждены изоляторы, оборудование, опоры, провода и дру-
гие устройства. Защиту от атмосферных перенапряжений осуществля-
ют при помощи молниеотводов, устанавливаемых на РУ, а также
разрядников, ограничителей перенапряжения (см. п. 4.4). Электричес-
кие перенапряжения в проводах воздушных линий могут возникать и
при ударе молнии вблизи воздушной линии вследствие электромагнит-
ной индукции.
В результате электромагнитного влияния в проводах воздушных ли-
ний, имеющих сближения с высоковольтными линиями электропере-
дачи и тяговой сетью электрифицированных линий на переменном токе,
возникают опасные напряжения (наведенное напряжение).
3.1.4.	Защитные меры воздушных линий
При эксплуатации воздушных линий следует принимать меры по
защите деревянных опор от гниения: пропитка опор антисептиками, ус-
тройство антисептических бандажей, установка опор на железобетон-
ные приставки. Железобетонные опоры необходимо защищать от кор-
розии блуждающими токами (на электрифицированных линиях посто-
янного тока) и воздействия находящихся в почве химических веществ
(покрытие поверхности подземной части опоры битумной мастикой).
В процессе эксплуатации воздушные линии необходимо оберегать
от наезда транспортных средств, падения на них кустарника и деревьев,
5-773
65
Рис. 3.3. Анкеровка изолированных
проводов СИП-3 на А-образной
концевой кабельной опоре ВЛ 6—
10 кВ (ВЛ СЦБ) и узел установки
разъединителя на анкерной опоре
ВЛ 6—10 кВ при переходе ее в
кабельную линию:
1 — ограничитель перенапряже-
ния нелинейный ОПН-ЮХЛ1; 2 —
дугогасительное устройство SE
20.2; 3 — зажим натяжной болто-
вой НБ-2-6; 4— изолятор ПС-70Е;
5 — зажим плашечный; 6 — зажим
аппаратный прессуемый А2А-50-7;
7 — разъединитель трехполюсный
РЛНД-1-10Б/400НХЛ1; 8-изоля-
тор ШФ20Г, 9 — опора А-образная
концевая кабельная с разъедините-
лем РЛНД-10 одноцепной линии;
10 — концевая термоусаживаемая
муфта GUST 12/70-120/1200
от набросов на провода различных предметов, а также от возможных
повреждений в затопляемых местах во время половодья, паводковых вод.
Для защиты воздушных линий от атмосферных перенапряжений
применяют провода СИП с длинноискровыми разрядниками (РДИ)
(рис. 3.3).
3.1.5.	Осмотр состояния проводов
Обрыв, расплетение отдельных жил провода не допускаются.
Снижение сечения провода вследствие обрыва проволок не должно
превышать 15 % полного его сечения. В местах обрыва проволок уста-
навливают бандажи с двух сторон.
3.1.6.	Воздушные линии
Высоковольтные линии напряжением 6—10 кВ могут быть одноцеп-
ными и двухцепными. На одноцепных линиях провода трехфазной цепи
располагают в верхней части опоры (см. рис. 1.4, а), один провод под-
вешивают на верхушечном штыре и два — на двухштыревой траверсе.
На двухцепных линиях подвешивают две линии: ВЛ СЦБ (основное
питание устройств СЦБ) и ВЛ ПЭ для передачи электроэнергии на стан-
66
ции, разъезды и другим нетяговым потребителям (см. рис. 1.4, б). Кро-
ме того, линия ВЛ ПЭ является резервным питанием устройств СЦБ на
случай отключения ВЛ СЦБ. Провода высоковольтных линий при двух-
цепном расположении подвешивают на одной двухштыревой и одной
четырехштыревой траверсах так, чтобы три провода одной линии рас-
полагались на одной стороне опоры, а три другой линии — на другой
стороне опоры. Линия автоблокировки находится обычно со стороны
железнодорожных путей, линия продольного электроснабжения — со
стороны «поля».
На участках железных дорог, электрифицированных на постоянном
токе, трехфазную линию продольного электроснабжения подвешива-
ют на опорах контактной сети (см. рис. 1.4, г). На участках железных
дорог, электрифицированных на однофазном переменном токе часто-
той 50 Гц напряжением 25 кВ, линию продольного электроснабжения
заменяют линией ДПР (два провода — рельс) (см. рис. 1.4, д').
3.2.	Самонесущие изолированные провода
С целью повышения надежности электроснабжения устройств СЦБ
и других нетяговых потребителей при падении кустарника или деревь-
ев на провода ВЛ 6—10 кВ применяются самонесущие изолированные
и защищенные провода (СИП) марки СИП-3 и другие. Технические
характеристики проводов СИП-3 приведены в табл. 3.11, а стрелы про-
веса этих проводов — в табл. 3.12. Провода (см. рис. 3.2) покрыты изо-
лирующей оболочкой толщиной не менее 2—3 мм из атмосферостой-
кого светостабилизированного полиэтилена.
Провода подвешивают в населенной местности на высоте не менее 6 м,
в ненаселенной местности — 5,2 м, в труднодоступной местности — 5 м.
Для примера величина стрел провеса провода СИП-3 сечением 1x50 мм2
приведена в табл. 3.12. Расстояние между проводами на опоре и в про-
лете должно быть не менее 0,4 м. Вариант анкеровки изолированных
проводов СИП-3 на А-образной опоре приведен на рис. 3.3.
Крепление проводов на штыревых изоляторах (ШФ20Г, ШФ20УО с
желобом) выполняют на шейках или в желобах на головке изоляторов
пружинными спиральными вязками или спиральной вязкой (рис. 3.4);
на угловых, анкерных и концевых опорах с подвесными (натяжными)
изоляторами — при помощи натяжных болтовых зажимов НБ-2-6. Гир-
67
о\
00
Таблица 3.11
Марка провода	Номинальное сечеиие жилы, мм2	Наружный диаметр жи- лы/провода, мм	Разрывная и средняя прочность, не менее, кН	Электриче- ское сопро- тивление постоянному току, Ом/км	Допускаемый ток нагрузки, А	Односекунд- ный ток КЗ, не более, кА
СИП-3 1x50	50	8,1/12,6	14,2	0,720	245	4,3
СИП-3 1x70	70	9,7/14,3	20,6	0,493	310	6,4
СИП-3 1x95	95	11,3/16,0	27,9	0,363	370	8,6
СИП-3 1x120	120	12,8/17,4	35,2	0,288	430	11,0
Таблица 3.12
Пролет, м	Стрела провеса провода СИП-3 (1x50), м при температуре, °C				
	-40	-20	0	+20	+40
40	0,13	0,20	0,34	0,54	0,73
50	0,20	0,30	0,49	0,72	0,94
60	0,24	0,36	0,57	0,83	1,06
70	0,33	0,48	0,73	1,01	1,27
Рис. 3.4. Вариант подвешивания и крепления проводов СИП-3 ВЛ 6—10 кВ на
опоре и схема крепления проводов СИП-3 в желобе изолятора ШФ20УО (а) и к
шейке изолятора ШФ20Г (б); пружинная спиральная вязка (в); крепление про-
вода СИП на головке штыревого изолятора пружинной спиральной вязкой (г);
натяжной зажим (б); зажим ответвительный (без кожуха) (е):
1 — опора (стойка); 2— кронштейн СИП-3; 3— изолятор ШФ20УО; 4— колпа-
чок К-9; 5 — зажим заземления; 6,7— дугогасящие устройства (длинноискровой
разрядник); 8 — вязка спиральная ВС
69
лянда подвесных изоляторов (ПС-70) должна состоять из двух изолято-
ров. Длина анкерного участка не более 3 км.
Технические характеристики изолированных проводов ВЛ на напря-
жение до 1 кВ приведены в табл. 3.13, а схемы их подключения (напри-
мер, к светильникам) — на рис. 3.5.
Таблица 3.13
Марка про- вода	Общее число жил	Номинальное сечение несу- щей жилы, мм2	Токопроводящие жилы			
			Основные		Вспомогательные	
			Число и номиналь- ное сече- ние, мм2	Номиналь- ный диа- метр, мм	Номи- нальное сечение, мм2	Номи- нальный диаметр, мм
САПт САПсш	2	—	2x10	3,8	—	—
		—	2x16	4,8	—	—
САСПт САСПсш	4	16	3x10	3,8	—	—
		25	3x16	4,8	—	—
		35	3x25	6,0	—	—
		50	3x35	7,0	—	—
		70	3x50	8,4	—	—
		95	3x70	9,8	—	—
		95	3x95	11,6	—	—
		95	3x120	13,0	—	—
САСПт САСПсш	5	35	3x25	6,0	25	6,0
		50	3x35	7,0	25	6,0
		70	3x50	8,4	25	6,0
		95	3x70	9,8	25	6,0
		95	3x95	11,6	25	6,0
		95	3x120	13,0	25	6,0
		50	3x35	7,0	35	7,0
		70	3x50	8,4	35	7,0
		95	3x70	9,8	35	7,0
		95	3x95	11,6	35	7,0
		95	3x120	13,0	35	7,0
9
70
Рис. 3.5. Подключение светильников к изолированным проводам:
7 — изолированный провод; 2 — кабель; 3— светильник; 4— зажим ответвительный
(К-ОФ-1); 5— зажим ответвительный (К-ОНМ-1); 6— несущая жила провода; 7—
жила провода; узел А — подключение кабеля 2 к жилам изолированных проводов 1
71
3.3.	Соединения проводов
Соединения проводов воздушных линий в пролетах должны иметь
механическую прочность, равную прочности провода. Получить соеди-
нение проводов такой прочности с помощью различных болтовых за-
жимов не всегда удается. Поэтому стандартом установлено, что зажи-
мы, предназначенные для механического соединения и анкеровки про-
водов, должны удерживать их без проскальзывания и разрушения
проводов. Соединения проводов воздушных линий одной марки и оди-
накового сечения производят с помощью трубчатого соединителя ме-
тодом скрутки, обжатия или опрессовки (табл. 3.14), а также методом
наложения бандажа, сваркой и с помощью соединительных зажимов.
Таблица 3.14
Марка со- единителя	Размер А, мм	Марка со- единяемых проводов	Размер Б, мм	Размер В, (шаг обжа- тия), мм	Число обжатий	Способ соеди- нения
СОАС-16	200	АС-16				Скрутка
СОАС-25	250	АС-25				Скрутка
		АС-35				Скрутка
		АС-35	40,5	17	14	Обжатие
		АЖ-50	20,0	40	4	Обжатие
СОАС-50	400	АС-50				Скрутка
		АС-50	46,0	19	16	Обжатие
		АЖ-50	24,0	50	4	Обжатие
СОАС-70	450	АС-70				Скрутка
		АС-70	52,0	46	16	Обжатие
		АЖ-70	50,0	60	5	Обжатие
СОС-25	115	ПС-25	15,0	32	6	Скрутка, обжатие
СОС-35	130	ПС-35	18,0	36	6	Скрутка, обжатие,
Соединение проводов с помощью овального трубчатого соедините-
ля производится в следующем порядке: перед установкой концы соеди-
няемых проводов надлине, равной 1,5-кратной длине соединителя, очи-
щают от грязи и окислов. На алюминиевые и сталеалюминиевые про-
вода наносят слой технического вазелина и зачищают стальной щеткой
72
до блеска проволоки верхнего повива; металлические опилки и излиш-
ки вазелина удаляют с поверхности провода. Аналогично обрабатыва-
ют внутреннюю поверхность овального трубчатого соединителя.
После установки проводов в овальный соединитель накладывают на
концы соединяемых проводов бандажи из проволоки диаметром 1 мм
не менее шести витков. Концы соединяемых проводов ровно обрезают
и зачищают от заусенцев. Производят соединение проводов методом
скрутки или опрессовки (обжатия) (рис. 3.6, а, б, табл. 3.15).
йвадайдииааин

01
Ст. 04, 05
пс 25,35
U^Si>iiiiiimiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiimimiiiiiiiiimiiuiiiKur,
>11111111 lllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllll'agr^
Не менее 100
25
БСМ4

MSSjJiiiiiiiiiiiiiiii r.v.v.v.v.v.v.liiiiimiiiiiiniiiiiii!
iiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiii 'A'A'A'A'AU'A4iiiiiiiiiiiun>g4
IM
100
Рис. 3.6. Соединение проводов методами обжатия (а), скрутки (б), наложения
бандажа стальных и сталемедных (в, г), соединительными зажимами (д, ё):
1 — трос; 2 — клиновой зажим; 3 — соединительная планка; 4 — шунт; 5 — бан-
даж; 6— соединительный зажим; 7— овальный соединитель; 8— вилочный коуш
73
Таблица 3.15
Марка провода	Длина соединителя, мм	Количество обжатий, шт	Глубина обжатия, мм
М-95	258	2x5	24,0
М-120	280	2x5	27,5
А-120	300	2x5	26,0
А-150	320	2x5	30,0
А-185	340	2x5	33,5
АС-120	904	2x12	33,0
АС-150	932	2x12	36,0
АС-185	1032	2x12	39,0
Стыковка проводов скруткой выполняется с помощью специально-
го приспособления. Концы овального соединителя закрепляются в за-
жиме приспособления так, чтобы они выступали не более 10 мм, и зак-
ручиваются на 4—4,5 оборота.
Сталемедные провода марок БСМ1 и БСМ2 диаметром 4 мм соеди-
няют медной трубкой методом скрутки.
Стыковка проводов обжатием (опрессовкой) выполняется с помо-
щью специальных клещей (МИ-19А) или пресса (ПГР-20М, МГП-12,
ПР-6) и др. В пресс (клещи) вставляют парные вкладыши, соответству-
ющие марке и сечению соединяемых проводов, и производят двусто-
роннее обжатие овального трубчатого соединителя по специальным
рискам. При применении пресса МГП-12 выполняют одностороннее
обжатие, так как используется половина соединителя. При стыковке
алюминиевых и сталеалюминиевых проводов между ними в соедините-
ле устанавливают алюминиевый вкладыш.
При стыковании проводов марки ПС-25, ПС-35, С диаметром 04 и
05 мм методом наложения бандажа в качестве бандажа используется
медная проволока диаметром 1,5 мм с последующей пропайкой припо-
ем ПОС-3 или ПОС-40 по месту бандажа (рис. 3.6, в, г).
Методы соединения проводов воздушных линий большого сечения. Мно-
гопроволочные провода соединяют следующим образом:
— медные тросы площадью сечения 70—120 мм2 — овальными со-
единителями методом обжатия (см. рис. 3.6, а); медные и сталемедные
площадью сечения 95—120 мм2 — цанговыми зажимами 085 или для вре-
менного восстановления шестью зажимами 054,055 или двумя 056 (326);
74
—	сталемедные провода площадью сечения 50—120 мм2 — двумя
клиновыми зажимами (035) с соединительной планкой; концы прово-
дов, выступающие из клиновых зажимов, соединяют болтовым зажи-
мом (рис. 3.6, д);
—	алюминиевые провода площадью сечения 120—185 мм2 соединя-
ют овальным соединителем методом обжатия;
—	алюминиевые и сталеалюминиевые провода площадью сечения
10—185 мм2, в том числе 35—70 мм2 (кроме ПБСА-120 (50/70)) — оваль-
ным соединителем методом скручивания (см. рис. 3.6, 6; табл. 3.16) или
цанговыми стыковыми 085-1, 085-2, концевыми 086-1, 086-2 или для
временного соединения тремя соединительными зажимами;
Таблица 3.16
Марка провода	Длина соединителя, мм	Внутренний размер, мм	Количество винтов
А, АС-35	330	19x9,2	4
А, АС-50	400	22x10,5	4
А, АС-70	450	26x12,5	4
-	стальные тросы — двумя клиновыми зажимами с соединитель-
ной планкой или двумя 3-хомутовыми зажимами (079) при площади се-
чения троса 70 мм2 и одним 3-хомутовым зажимом — при площади се-
чения 50 мм2.
Стыкование стальных тросов зажимом (079) производят без нагруз-
ки. В первую очередь закрепляют средний хомут, затем крайние. Пере-
косы хомута, обрывы и расслоение проволок не допускаются.
Многопроволочные алюминиевые провода площадью сечения 185 мм2
стыкуют цанговыми зажимами 085-1, сталеалюминиевые провода пло-
щадью сечения 25—70 мм2 — цанговыми зажимами 085-2.
Многопроволочные стальные, медные, сталемедные, сталеалюми-
ниевые и алюминиевые провода площадью сечения 50—185 мм2 соеди-
няют через вилочные коуши с соединительной планкой (см. рис. 3.6, е).
Аргонная сварка. С помощью такой сварки соединяют однородные
многопроволочные провода (кроме стальных тросов), а также шины с
использованием пластин АМП.
Термитная сварка. С ее помощью соединяют многопроволочные мед-
ные, алюминиевые и сталеалюминиевые провода при условии, если
натяжение в стыкуемых узлах не более 5 кН (500 кгс) и узел не подвер-
75
гается изгибу. Сварка проводов выполняется с помощью сварочного
приспособления и термитного патрона. Стыкуемые провода должны
быть одной марки.
Марка термитного патрона......ПАС-50; ПАС-150; ПАС-185; М-95; М-120
Марка свариваемых
проводов..........А-50;	АС-50; АС-150; А-185; АС-185; А-185; М-95; М-120
Не допускаются в узле сварки пережоги проволок наружного пови-
ва, глубокие раковины и каверны.
Стыкование проводов методом опрессовки зажимов. Опрессовкой с
использованием безболтовых зажимов соединяют алюминиевые и ста-
леалюминиевые провода. Основные технические характеристики прес-
суемых зажимов приведены в табл. 3.17. Опрессовку зажимов выполня-
ют гидравлическими или механическими прессами.
Таблица 3.17
Наименование и тип зажима	Маркировка зажима	Марка соединяемых проводов	Тип заме- няемого болтового зажима
Соединительный для алю-		А, АС	
миниевых многопроволоч-	САО	185	064
ных проводов	СА1	150	064
	СА2	120	064
	САЗ	95	071
	СА4	70	071
	СА5	50	071
	СА6	35	071
	СА7	25	071
Соединительный медный:		М, МГ, ПБСМ	
тип 1	СМ1	120/120...95	055
тип 2	СМ2	70/95...70	054
тип 3	СМ3	95/95	054
тип 4	СМ4	70/120...95	054
Переходный «алюминий—	ПАМЗ	185—150/	ПАМ
медь» (А, АС/М, МГ,		120—95	
ПБСМ)	ПАМ2	185—150/70	ПАМ
	ПАМ1	120—150/70	ПАМ
76
3.4.	Кабельные линии
3.4.1.	Общие технические требования
Кабелями называются изолированные проводники, которые служат
для передачи электрического тока в земле, воде и на воздухе.
Кабели классифицируются по классу напряжения, области приме-
нения (силовые, контрольные), материалу (медные, алюминиевые),
количеству и сечению жил, уровню и исполнению изоляции (табл. 3.18).
Технические характеристики многочисленных марок кабелей приведе-
ны в справочной литературе (Приложение 10).
Таблица 3.18
Марка кабеля, площадь сечения, мм“	Активное сопротивление жилы, Ом/км	Емкостная мощность, кВАр/км при напряжении линии	
		6 кВ	10 кВ
СБ 3x10	2,1	2,15	—
ААБ (АСБ) 3x10	3,2	2,15	5,0
ААБ (АСБ) 3x16	2,0	2,48	5,7
ААБ (АСБ) 2x25	1,28	3,28	7,2
ААБ (АСБ) 3x35	0,91	3,74	8,2
ААБ (АСБ) 3x50	0,63	4,28	9,4
Конструктивное исполнение кабелей различного назначения в ка-
честве примера приведено на рис. 3.7 и рис. 3.8. Силовые кабели пред-
назначены для передачи и распределения электрической энергии. Ка-
бели прокладывают в земле в траншеях (рис. 3.9), на открытом воздухе
по конструкциям, на территории подстанции в кабельных каналах, зак-
рытых плитами. Радиус изгиба кабеля на поворотах трассы должен быть
не менее 15—25 диаметров кабеля.
Глубина заложения кабельной линии в земляных траншеях от пла-
нировочного уровня для кабелей напряжением до 10 кВ должна быть
0,7 м, при пересечении железной или автомобильной дороги — 1 м.
Пересечение улиц, дорог, инженерных и других сооружений должно
быть в асбестоцементных или металлических трубах. Прокладка кабеля
вдоль дороги должна быть за ее пределами. Выходы кабеля из траншеи
на стены здания или на опору ВЛ должны быть защищены трубами или
коробами на высоту не менее 2 м от уровня пола или земли.
77
a
б
в
Рис. 3.7. Сечения силовых кабелей: а — двухжильные кабели с круглыми и сег-
ментными жилами; б — трехжильные кабели с поясной изоляцией и отдельны-
ми оболочками; в — четырехжильные кабели с нулевой жилой круглой,
секторной и треугольной формы:
1 — токопроводящая жила; 2 — нулевая жила; 3 — изоляция жилы; 4 — экран на
токопроводящей жиле; 5— поясная изоляция; 6— заполнитель; 7— экран на изо-
ляции жилы; 8 — оболочка; 9— бронепокров; 10— наружный защитный покров
Рис. 3.8. Трехжильный кабель с поясной изоляцией из пропитанной бумаги:
а — наружный вид кабеля с секторными жилами; б — разрез кабеля с круглыми
жилами; в — разрез кабеля с секторными жилами:
1 — пропитанная кабельная пряжа; 2 — ленточная броня; 3 — защитный по-
кров из кабельной пряжи; 4 — бумага, пропитанная компаундом; 5 — защитная
оболочка; 6— поясная изоляция; 7 — заполнитель; 8— изоляция жил; 9— жилы
78
Рис. 3.9. Размещение кабелей в земляных траншеях
Земляные работы при разработке траншеи для прокладки кабеля
должны быть согласованы с причастными организациями. С целью не-
допущения разрушения металлической оболочки кабеля блуждающи-
ми токами на электрифицированных линиях постоянного тока кабель-
ные линии располагают не ближе 10 м от оси электрифицированного
пути. Кабели должны быть защищены от влияния блуждающих токов
специальными устройствами. Прокол и разрезание кабеля выполняют
специальными приспособлениями.
Маркировка кабелей в соответствии с их конструкцией выполняет-
ся буквенно-цифровой. Буквы в марке кабеля указывают на следующее:
А — алюминиевые жилы;
АА — алюминиевые жилы и оболочка;
Б — броня из стальных лент с антикоррозионным наружным покро-
вом;
Бн — то же, но с негорючим покровом из стеклопряжи и негорючего
состава;
В — поливинилхлоридная изоляция и оболочка; В (в конце обозна-
чения) — объединено пропитанной бумажной изоляцией;
М — маслонаполненный кабель;
Н — негорючая резина;
П — броня из оцинкованных плоских проволок;
Пс — негорючий полиэтилен (самозатухающий);
Р — резиновая изоляция;
Г — отсутствие наружного покрова поверх брони.
Цифры после буквенного обозначения указывают следующее: пер-
вая группа — номинальное напряжение; вторая — количество жил (фаз);
79
Рис. 3.10. Общий вид кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена в полиэти-
леновой оболочке:
1 — токопроводящая жила; 2 — экран по жиле из экструдируемого полупрово-
дящего сшитого полиэтилена; 3 — изоляция из сшитого полиэтилена; 4 — эк-
ран по изоляции из экструдируемого полупроводящего сшитого полиэтилена;
5 — разделительный слой; 6 — экран из медных проволок, скрепленных
медной лентой; 7 — оболочка
третья — сечение жил; четвертая — наличие нулевой жилы; пятая — се-
чение нулевой жилы.
В последнее время для передачи и распределения электроэнергии в
устройствах электроснабжения применяют силовые кабели с изоляцией
из сшитого полиэтилена (СПЭ), который имеет более высокую надеж-
ность в эксплуатации.
В условных обозначениях: А — алюминиевая жила (без обозначения —
медная жила); Пв — изоляция из сшитого полиэтилена; П — оболочка
из полиэтилена; Пу — оболочка из полиэтилена увеличенной толщи-
ны; В — оболочка из поливинилхлоридного (ПХВ) пластиката; г — про-
дольная герметизация водоблокирующими лентами.
Технические характеристики и общий вид кабелей на напряжение
10 кВ с изоляцией из СПЭ приведены на рис. 3.10 и в табл. 3.19.
Номинальное напряжение, кВ...................................10,0
Рабочая температура жил, °C...................................+90
Монтаж без предварительного подогрева при температуре
не ниже, °C................................................—15—20
Радиус изгиба кабелей, количество наружных диаметров...........15
Срок службы не менее, лет......................................30
Кабели прокладывают в земле (траншее) на глубине 0,7 м. Кабели
трех фаз должны прокладываться параллельно и располагаться треу-
гольником или в одной плоскости. Расстояние между кабелями в од-
80
Таблш1а 3.19
Сечение жилы кабеля, мм2	Длительно допустимые токовые нагрузки кабелей АПвП, АПвПу и др., расположенные в плоскости / треугольни- ком, А, при их прокладке	
	в траншее	на воздухе
50	195/170	225/ 185
70	240/210	280/230
95	263 / 253	340/300
120	298 / 288	403 / 346
150	329 / 322	452 / 392
185	371/364	518/392
ной плоскости равно наружному диаметру кабеля, при прокладке ка-
белей треугольником — вплотную. Прокладку кабелей в производ-
ственных помещениях выполняют в кабельных каналах, по стенам.
Скрепление кабелей трех фаз в треугольник выполняется лентами,
стяжками. Способ прокладки кабелей и шаг скрепления определяется
на стадии проектирования.
Тяжение кабелей при прокладке не должно превышать 50 Н/мм
(5 кгс/мм2) для кабелей с медной жилой и 30 Н/мм2 (3 кгс/мм2) — для
кабелей с алюминиевой жилой.
После прокладки и монтажа кабелей проводят их испытания посто-
янным напряжением 4С70 кВ в течение 15 мин или переменным номи-
нальным напряжением 10 кВ (для кабелей СПЭ 10 кВ) в течение 24 ч.
Оболочка кабеля после прокладки должна быть испытана постоянным
напряжением 10 кВ, приложенным между металлическим экраном и
заземлением в течение 10 мин.
3.4.2.	Кабельные муфты и концевые заделки
Все проложенные кабели, муфты и концевые заделки должны иметь
бирки с указанием марки, сечения, напряжения кабеля, номера или
наименования линии и другие сведения. Кабельные муфты устанавли-
вают по разработанной технологии. Обращают внимание на требова-
ния охраны труда. Концевые кабельные муфты устанавливают на опо-
рах высоковольтных линий в местах стыка проводов силовой цепи с
жилами кабельной вставки. Варианты концевых заделок и монтажа ка-
беля в свинцовой соединительной муфте приведены на рис. 3.11—3.14.
81
Рис. 3.11. Концевые муфты марки УКНП-1 (а) для кабелей на напряжение до
1 кВ и УКНП-10 (6) для кабелей на напряжение 10 кВ:
1 — наконечник; 2 — подмотка из ленты ЛЭТСАР; 3 — жила кабеля; 4 — изоля-
тор; 5 — бумажная изоляция; 6 — крышка; 7 — переходная форма; 8 — форма
муфты; 9— заливочная масса; 10— поясная изоляция; 11 — полупроводящая
изоляция; 12 —металлическая оболочка; 13 — проволочный бандаж; 14 — место
пайки; 15 — провод заземления; 16 — броня кабеля
Рис. 3.12. Концевые заделки контрольных кабелей с резиновой изоляцией с
лентой ПХВ (а) и защитным покрытием СПО-46 (6):
1 — жилы; 2 — резиновая изоляция; 3 — ПХВ-трубки; 4 — бандаж из шпагата;
5 — ПХВ-лента; 6 — лента, пропитанная лаком ПХВ; 7 — защитное покрытие
82
Рис. 3.13. Концевая заделка контрольного ка-
беля с поливинилхлоридной изоляцией (а) и с
помощью пластмассового оконцевателя (6):
1 — жилы; 2— ПХВ-изоляция; 3— пластмас-
совый оконцеватель; 4— ПХВ-оболочка
Рис. 3.14. Свинцовая соединительная муфта: а — общий вид смонтированной
муфты; б — ступенчатая разделка:
1 — защитный кожух; 2 — бандаж; 3 — джутовая обмотка; 4 — заземляющая
проволока; 5 — бандаж из проволоки для заземления; 6— изоляционный бан-
даж; 7 — бандаж из трех-четырех оборотов мягкой оцинкованной проволоки;
8— уплотнение; 9— рулонная намотка; 10— броня; 11 — свинцовая оболочка;
12 — поясная изоляция; 13 — изоляция жилы; 14 — жила
83
3.4.3.	Диагностика кабелей
Проверку кабелей напряжением до 1 кВ выполняют мегаомметром
на 2500 В. Сопротивление изоляции каждой жилы должно быть не ме-
нее 0,5 МОм. Для силовых кабелей напряжением выше 1 кВ сопротив-
ление изоляции не нормируется. На период измерений заземление вре-
менно снимают, а после окончания измерений его вновь накладывают.
Кабели напряжением 6—10 кВ испытывают повышенным напряжени-
ем выпрямленного тока (шестикратным значением номинального ли-
нейного напряжения). Для этих целей применяют автолабораторию
ЛИК различных модификаций. Передвижные лаборатории могут оп-
ределять также места повреждений в силовых кабелях с рабочим напря-
жением до 10 кВ и выполнять другие функции.
С целью обеспечения охраны труда место испытания ограждают,
вывешивают плакат «Стой. Напряжение». Членов бригады предупреж-
дают словами: «Подано напряжение». После чего снимают переносные
заземления и подают испытательное напряжение.
3.4.4.	Габариты сближения кабелей с опорами
Габариты сближения подземных кабелей с опорами ВЛ (рис. 3.15, а,
б, в, г) должны быть в соответствии с требованиями ПУЭ. На электри-
фицированных линиях габариты сближения сигнально-блокировочных
кабелей с опорами контактной сети в соответствии с требованиями
Правил по прокладке и монтажу кабелей устройств СЦБ ПР32 ЦШ 10.01-95
приведены на рис. 3.15, д, е.
3.5.	Арматура воздушных линий
3.5.1.	Основные требования к арматуре
Арматурой воздушных линий называют комплекс изделий, которыми
крепят конструкции на опорных устройствах, комплектуют гирлянды
изоляторов, соединяют провода и тросы между собой и т.п. (рис. 3.16).
Арматура работает на открытом воздухе, подвергается различным
воздействиям, поэтому должна отвечать повышенным требованиям:
иметь достаточную механическую прочность с учетом возможных пе-
регрузок и усталостных явлений в металле при долговременной работе
под переменной нагрузкой, достаточную надежность в узлах жесткого
84
a
б
' ' ' WK
WK
He менее 5 м (10 м)
В стесненных условиях
wk —------WK —
Не менее 2 м
Опора ВЛ 1—35 кВ (110 кВ и выше)
Опора
ВЛ выше 1 кВ
WK
—— WK -
Не менее 1 м
Опора ВЛ до 1 кВ
Опора ВЛ до 1 кВ
д
Кабель сигнально-блокировочный
/ WK--------------WK 1 1
оо
LZ1
Не менее 0,5 м
Ф" Опора контактной
—— сети
Рис. 3.15. Габариты сближения кабелей с опорами
00
а
6
АД
48	.8.22,
3	2
оо
Рис. 3.16. Арматура из чугуна (а, б, в), цветного литья (г, д, е), стали (ж, з):
1 — коуш вилочный; 2 — валик; 3 — шплинт; 4 — седло; 5, 13 — плашка; 6 — гайка; 7 — болт; 8 — шайба; 9 — корпус;
10 — клин (большой или малый); И — бандаж; 12 — трос (провод); 14 — вкладыш; 75 — серьга; 16 — пестик; 17 —
нарезка; 18 — штанга несочлененная нарезка-ушко; 19 — штанга несочлененная ушко-пестик
е
крепления, высокую коррозионную стойкость, сертификат качества
изделий и отвечать другим требованиям.
На каждом изделии арматуры должны быть нанесены товарный знак
предприятия-изготовителя, год изготовления, а также на плашках, со-
единяющих многожильные провода, должна быть указана площадь се-
чения соединяемых проводов таким образом, чтобы была обеспечена
ясность знаков в течение всего периода эксплуатации. На сварных,
штампованных и кованых изделиях маркировку не наносят.
Не допускаются проскальзывание троса, коррозия болтов, шплин-
тов, трещины в зажимах. Резьбовые части при необходимости по-
крывают антикоррозионной смазкой. У болтовых зажимов обраща-
ют внимание на их количество и надежность крепления; у клиновых —
проверяют наличие клина и соответствие его сечению троса, шунти-
рование узла стыкования; у трубчатого соединения — правильность
и глубину обжатия.
Арматура из ковкого или серого чугуна. Для крепления изоляторов и
проводов ВЛ в узлах, не предназначенных для прохождения тока, ши-
рокое распространение получили детали из чугуна. В зависимости от
назначения они имеют различную конфигурацию и рассчитаны на оп-
ределенную механическую нагрузку.
Поверхности отливок не должны иметь трещин, заусенцев, намы-
вов, пригара, окалины, отколотых частей и других дефектов, снижаю-
щих качество и надежность изделий. Арматуру из чугуна оцинковыва-
ют или защищают другим влагоустойчивым покрытием, предотвраща-
ющим атмосферную коррозию.
Арматура из цветного литья. Для крепления и соединения проводов и
тросов во всех узлах, предназначенных для прохождения тока, приме-
няют детали из цветного литья: латунного, бронзового и медного — для
медных, сталемедных, бронзовых проводов и тросов; алюминиевого —
для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов.
Поверхность деталей должна быть гладкой с плавными переходами
и не иметь трещин, заусенцев, намывов, пригара и окалины, отколотых
частей, раковин и других дефектов, снижающих качество и надежность
изделий. На деталях, используемых для крепления различных прово-
дов, указывают площадь сечения этих проводов.
Арматура из стали. Все детали, имеющие резьбу, а также натяжные
штанги, соединительные планки, серьги и пестики изготовляют из ста-
ли СтЗсп5 (спокойной), остальные — из стали СтЗпс5 (полуспокой-
88
ной). Необходимость применения спокойной стали для арматуры,
имеющей резьбу и значительные механические нагрузки, обусловле-
на требованием обеспечения надежности работы при низких темпе-
ратурах. Сталь СтЗкп2 (кипящую), имеющую при низких температу-
рах повышенную хрупкость, применяют только для изготовления за-
жимов заземления и других деталей, которые не несут значительных
рабочих нагрузок.
Стальные детали не должны иметь трещин, заусенцев, отколотых
частей и пережогов металла; переход от одного сечения к другому дол-
жен быть плавным, без подрезов.
Все сварные швы и прилегающие к ним поверхности должны быть
очищены от шлака, окалин, наплывов и брызг металла. Сварное со-
единение должно иметь прочность не менее прочности основного ме-
талла; наплавленный металл должен быть плотным, не иметь трещин,
пор и незаваренных кратеров. Для защиты от коррозии детали из ста-
ли покрывают антикоррозионным покрытием, как правило, цинко-
вым при горячем цинковании толщиной 70—150 мкм или термодиф-
фузионным цинковым покрытием. Допускается защита лакокрасоч-
ными материалами.
3.5.2.	Штыри и колпачки для крепления изоляторов
Для крепления штыревых изоляторов применяют штыри и крючья с
прокладкой из пропитанных суриком пеньки или пакли (рис. 3.17), по-
лиэтиленовые колпачки (см. рис. 2.7 и табл. 3.20). Основные размеры
крючьев приведены в табл. 3.21.
Анкеровку проводов, подвесные изоляторы закрепляют с помощью
специальной арматуры.
3.6.	Техническое обслуживание изоляторов
воздушных линий
3.6.1.	Изоляторы и их основные технические характеристики
Изоляторы являются ответственным элементом воздушных линий
и должны удовлетворять требованиям в отношении электрической и
механической прочности. Электрическая прочность характеризует-
ся сухоразрядным, мокроразрядным и пробивным значениями на-
пряжения.
89
Рис. 3.17. Штыри верхушечные:
а— ШВ-22-1; б— низковольтные С-16 (Д-16); в— крюк
Механическая прочность изолятора характеризуется допускаемой,
испытательной и разрушающей нагрузками на растяжение и изгиб.
Изоляторы классифицируются:
—	по назначению — подвесные, натяжные, проходные, штыревые,
опорные;
-	по материалу изоляционной детали — керамические (фарфоро-
вые), стеклянные, полимерные;
90
Таблица 3.20
Тип колпачка	Тип изолятора	Тип штыря		Тип колпачка	Тип изолятора	Тип штыря
К-1	ШЖБ10-С ШС10-А ШФ10-Г	ШУ-21 ШУ-21Д		к-з	ШЖБ10-С шею-а ШФЮ-Г ШФ20-В	ШУ-22-1 ШУ-22 Д-1 ШВ-22-3 ШВ22-4
К-2	ШЖБ10-С ШС10-А ШФЮ-Г ШФ20-В	Ш-22 Ш-22Д-1 Ш-22Д-2 ШВ-22-2 ШВ-22-1		К-4	ШЖБ10-С шею-а ШФЮ-Г ШФ20-В	ШВ-22-2 ШУ-22Д-2
Таблица 3.21
Размеры крюка, мм	Крюк типа КВ-25	Крюк типа КН-18
L	420	204
К	220	132
М	16	0
R	80	38
R	155	38
0Л	25	18
0/	25	16
0л	20	21
А	60	60
* Диаметр резьбы конической глухарного профиля с высотой рабочего про-
филя 1,2 мм на длине 60 мм (размер А).
—	по типу конструкции — тарельчатые, стержневые;
-	по геометрии изоляционной детали — гладкостержневые, ребри-
стые;
—	по специальным характеристикам (специальные) — грязестойкие
(в особо загрязненных районах) и антивандальные (устойчивые к уда-
рам и нагрузкам).
За многие годы эксплуатации устройств электроснабжения на же-
лезнодорожном транспорте накопилось значительное количество ти-
пов конструкций высоковольтных изоляторов отечественного и зару-
бежного изготовления, многие из которых уже сняты с производства.
Каталог изоляторов для ВЛ содержит краткое описание и основные тех-
91
Рис. 3.18. Подвесные тарельчатые
фарфоровые изоляторы:
а - ПФ6-А; б- ПТФ70-3.3/5; в -
подвесной стеклянный тарельча-
тый изолятор ПС70-Е; г — натяж-
ной стержневой фарфоровый
НСФ70-25/0.95; д — полимерный
НСКр 120-3/0,6
нические характеристики серийно
выпускаемых заводами России и
находящихся в эксплуатации изоля-
торов. В качестве примера конструк-
ции распространенных тарельчатых
высоковольтных изоляторов показа-
ны на рис. 3.18, а, б, в. Тарельчатые
изоляторы состоят из шапки 1, изго-
товленной из ковкого чугуна, изоли-
рующей детали (тарелки) 2 из фар-
фора (стекла или стеклофарфора), и
металлического стержня 3, заканчи-
вающегося пестиком или серьгой 6.
Головка изолирующей детали выпол-
нена в форме обратного конуса, что
обеспечивает надежное сцепление
шапки и стержня. Изолирующий
элемент соединен с шапкой и стер-
жнем с помощью портландцемента 4.
Конструкция шапки и стержня с
пестиком обеспечивает нормальное
шарнирное сцепление изоляторов
при комплектовании их в гирлянду.
Для предотвращения расцепления
шапки одного изолятора с пестиком
другого служат замки 5.
Фарфор изолятора в изломе дол-
жен быть однородным по структу-
ре и не иметь открытой пористос-
ти. Поверхность фарфора изолято-
ра покрывают ровным слоем
гладкой и блестящей глазури. Ме-
таллическую арматуру изоляторов
оцинковывают. Для изготовления
стержневых (рис. 3.18, г) изолято-
ров применяют фарфор (керамику),
штыревых изоляторов — фарфор
или стекло (рис. 3.19).
92
Рис. 3.19. Штыревые изоляторы:
а - ШФ10-Г, б- ШС10-А; в - ШФ20-В; г - ШЖБ10-С; д - ШФ10-А;
е-ШФЮ-В; ж —ТФ20
Для изготовления стеклянных изоляторов из щелочного стекла при-
меняют состав, принятый для производства обычного оконного стекла.
Высокая механическая прочность и термостойкость стеклянных изо-
ляторов обеспечиваются специальной термической обработкой — за-
калкой, которая повышает прочность на разрыв и изгиб. Это позволяет
конструировать стеклянные изоляторы с меньшей головкой изолирую-
щей детали. Поэтому при одинаковых с фарфоровыми изоляторами
электрических и механических характеристиках стеклянные имеют
меньшую высоту и массу.
Для изготовления изоляторов, кроме фарфора и стекла, используют
полимерные материалы (рис. 3.18, д').
Грязестойкие изоляторы (рис. 3.20) предназначены для использова-
ния в местностях, подверженных всем видам загрязнений, содержащих
проводящие компоненты, и в условиях туманов или высокой влажнос-
ти. Грязестойкие изоляторы имеют увеличенную длину пути утечки тока
Рис. 3.20. Грязестойкие и опорные изоляторы:
а - ПФГ-5; б- ПФГ-6; в - ПСГ16А; г- ОНШ-35-500; д- ОНС-35-500
94
и конструктивные отличия, облегчающие условия очистки их поверх-
ности. Стеклянные изоляторы легче фарфоровых и лучше их противо-
стоят ударным нагрузкам. К особенностям стеклянных изоляторов от-
носится и то, что в случае электрического пробоя или разрушающего
механического или термического воздействия закаленное стекло не ра-
стрескивается, а рассыпается. Это облегчает нахождение не только ме-
ста повреждения на линии, но и поврежденного изолятора в гирлянде.
Электрическую прочность изоляторов принято характеризовать сле-
дующими величинами: выдерживаемым напряжением под дождем и в
сухом состоянии; 50 %-м разрядным импульсным напряжением с фор-
мой волны 1,2/50 мкс; пробивным напряжением при частоте 50 Гц; дли-
ной пути утечки тока Ly.
Длина пути утечки тока Ly — это наикратчайшее расстояние (оги-
бающая) или сумма наикратчайших расстояний по контурам наружных
изолирующих поверхностей между частями изолятора, находящимися
под разными потенциалами. Расстояние, измеренное по поверхности
цементного шва или другого токопроводящего соединительного мате-
риала, не считается частью длины пути утечки тока.
Значение выдерживаемого испытательного напряжения под дождем
зависит от формы изолятора, наличия капельниц (выступов в нижней
части ребра изолятора, предохраняющих ее поверхность от смачивания
водой), угла наклона оси изолятора к горизонтали.
Загрязнение изоляторов практически не влияет на значение выдер-
живаемого испытательного напряжения в сухом состоянии, если отно-
сительная влажность воздуха не превышает 70 %. Увлажнение поверх-
ности загрязненных изоляторов (при росе, моросящем дожде, тумане,
мокром снеге) приводит к снижению разрядного напряжения. Наибо-
лее опасными являются загрязнения, в которых содержится много ра-
створимых в воде солей.
Загрязнение изоляторов опасно не только из-за перекрытий, приво-
дящих к снятию напряжения, а в отдельных случаях и к разрушению
изоляторов. В эксплуатационных условиях поверхности изоляторов заг-
рязняются и увлажняются неравномерно. При сложной форме изоля-
тора разряд на отдельных участках может отрываться от поверхности и
развиваться по наикратчайшему пути в воздухе. В результате эффективно
используется не вся геометрическая длина пути утечки тока Ly, а только
ее часть. Поэтому напряжение перекрытия изоляторов, загрязненных в
реальных условиях эксплуатации, пропорционально не геометрической,
95
а эффективной длине пути утечки тока ЛЭф = Ly/k, где к = 1—1,3 — по-
правочный коэффициент, называемый коэффициентом формы изо-
лятора. Коэффициент А: зависит от формы изолятора и условий его заг-
рязнения, т.е. от скорости ветра и интенсивности мокрых осадков и дру-
гих загрязняющих веществ.
Для конкретной местности с определенными метеорологическими
условиями, свойствами и интенсивностью загрязнения атмосферы ве-
роятность перекрытия изолятора зависит от /э = £Эф/ [/тах (здесь £/тах —
максимальное рабочее напряжение).
Величина /э называется удельной длиной пути утечки тока (см/кВ),
т.е. длины пути утечки, см, тока по поверхности изоляции на 1 кВ мак-
симального рабочего напряжения.
В зависимости от характеристики местности и источников загряз-
нения для работы изоляции установлены семь степеней загрязненнос-
ти атмосферы (СЗА) и нормированы наименьшие допустимые значе-
ния /э, при которых обеспечивается малое число отключений под дей-
ствием рабочего напряжения.
Для воздушных линий с номинальным напряжением до 35 кВ ре-
комендуются следующие значения удельной длины пути утечки тока
/э, см/кВ, не менее: при степени загрязненности атмосферы I, II, III, IV,
V, VI и VII соответственно 1,70; 1,90; 2,25; 2,60; 3,50,4,00 и 4,7 см/кВ.
Степень загрязненности атмосферы (СЗА) учитывает все возможные
источники загрязнения: промышленные предприятия, засоленные по-
чвы и засоленные водоемы и др.:
—	I — особо чистые районы, не подверженные естественным и про-
мышленным загрязнениям, в почве содержится незначительное коли-
чество растворимых ионообразующих примесей (например, лесные или
почвы, имеющие травянистый покров, затрудняющий перенос пыле-
вых частиц в воздухе);
—	II — земледельческие районы, для которых характерно примене-
ние в широком масштабе химических веществ (удобрений, гербицидов),
и промышленные районы, расположенные за пределами наименьшего
защитного интервала и не подверженные загрязнению соляной пылью
(количество растворимых солей не более 0,5 %);
—	Ill—IV — в зависимости от степени опасности загрязнения про-
мышленными предприятиями, засоленности и характера покрова со-
лончаковых почв, солености близко расположенных водоемов и рас-
стояния линий электропередачи от источника загрязнения;
96
— V—VII — в зависимости от степени опасности предприятий про-
мышленности, от сильнодействующих загрязнений, смога, химических
предприятий и других условий.
Длина пути утечки тока для участков с различной степенью загряз-
ненности атмосферы должна быть не менее Ly = UmxJ3:
	I	II	III	IV	V	VI	VII
/э, см/кВ	1,7	1,9	2,25	2,6	3,5	4,0	4,7
£у, см	49,3	55,1	65,2	75,4	101,5	116,0	136,3
Минимальная длина пути утечки тока на железнодорожных участ-
ках для районов с различными СЗА определена Правилами устройства
и технической эксплуатации контактной сети электрифицированных
железных дорог.
Условные обозначения изоляторов. На ВЛ железных дорог эксплуати-
руются тарельчатые, стержневые, штыревые и полимерные изоляторы.
В условных обозначениях тарельчатых изоляторов первая буква указы-
вает назначение изолятора: П — подвесной, Ф — фиксаторный; вторая
буква обозначает материал изоляционной детали: Ф — фарфор, С —
стекло; третья буква указывает конфигурацию изоляционной детали:
В — с вытянутым ребром, Д — двукрылая, С — сферическая, А — анти-
вандальная; цифра указывает класс изолятора (разрушающую нагруз-
ку), кН; буква после цифры обозначает модификацию изолятора. На-
пример: ПС70-Е — подвесной, стеклянный, 70 кН, модификация Е,
(см. рис. 3.18, в).
В условных обозначениях стержневых фарфоровых изоляторов пер-
вая буква указывает назначение: П — подвесной, Н — натяжной; вто-
рая буква обозначает конструктивное исполнение: С — стержневой;
третья буква обозначает материал изоляционной части: Ф — фарфор;
первая цифра обозначает класс изолятора, кН; вторая цифра указывает
номинальное напряжение, кВ; третья цифра показывает длину пути тока
утечки, м. Например, НСФ 70-25/0,95 — натяжной, стержневой, фар-
форовый, 70 кН, 25 кВ, 0,95 м (см. рис. 3.18, г).
В условных обозначениях штыревых изоляторов первая буква ука-
зывает конструктивное исполнение: Ш — штыревой; вторая буква обо-
значает материал: Ф — фарфор, С — стекло; цифра указывает номи-
нальное напряжение линии, кВ; буква после цифры обозначает моди-
фикацию изолятора. Например: ШФ-10, ШС-10 (см. рис. 3.19).
7-773
97
В условных обозначениях полимерных стержневых изоляторов пер-
вая буква обозначает назначение изолятора: Н — натяжной; вторая буква
указывает конструктивное исполнение: С — стержневой; третья буква
указывает материал и конфигурацию защитной оболочки: К — гладкая
из кремнийорганической резины, Кр — ребристая из кремнийоргани-
ческой резины, Фт — гладкая из фторопласта; первая цифра — класс
изолятора, кН; вторая цифра — номинальное напряжение линии, кВ;
третья цифра — длина пути утечки тока, м. Например, НСКр120-3/0,6 —
натяжной, стержневой, ребристый из кремнийорганической резины,
120 кН, 3 кВ, 0,6 м (см. рис. 3.18, д).
Коэффициент запаса механической прочности изоляторов по отноше-
нию их к нормированной силе должен быть не менее 5,0 при средней
эксплуатационной нагрузке 2,7.
Стержневые изоляторы электрически непробиваемы, вследствие чего
сокращаются расходы на контроль в эксплуатации, но они менее на-
дежны в механическом отношении: при перекрытии изолятора и на-
грузках на изгиб происходит их разрушение. Механическая разрушаю-
щая нагрузка при растяжении этих изоляторов не менее 70—100 кН.
Изоляторы для районов с повышенным уровнем загрязнения выпускают
стеклянные тарельчатые грязеустойчивые ПСД70-Е, ПСВ120-Б. В эксп-
луатации также находятся фарфоровые изоляторы ПФГ-5А, ПФГ-6А,
которые отличаются формой изолирующего элемента (тарелки), обеспе-
чивающей увеличение пути утечки тока по поверхности изолятора.
Для разъединителей, линий электропередачи 6—10 кВ и других элемен-
тов и узлов используют различные типы опорных и штыревых изоляторов.
Для разъединителей применяют опорные изоляторы ОНС-35-500 (см.
рис. 3.20).
Провода воздушных линий электропередачи закрепляют на штыревых изо-
ляторах ШС10-А, ШФ10-А, ШФ20-Г, ШФ10-Г и ШФ20-А (см. рис. 3.19).
Низковольтные провода дистанционного управления, телеуправления,
волноводные и осветительные подвешивают на изоляторах ТФ20 (трол-
лейный фарфоровый) (см. рис. 3.19, е).
3.6.2.	Требования к изоляторам перед их установкой
и в эксплуатации
Количество и тип высоковольтных изоляторов в элементах ВЛ, ДПР
должны соответствовать требованиям ПУЭ и иметь необходимую дли-
98
ну пути утечки тока для данного района, а также степени загрязненнос-
ти атмосферы (СЗА).
Изоляторы не должны иметь сколов, трещин, механических повреж-
дений, а также следов ожогов на поверхности фарфора. Изолятор, име-
ющий скол или повреждение глазури площадью свыше 3 см2, считается
дефектным. Не допускаются трещины в шапке изолятора, выползание,
изгиб, коррозия или проворачивание стержня тарельчатого изолятора;
на стержневых изоляторах — несовпадение продольной оси изолирую-
щего элемента с осью шапки изолятора. Поверхность фарфора должна
быть очищена от пыли и грязи.
В полимерных изоляторах не должно быть надрезов, проколов, кра-
теров, ссадин, разгерметизации, следов токопроводящих дорожек и дру-
гих повреждений.
В местах повышенного загрязнения изоляторов поверхность фарфора
рекомендуется покрыть пастой ГИП или вазелином КВ-3 слоем тол-
щиной 1 мм. При выполнении работ не допускаются удары по изолято-
ру, приварка изделий и другие механические и термические воздействия.
Тарельчатые фарфоровые изоляторы перед установкой на ВЛ под-
вергают электрическим испытаниям. Напряжение 50 кВ переменного
тока частотой 50 Гц прикладывают в течение 1 мин к шапке и стержню
изолятора. Изолятор считается годным, если в процессе испытания не
было пробоя или перекрытия изоляции, поверхностных разрядов. Фар-
форовые тарельчатые изоляторы перед установкой испытываются ме-
гаомметром на напряжение 2,5 кВ. Измеряемое сопротивление должно
быть не менее 300 МОм. Испытания проводят в сухую погоду при поло-
жительной температуре окружающего воздуха. На изоляторы, выдер-
жавшие испытания, наносят краской отличительную маркировку.
Тарельчатые стеклянные, полимерные и штыревые изоляторы для
ВЛ 6—35 кВ проверяют наружным осмотром. Разрушающая нагрузка
штыревых изоляторов при изгибе составляет 1,0—1,4 кН (1000—1400 кгс).
Изоляторы типа ШЖБ10-С на напряжение 10 кВ применяют на же-
лезобетонных опорах при деревянных траверсах, а изоляторы типа
ШФ20-В, ШД20 — на макушках опор.
Изоляторы типа ШФ20 используются в местах активного загрязне-
ния атмосферы промышленными выбросами, вблизи морей, в районах
с повышенной грозовой активностью, а также при установке их на ме-
таллические траверсы.
99
Для защиты стержневых изоляторов от перекрытия птицами приме-
няют репеллентную защиту (ЗР-1), состоящую из полимерных хвосто-
виков, закрепляемых на стальных хомутах к оконцевателям изолятора.
В местах, где возможно кратковременное приближение или касание
проводов воздушных линий заземленных конструкций, временно при-
меняют полимерные защитные чехлы.
3.6.3.	Длина пути утечки тока и степень
загрязненности атмосферы
Изоляция выбирается в зависимости от степени загрязненности ат-
мосферы (СЗА) для данного участка и длины пути утечки тока изолято-
ров. Примерная характеристика участков железной дороги по степени
загрязненности атмосферы приведена ниже.
III...участки со скоростями движения поездов до 120 км/ч. Вблизи мест (до
500 м) добычи, погрузки и выгрузки угля
IV....участки со скоростями движения поездов 121—160 км/ч. Местности с
сильно засолеными почвами, вблизи морей и соленых озер (до 1 км)
V.....участки со скоростями движения поездов более 160 км/ч. Вблизи мест
(до 500 м) производства, погрузки и выгрузки цемента
VI....вблизи мест (до 500 м) расположения предприятий нефтехимической
промышленности, погрузки и выгрузки продукции. В промышленных
центрах с интенсивным выделением смога
VII...вблизи мест (до 500 м) расположения градирен, предприятий химиче-
ской промышленности, погрузки, выгрузки минеральных удобрений и
продуктов химической промышленности
Нормированная минимальная длина пути утечки тока изоляции для
ДПР приведена в табл. 3.22. Опорные изоляторы для ВЛ 6—10 кВ долж-
ны иметь длину пути утечки тока не менее 600 мм.
Таблица 3.22
Вид изоляции	Минимальная длина пути утечки тока для районов СЗА, мм				
	III	IV	V	VI	VII
Подвесные и врезные (кроме анкерных) стержневые изоляторы (фарфоровые, стек- лянные и полимерные) или гирлянды из тарельчатых изоляторов	800	950	1100	1300	1500
Изоляторы с гладкими полимерными за- щитными чехлами или покрытиями	750	800	900	1050	1200
100
3.6.4.	Диагностика фарфоровых тарельчатых изоляторов
в эксплуатации
Изоляторы, имеющие сопротивление изоляции менее 300 МОм, счи-
таются дефектными.
На линиях ДПР и ВЛ 35 кВ тарельчатые изоляторы проверяют уни-
версальной измерительной штангой ШИ-35/110кВ, оборудованной спе-
циальной головкой. Цифры на рис. 3.21 указывают последовательность
проверки изоляторов в гирлянде. По положению стрелки указателя
на головке штанги в момент пробоя воздушного промежутка опреде-
ляют напряжение, которое приходится на испытуемый изолятор, и
по табл. 3.23 устанавливают его годность. Распределение напряжений
на дефектных изоляторах гирлянды ВЛ 35 кВ приведено в табл. 3.24.
При обнаружении дефектного изолятора в гирлянде прекращают ди-
агностику остальных изоляторов до замены дефектного изолятора (или
гирлянды изоляторов).
Рис. 3.21. Диагностика изоляторов в гирлянде:
1—4 — последовательность диагностики изоляторов
101
Таблица 3.23
Число изоляторов в гирлянде	Оценка изолятора	Падение напряжения менее, кВ, на изоляторе №					
		1	2	3	4	5	6
3	Дефектный	4,0	4,0	5,0	—	—	—
4	Дефектный	3,0	3,0	3,0	5,0	—	
5	Дефектный	2,0	2,0	2,0	2,0	3,0	—•
6	Дефектный	1,5	1,5	1,5	2,0	2,0	3,0
Таблица 3.24
Число изоляторов в гирлянде	Напряжение на дефектном изоляторе (считая от заземленной конструкции), равно или менее, кВ			
	1	2	3	4
2	5,0	6,0	—	—
3	3,0	3,0	5,0	—
4	2,0	2,0	3,0	5,0
Примечание. Сумма напряжений, измеренных по элементам гирлянды, не
должна отличаться от фазного напряжения (20 кВ) более чем на 10 %.
Измерительная штанга типа ШДИ-25 предназначена для диагнос-
тики фарфоровых тарельчатых подвесных, врезных, анкерных и других
изоляторов в гирляндах на линиях ДПР напряжением 25 кВ.
Изоляторы диагностируют в сухую безветренную погоду при нали-
чии напряжения в ДПР и зашунтированном искровом промежутке в
цепи заземления опоры контактной сети (при наличии), соблюдая орга-
низационные и технические мероприятия по обеспечению безопасно-
сти работающих.
Проверяемый изолятор в гирлянде шунтируют щупом штанги,
прикасаясь к его шапке и стержню или к шапке смежного изолятора.
Визуально фиксируют положение стрелки измерительного прибора
(рис. 3.22, а).
Последовательность диагностирования изоляторов в гирлянде ана-
логична применению универсальной измерительной штанги ШИ-35/
НО кВ: первым проверяют изолятор со стороны напряжения, далее по-
очередно от заземленных частей. При обнаружении дефектного изоля-
тора диагностирование остальных изоляторов в гирлянде не допускает-
ся до замены дефектного изолятора.
102
Рис. 3.22. Штанга для диагностики изоляторов: а — общий вид; б — измери-
тельный прибор; в — штанга ШДИ-25:
1 — щупы; 2 — головка; 3— измерительный прибор; 4— звено промежуточное;
5 — ограничительное кольцо; 6 — рукоятка; зона А — дефектные изоляторы в
гирляндах из 3—6 изоляторов; зона Б — дефектные изоляторы в гирляндах из
3—4 изоляторов
В гирлянде из трех-четырех изоляторов дефектным считается изо-
лятор, если стрелка измерительного прибора находится в пределах зоны
«А» и «Б». В гирлянде из пяти-шести изоляторов дефектным считается
изолятор, если стрелка измерительного прибора находится в пределах
зоны «А» (рис. 3.22, б).
Штанга должна храниться в футляре, в сухом помещении при тем-
пературе воздуха от +40 до —10 °C, влажность воздуха не более 80 % при
103
температуре +25 °C. К работе со штангами типа ШДИ-25 и ШИ-35/110
допускается персонал дистанции электроснабжения, прошедший спе-
циальный инструктаж по применению штанги, ее испытанию, хране-
нию и перевозке.
Технические характеристики измерительной штанги ШДИ-25
(рис. 3.22, в) приведены ниже.
Класс напряжений, кВ............................................25
Предельно допустимое минимальное напряжение, кВ.................10
Расстояние между щупами, мм....................................180
Угол наклона головки относительно оси штанги, град............0—45
Общая длина штанги, мм ...................................... 3308
Длина штанги без промежуточного звена, мм.................... 2298
Длина рукоятки, мм.............................................610
Срок службы измерительного прибора, лет.........................10
Масса штанги, кг...............................................2,6
3.7.	Натяжение, стрелы провеса и техническое
обслуживание крепления проводов воздушных линий
3.7.1.	Варианты крепления (вязки) проводов к изоляторам
Крепление проводов к штыревым изоляторам производится следу-
ющим образом: на прямом участке линии провода должны быть при-
креплены к головке или шейке изолятора со стороны опоры; в местах
изменения направления линии — к шейке изолятора с наружной сто-
роны угла (рис. 3.23); на участках, подверженных ветровому воздействию
проводов, над пассажирскими платформами, при пересечении желез-
нодорожных путей, шоссейных дорог, в населенной местности должно
быть рессорное крепление; на участках, подверженных автоколебани-
ям или «пляске» проводов, — двойное рессорное крепление (рис. 3.24).
Крепление проводов на подвесных изоляторах выполняют плашка-
ми в седлах. На кривых участках пути плашки должны быть с наружной
стороны кривой. При расположении кронштейна на внутренней сто-
роне кривой с двух сторон от седла должны быть установлены болтовые
зажимы, исключающие случаи проскальзывания провода и разворота
кронштейна.
Крепление проводов марки А, АС на штыревых изоляторах выпол-
няют алюминиевой проволокой диаметром не менее 3,5 мм. Длина вя-
зальной проволоки зависит от сечения провода (табл. 3.25).
104
Рис. 3.23. Крепление проводов в желобе головки штыревых изоляторов
(головная вязка):
1 — линейный провод; 2 — вязальный провод; 3 — изолятор
Таблица 3.25
Сечение провода, мм2	Длина вязальной проволоки, мм	
	при боковой вязке провода к изолятору	при вязке провода к головке изолятора
16—25	1300	1700
35—50	1600	2000
70—95	2200	2600
120—150	2800	3200
105
a
3.7.2.	Техническое
обслуживание крепления
подвесных изоляторов
в гирлянде
На металлических крон-
штейнах проверяют надежность
крепления бугеля, состояние
серьги и узлов соединения гир-
лянды изоляторов, наличие
замков. Тарельчатые изоляторы
осматривают, очищают от за-
грязнения, обращая внимание
на состояние поверхности изо-
ляционной детали (фарфор,
стекло). Для осмотра провода в
седле отсоединяют плашку,
проверяют правильность ее ус-
тановки в соответствии с диа-
метром провода.
3.7.3.	Техническое
обслуживание крепления
штыревых изоляторов
На металлических, деревян-
Рис. 3.24. Двойное (а) и двойное рессорное
(б) крепление проводов:
1 — линейный провод; 2 — вспомогатель-
ный провод; 3 — рессорный провод; 4 —
соединительный зажим
ных кронштейнах и траверсах проверяют крепление штыря. Штырь дол-
жен соответствовать типу изолятора. Штыревые изоляторы осматрива-
ют, очищают от пыли и грязи, проверяют надежность крепления их на
штыре. В случае качки изолятора необходимо его снять, заменить на шты-
ре пеньку или насадить полиэтиленовый колпачок, вложить прокладку в
изолятор и навернуть его до упора с возвратом на 1/4 оборота. Контроли-
руют вязку провода к изолятору.
Осмотром проверяют состояние высоковольтных изоляторов. На
металлических траверсах, верхушках железобетонных и металлических
опор, в районах усиленного загрязнения промышленными отходами,
вблизи морей и в местах с повышенной грозовой деятельностью долж-
ны применяться изоляторы ШФ20-В, ШД20; на деревянных траверсах —
изоляторы ШС10-В, ШФ10-В или равноценные им.
106
Провода ВЛ напряжением до 1 кВ должны быть закреплены на изоля-
торах ТФ20. Провода под опорным узлом и в стыковых соединениях ос-
матривают при непосредственном приближении к узлу, провода в проле-
те — с земли с помощью бинокля. Осмотр ведут из безопасного места.
3.7.4.	Натяжение проводов воздушных линий и ветровые нагрузки
Натяжение проводов ВЛ для заданного расстояния между опорами и
при определенной температуре провода (воздуха) определяют по стреле
провеса провода из монтажных таблиц. Расстояния между проводами ус-
танавливают в зависимости от уровня напряжения. На участках с повы-
шенными ветровыми нагрузками, в пролетах транспозиции проводов рас-
стояния между проводами не должны допускать схлестывания проводов.
Механический расчет натяжений проводов на анкерных участках при
различных температурных режимах приведен в Приложении 5, расчет-
ные формулу даны ниже и в Приложении 6. Воздушные линии, состо-
ящие из нескольких проводов, должны быть соединены бандажами че-
рез 5—10 м.
Натяжение провода в пролете определяют по формуле
kl^S
Н = oS; Н=—,
f
где H— натяжение провода, кгс; о — допустимое удельное механическое натя-
жение в проводе, кгс/мм2; 5— сечение провода, мм2;/— стрела провеса прово-
да, м; /— длина пролета между опорами, м; к — 0,000344 для сталеалюминиевых
проводов; к = 0,001 — для стальных проводов.
Длина провода в пролете определяется по формуле
£ = /+<
3/
где L — длина провода, м; / — длина пролета между опорами, м; /— стрела
провеса провода, м.
Стрела провеса провода в середине пролета (при расположении то-
чек крепления проводов у опор на одном уровне и одинаковых высотах
подвеса провода)
г z g/2
1 ?>н’
где /— стрела провеса провода, м; q — результирующая нагрузка на провод,
кге/м; Н — натяжение провода, кгс; I — длина пролета между опорами, м.
107
3.7.5.	Монтажные таблицы стрел провеса проводов
воздушных линий
Стрелой провеса/провода ВЛ при одинаковых высотах подвеса про-
вода называется вертикальное расстояние между низшей точкой про-
вода в середине пролета и горизонтальной линией, соединяющей точ-
ки подвеса провода (рис. 3.25, а).
Рис. 3.25. Стрела провеса провода при его одинаковой высоте (в одном уровне)
(а) и при разной высоте (б):
/ — стрела провеса, м; /| — длина пролета, м; /2 и /3 — условные значения дли-
ны пролетов;/2 и — стрелы провеса провода для условных значений длины
пролетов
108
При различных высотах подвеса провода ВЛ различают стрелу прове-
са провода^ по отношению к высшей точке подвеса (А) и стрелу подвеса
провода./j — по отношению к низшей точке подвеса (В) (рис. 3.25, б).
В качестве примера приведены стрелы провеса и натяжения прово-
дов АС-35, АС-50 и А-185 в табл. 3.26—3.28.
Стрелы провеса и натяжения провода АС-35. Толщина стенки гололе-
да 5, 10 мм, скорость ветра 18—30м/с, минимальная температура возду-
ха —30, —40, —50 °C, эквивалентный пролет 60м.
Таблица 3.26
Длина пролета 1, м	Стрела провеса/, см, в эксплуатации при температуре воздуха для районов -30.. .+50; -40.. .+50; -50.. .+50 °C										
	-30	-20	-10	0	+10	+20	+30	+40	+50		
	-40	-30	-20	-10	0	+10	+20	+30	+40	+50	
	-50	-40	-30	-20	-10	0	+10	+20	+30	+40	+50
40	7	8	9	12	15	19	25	31	37	42	47
50	10	12	14	18	23	30	39	49	58	66	74
60	15	17	21	26	33	44	56	70	83	95	107
70	20	24	28	35	45	59	77	95	113	130	145
Натяжение провода, кН (кто)	4,5 (450)	3,84 (384)	3,19 (319)	2,57 (257)	2,01 (201)	1,53 (153)	1,18 (Н8)	0,95 (95)	0,80 (80)	0,70 (70)	0,62 (62)
Стрелы провеса и натяжения провода АС-50. Толщина стенки гололе-
да 5, 10 мм, скорость ветра 18—30 м/с, минимальная температура возду-
ха —30, —40, —50 °C, эквивалентный пролет 60м.
Таблица 3.27
Длина пролета 1, м	Стрела провеса/, см, в эксплуатации при температуре воздуха, для районов -30...+50; -40...+50; -50...+50 °C										
	-30	-20	-10	0	+10	+20	+30	+40	+50		
	-40	-30	-20	-10	0	+10	+20	+30	+40	+50	
	-50	-40	-30	-20	-10	0	+10	+20	+30	+40	+50
40	7	8	10	13	17	22	28	34	39	45	50
50	И	13	16	20	26	34	43	53	62	70	78
60	16	19	23	29	38	49	62	76	89	101	112
70	22	26	31	39	51	67	85	103	121	137	152
Натяжение провода, Н (кгс)	5500 (550)	4640 (464)	3810 (381)	3030 (303)	2340 (234)	1790 (179)	1410 (141)	1160 (116)	990 (99)	870 (87)	790 (79)
109
Стрелы провеса и натяжения провода Л-185
Таблица 3.28
Длина пролета 1, м	Стрела провеса f, см, при температуре воздуха для районов -30.. .+40; -40.. .+40; -50.. .+40 °C и интенсивности гололеда 10 мм									
	-30 -40 -50	-20 -30 -40	-10 -20 -30	0 -10 -20	+10 0 -10	+20 + 10 0	+30 +20 + 10	+40 +30 +20	+40 +30	+40
40	11	17	19	26	35	43	51	58	65	71
50	17	22	30	42	55	68	81	92	102	111
60	25	32	44	60	79	98	116	133	147	161
70	34	44	60	82	108	134	158	180	200	219
80	44	57	77	106	140	173	205	234	260	284
Натяжение, кН (кгс)	9,0 (900)	7,0 (700)	5,2 (520)	3,8 (380)	2,9 (290)	2,3 (230)	2,0 (200)	1,7 (170)	1,5 (150)	1,4 (140)
Примечания: 1. Эквивалентный пролет— пролет, в котором при изменениях
температуры натяжение провода изменяется по тому же закону, как на анкерном
участке при действительно имеющихся пролетах (см. Приложение 5).
2.	Натяжение провода действительно при расположении точек крепления про-
водов у опор на одном уровне.
Стрелы провеса проводов СИП-3 1x50 (см. табл. 3.12).
3.7.6.	Измерение стрелы провеса провода воздушных линий
Измерение стрелы провеса провода с помощью реек выполняют с
подъемом на опору (рис. 3.26).
Рис. 3.26. Измерение стрелы
провеса:
1 — опора; 2— измерительная рей-
ка; 3 — провод воздушной линии;
F— стрела провеса провода
ПО
Измерения прибором «Даль» (ультразвуковой цифровой измеритель
расстояния) высоты подвеса провода выполняются в соответствии с
паспортом изготовителя изделия.
Для измерения стрелы провеса провода диаметром 12 мм и более
рекомендуется применять лазерный дальномер.
3.8.	Габариты воздушных и кабельных линий
3.8.1.	Габариты воздушных линий
Работники районов электроснабжения периодически измеряют га-
бариты опор, т.е. расстояния от оси пути до передней со стороны пути
грани опор воздушных ли ний, прожекторных мачт, установленных в теле
земляного полотна.
Габарит приближения строения С (контур) — предельное попереч-
ное (перпендикулярное к оси пути) очертание, внутрь которого не дол-
жны заходить части сооружений и устройств.
Высоту подвеса проводов ВЛ измеряют при максимальной стреле
провеса: в пролете от нижней точки провода до земли; при пересечении
с автомобильной дорогой — до поверхности ее проезжей части; при пе-
ресечении с железной дорогой — до уровня головки рельса; при пересе-
чении контактной сети — до наивысшего провода или несущего троса
(рис. 3.27). По результатам измерений принимают меры по соблюде-
нию установленных норм, как показано ниже и в табл. 3.29 и табл. 3.30.
При напряжении ВЛ, кВ..................До 20; 35—150; 220—330; 500
Минимальное расстояние а, м
(Н— высота опоры)......................................3; 6; 8; 10
Расстояние от нижней точки проводов воздушных линий электро-
передачи напряжением выше 1000 В до поверхности земли при макси-
мальной стреле провеса должно быть не менее: 6 м — на перегонах, в
том числе 5,0 м — в труднодоступных местах; 7,0 м — при пересечениях
с автомобильными дорогами, на станциях и в населенных пунктах.
При пересечениях железнодорожных путей расстояние от нижней
точки проводов воздушных линий электропередачи напряжением выше
1000 В до уровня верха головки рельса неэлектрифицированных путей
должно быть не менее 7,5 м. На электрифицированных линиях это рас-
стояние до проводов контактной сети должно устанавливаться в зави-
симости от уровня напряжения пересекаемых линий в соответствии с
111
дорога
в
г
Рис. 3.27. Воздушные переходы ВЛ через железнодорожные пути (о), через автомобильные дороги (6)> пересечения
и сближения воздушных линий с контактной сетью над опорой (в) и в середине пролета (г)
Таблица 3.29
Объект пересечения	Допустимое расстояние А, м, до линий ВЛ при			
	до 1 кВ	3 кВ	25—35 кВ	ВЛ ПЭ 6—10 кВ
Несущий трос	2	2	2	2
Провода ВЛ: 10 кВ	2	2	3	2
20—10 кВ	3	3	3	3
150—220 кВ	4	4	4	4
400—500 кВ	5	5	5	5
Таблица 3.30
Напряжение ВЛ, кВ	До 110 кВ	150—220 кВ	330—500 кВ
Расстояние Б, м, не менее	7	8	9
Расстояние В, м, не менее	2—4	5—6	8—10
правилами устройства электроустановок и по техническим условиям
железной дороги.
На пересечениях ВЛ СЦБ и ВЛ ПЭ с естественными препятствия-
ми, если длина переходного пролета на 25 % и более превышает длину
усредненного пролета, для линий ВЛ СЦБ, ВЛ ПЭ напряжением 6—35 кВ
применяются многопроволочные провода. Соединение проводов в пе-
ресекающихся пролетах не допускается.
Минимальное сечение проводов марки АС, мм2, для пересекаемых
объектов приведено ниже.
Железные дороги.............................................35
Воздушные линии до и выше 1 кВ..............................25
Линии связи классов I и II..................................35
Автодороги категорий I—IV...................................25
Трамвайные и троллейбусные линии............................25
Судоходные реки и каналы ...................................25
Надземные трубопроводы и канатные дороги....................35
3.8.2.	Габариты кабельных линий
Габариты размещения кабеля на опорах, в земляных траншеях и про-
ход кабеля под железнодорожными путями, автомобильными дорога-
ми, а также сближение кабелей с опорами воздушных линий показаны
на рис. 1.5, 3.9, 3.15, 3.28.
114
а	б	ВидА
5000
Рис. 3.28. Анкеровка проводов на А-образной (а) и АП-образной (б) концевых опорах кабельных
одно- и двухцепных линий с разъединителем РЛНД-10:
L — длина опоры; h — длина опоры в подземной части; Н — высота опоры; Н{ — высота установки нижней траверсы
1250
3.9.	Техническое обслуживание и ремонт жестких анкеровок
воздушных линий
3.9.1.	Проверка жестких анкеровок воздушных линий
Осматривают кронштейны, изоляторы, обращают внимание на состо-
яние стержней и степень их повреждения коррозией. Проверяют соедине-
ние изоляторов между собой и узлы соединения гирлянды изоляторов с
проводом и анкерной штангой, а также штанги с опорой. Обращают вни-
мание на состояние закладных деталей, валиков, наличие шплинтов, не
допускается самопроизвольное выдавливание валиков. Резьбовые части
покрывают антикоррозионной смазкой, выявленные дефекты устраняют.
Медные и алюминиевые провода должны иметь концевую заделку
через вилочный коуш с креплением трубчатым соединителем или вре-
менно тремя болтовыми соединительными зажимами. Сталемедные
провода должны иметь концевую заделку через клиновые зажимы. На
выступающих концах из клинового зажима длиной 100—150 мм должен
быть наложен бандаж.
3.9.2.	Проверка прогиба опоры, состояния оттяжек и анкеров
Проверяют состояние анкерных оттяжек и анкеров. Натяжение опре-
деляют по частоте собственных колебаний оттяжки. Ослабленную оттяж-
ку вытягивают натяжной съемной муфтой и нагружают, затягивая гайку.
Смазывают резьбовую часть штанги. Осматривают узлы крепления.
Прогиб опоры более 100 мм не допускается. В шарнирных узлах от-
тяжек проверяют наличие шплинтов, гаек, износ болтов и валиков, а
также крепление оттяжек к опоре и анкеру. Осмотр анкера в подземной
и надземной частях выполняют так же, как фундаментов металличес-
ких прожекторных мачт.
3.10.	Техническое обслуживание и ремонт заземлений
3.10.1.	Технические требования и нормы
Заземление — преднамеренное электрическое соединение какой-либо
точки системы электроустановки или оборудования с заземляющим ус-
тройством. Различают рабочее и защитное заземление.
Рабочее заземление — заземление, которое предназначено для под-
ключения аппаратуры к земле при использовании земли в качестве об-
116
ратного провода. К рабочим заземлениям присоединяют металличес-
кие корпуса силового оборудования и т.п.
Защитное заземление — заземление частей электроустановки с це-
лью обеспечения электробезопасности.
В электроустановках выполняются два вида заземления: высоковольт-
ное — в сети высокого напряжения и низковольтное — в сети низкого
напряжения.
Заземляющим устройством, или заземлением, называют устройство,
состоящее из заземлителей — металлических электродов любой формы
(труба, стержень, проволока и т.п.), заложенных в землю и имеющих с
ней электрический контакт, и проводников, соединяющих заземлите-
ли с устройствами силовой цепи.
Каждое заземляющее устройство обладает электрическим сопротив-
лением, зависящим от конструкции заземлителей, их количества, рас-
положения и глубины закопки в грунт, а также от удельного сопротив-
ления прилегающих к заземлителям слоев земли (грунта).
В устройствах силовых цепей наибольшее применение находят стер-
жневые заземлители из уголкового профиля, круглых стальных стерж-
ней, а также из некондиционных труб. Заземления опор для молниеот-
водов, прожекторных мачт, воздушных линий выполняют из стальной
линейной проволоки. Стержневой заземлитель из стали уголкового про-
филя имеет следующие размеры: 45x45x4, или 50x50x4, или 60x60x4 мм
длиной 2—3 м. Нижний конец заземлителя для удобства забивки в грунт
срезают под углом 60° к горизонтали. К верхнему концу заземлителя
приваривают одну или свитые в жгут две-три стальные оцинкованные
проволоки диаметром 4 или 5 мм для соединения заземлителя с зазем-
ляющим устройством. Выше приварки проволоки на заземлитель уста-
навливают и приваривают хомут из стальной проволоки, что увеличи-
вает прочность соединения. Перед забивкой заземлителя разрабатыва-
ют котлован глубиной до 0,9 м и шириной 1,2x1,4 м и в центре этого
котлована забивают заземлитель с таким расчетом, чтобы его верхний
край был на 100—150 мм выше дна котлована.
На воздушных линиях напряжением 10 кВ заземления устраивают у
силовых, концевых, кабельных опор и опор с разъединителями, а также
на всех железобетонных опорах, проходящих по населенной местнос-
ти. На силовых и других опорах, где подлежат заземлению элементы
высоковольтного и низковольтного оборудования (рис. 3.29), устраи-
вают два заземления: высоковольтное и низковольтное. Схемы зазем-
ления КТП приведены на рис. 3.30.
117
0.5 м
Рис. 3.29. Схемы заземления промежуточной (а) и силовой (б) опор ВЛ СЦБ, а также схема измерения сопротивления
заземления (в)
б
Отдельная опора
(опора КС)
27,5 кВ| ^ПКТ-35м|
1РЛНД-35______
ЩРТ-35
Земля (рельс)
КТП
□к
0,2
R <5 Ом
кВ
Рис. 3.30. Схемы заземления КТП: а — трехфазная КТП 27,5 кВ мощностью до 25 кВ-A; б — трехфазная КТП 27,5 кВ
мощностью более 25 кВ-A с глухозаземленной нейтралью вторичной обмотки; в — однофазная КТПО 27,5 кВ
мощностью до 10 кВ-A; г — КТП 6—10 кВ, питающая от ВЛ ПЭ, проложенной по опорам контактной сети:
1 — корпус высоковольтного шкафа; 2 — разрядник; 3 — предохранитель; 4 — трансформатор; 5 — металлический
корпус КТП; 6 — корпус низковольтного шкафа; 7— пакетный выключатель; 8 — искровой промежуток; 9 — контур
заземления; 10 — высоковольтный разъединитель
Заземление в сети высокого напряжения предназначено для заземле-
ния корпуса силового трансформатора, разрядников, ПКН, привода
разъединителя. Заземление, состоящее из трех свитых в жгут стальных
оцинкованных проволок диаметром 5 мм, идущих к заземлителям, про-
кладывают по опоре. Жгут крепится к деревянной опоре через каждые
0,5 м проволочными скобами, а к железобетонной опоре — проволоч-
ными хомутами или пластмассовыми клицами. Заземляющие провод-
ники приваривают к первому от опоры стержневому заземлителю, на
место сварки наносят мастику. Количество заземлителей в сети высо-
кого напряжения определяют расчетом, однако в любом случае их дол-
жно быть не менее двух. Ответвления из стальной проволоки всех эле-
ментов высоковольтного оборудования присоединяют на опоре к за-
земляющей магистрали.
Заземление в сети низкого напряжения состоит из двух стальных про-
волок диаметром по 5 мм, свитых в жгут, к которому присоединяют эле-
менты низковольтного оборудования (корпус кабельного ящика, про-
бивные предохранители) и заземлители.
Расстояние между системами заземлителей низкого и высокого
напряжения должно быть не менее 5 м, а между заземлителями внут-
ри каждой из систем — 5+0,5
м. Забивают заземлители с таким расче-
том, чтобы верхний край стержня находился от поверхности земли
на 0,6—0,8 м; соединение заземлителей между собой осуществляют
при помощи жгута из двух-трех стальных оцинкованных проволок,
привариваемых к заземлителям.
3.10.2.	Проверка сопротивления опор ВЛ СЦБ
Для измерения сопротивления одиночного заземлителя инвентар-
ные электроды забивают в грунт на глубину 0,5 м по одной линии на
расстоянии 25 и 15 м. Для измерения сопротивления сложных заземля-
ющих устройств электроды располагают по одной линии на расстоя-
нии не менее 50 м перпендикулярно к диагонали заземляющего устрой-
ства (см. рис. 3.29, в). Сопротивление заземления опоры с трансформа-
тором мощностью до 100 кВА должно быть не более 10 Ом, а с
трансформатором мощностью более 100 кВ-A — не более 4 Ом. У сило-
вых опор, на которых установлены трансформаторы 6—10 кВ с за-
земленной нейтралью, — 4 Ом, с изолированной нейтралью — 10 Ом.
У опор с линейными разъединителями — предохранителями или раз-
рядниками 6—25 кВ — 10 Ом. У остальных железобетонных и метал-
120
лических опор ВЛ 6—25 кВ в населенной местности в зависимости от
удельного сопротивления грунта (р) — в соответствии с приведенны-
ми данными.
Удельное сопро-
тивление
грунта р, Ом-м........до	100; более 100 до 500; более 500 до 1000; более 1000
до 5000; более 5000
Сопротивление
заземлителя R, Ом, не более.......................10;	15; 20; 30; 0,006 р
У железобетонных и металлических опор в сетях напряжением до 1 кВ
сопротивление заземляющих устройств должно быть не более значений,
приведенных в табл. 3.31, а у заземлителей, предназначенных для за-
щиты от грозовых перенапряжений, — не менее 30 Ом (независимо от
удельного сопротивления грунта р)
Таблица 3.31
Удельное сопро- тивление грунта р, Ом м	Сопротивление заземлителя опоры R, Ом, не более		
	в сетях с изолиро- ванной нейтралью	с повторным заземлением в сетях, В	
		380/220	220/127
До 100	50	30	60
100	50	О,3р	0,6р
3.10.3.	Измерения сопротивления и проверка состояния
индивидуального заземлителя КИТ 6—10 кВ
Работа выполняется в летнее время, в сухую погоду, со снятием на-
пряжения с КТП. В работе используют измеритель сопротивления за-
землений Ф416, Ф4103 (М416), провода для подключения (изолирован-
ные сечением 1,5—2,5 мм2), защитные и монтажные приспособления.
Правильность схемы заземляющего устройства КТП проверяют вне-
шним осмотром. КТП 6—10 кВ, питаемые от ВЛ 6—10 кВ, проложен-
ной по опорам контактной сети, заземляются на самостоятельный
контур по схеме рис. 3.30, г. Внешним осмотром контролируют целост-
ность и исправность всех элементов заземления, а также надежность
соединений между ними. Не допускаются в цепи заземлений обрывы,
общая или местная коррозия которых более 25 % сечения, а также ос-
лабленные крепления в местах соединений. Ослабленные крепления
121
следует подтянуть. Соединение остальных заземляющих проводников
между собой и контактные соединения их с заземлителями должны вы-
полняться, как правило, сваркой внахлестку (длина ее должна быть рав-
на двойной ширине полосы или шести диаметрам круглого прутка). При
разборном соединении в этих местах должно быть по два болтовых зажи-
ма. Необходимо тщательно проверить их состояние и надежность креп-
ления, убедиться в отсутствии коррозии, наличии контргаек; ослаблен-
ные крепления подтянуть, при необходимости перебрать с зачисткой
контактных поверхностей.
Необходимо проверить состояние антикоррозионного покрытия от-
крытых металлических элементов заземления и определить необходи-
мость возобновления окраски. Для этого измеряют сопротивление за-
землителя отдельно стоящей опоры с разъединителем для подключе-
ния КТП. Для измерения сопротивления самостоятельного контура
заземления КТП нужно забить электроды на глубину 0,5—0,7 м и со-
брать испытательную схему в соответствии с рис. 3.31. Места соедине-
ний тщательно зачистить.
На период измерений следует снять заземляющую штангу с высокой
стороны (если штанга присоединена к измеряемому заземлителю).
Рис. 3.31. Схема измерений сопротивления растеканию контура заземления
КТП прибором М416:
1 — прибор М416 (£] и Е2 — потенциальные зажимы, /, и /2 ~ токовые зажи-
мы); 2— соединительные провода; 3, 4— измерительные электроды (потенци-
альный ПЭ и токовый ТЭ); 5 — измеряемый контур заземления (Д — наиболь-
шая его диагональ); Чзп — расстояние от контура до потенциального электрода
ПЭ; Чзт — расстояние от контура до токового электрода ТЭ
122
Перед измерением зажимы Ех и 1Х прибора соединить между собой
имеющейся на задней стенке прибора перемычкой, а переключатель
пределов измерений поставить на отметку «х1». Вращая рукоятку при-
бора со скоростью около двух оборотов в секунду, необходимо повора-
чивать ручку реостата вокруг оси, добиваясь установки стрелки прибо-
ра на красной отметке шкалы. После чего, не прекращая вращения руч-
ки генератора, следует перевести переключатель схемы из положения
«Регулировка» в положение «Измерение» и определить по шкале вели-
чину измеряемого сопротивления. Если измеряемая величина сопро-
тивления менее 0,1 Ом, то необходимо снять перемычку между зажи-
мами и Ц прибора и соединить их с испытываемым заземляющим
устройством отдельными проводами. Измерения производятся при рас-
положении потенциального электрода ПЭ на расстоянии 0,4Чзт; 0,5Чзт
и 0,6Чзт (Чзт — см. рис. 3.31). Если полученные значения при положе-
ниях электрода на расстоянии 0,4Чзт и 0,6Чзт отличаются между ними
не более 10 %, то принимается величина, измеренная по положению
электрода при 0,5Чзт. В противном случае измерение следует повторить
при увеличенном в 1,5—2 раза расстоянии Чзт.
По окончании измерений необходимо установить заземляющую
штангу, которая была снята на период измерений.
Результаты измерений заносят в блокнот и сопоставляют их с пре-
дыдущими измерениями и нормативными величинами, приведенны-
ми в табл. 3.32.
Таблица 3.32
Наименование устройства	Удельное сопротивле- ние грунта, р, Ом м	Сопротивление контура заземления R, Ом
КТП 6—10 кВ: мощностью до 10 кВ-А, работающих с изолиро- ванной вторичной об- моткой трансформатора остальные КТП	Независимо от р до 100 Более 100	10 4; 4р/100; не более 125//3
Примечание. /3 — расчетный ток замыкания на землю; выравнивающий контур
заземления не испытывается, и величина его сопротивления не нормируется.
123
Производят вскрытие грунта в зоне одного из электродов зазем-
лителя на глубину 0,3—0,5 м. Для этого очищают поверхность зазем-
ляющих элементов, осматривают их состояние и место соединения
(сварки) с электродом. Элементы заземлителя подлежат замене при
разрушении более 50 % сечения. Нарушенные сварные соединения не-
обходимо восстановить. При неудовлетворительных результатах осмот-
ра следует провести вскрытие грунта во всех остальных зонах заземли-
теля. После осмотра и восстановительного ремонта необходимо засы-
пать места вскрытия заземлителя грунтом с трамбованием. Результаты
осмотра фиксируют в блокноте.
По окончании измерений присоединяют рабочее заземление КТП к
рельсу, зачистив контактные соединения и установив на место предуп-
реждающий знак высокого напряжения (стрелу красного цвета).
Вставляют на место низковольтные предохранители и снимают за-
коротки с низковольтных выводов, а также заземляющую штангу с вы-
сокой стороны. Включают высоковольтный разъединитель КТП.
3.11.	Обход с осмотром состояния устройств
электроснабжения воздушных и кабельных линий
3.11.1.	Основные требования к обходу
Обход с осмотром выполняет непосредственно начальник района
электроснабжения или по его распоряжению с уведомлением энерго-
диспетчера о времени и месте обхода, составе бригады совместно с элек-
тромехаником или с двумя электромонтерами района электроснабже-
ния. При себе необходимо иметь бинокль, блокнот для записи с пись-
менными принадлежностями или Книгу записи результатов проверки
устройств электроснабжения (форма ЭУ-83Б), жилет сигнальный, мо-
лоток, рулетку измерительную.
Обходы с осмотром состояния устройств электроснабжения выпол-
няют с целью выявления отступления от технических норм и требова-
ний охраны труда и организации их устранения в кратчайшие сроки.
Осмотр производится с оценкой состояния каждого элемента устройств
электроснабжения, определяются виды и объемы работ по текущему и
капитальному ремонтам.
При обходах необходимо следовать разработанными и согласован-
ными маршрутами, соблюдая меры безопасности при нахождении на
124
железнодорожных путях в соответствии с Инструкцией по безопаснос-
ти для электромонтеров контактной сети ЦЭ-761 от 15.06.2000 г.
Осмотр ведут по каждой трассе воздушной и кабельной линии пос-
ледовательно из удобных и безопасных мест, откуда видны все узлы и
элементы устройств, сосредоточивая внимание на узлах и устройствах
низкой надежности. Воздушные и кабельные линии должны соответ-
ствовать требованиям Правил устройств электроустановок (ПУЭ).
Выявленные отступления (неисправности) устройства фиксируют в
Книге записи результатов проверки устройств электроснабжения или
блокноте с указанием места обнаружения (станция, перегон, номера
линии, номера пути, номера опоры, пролета и т.п.) и описанием обна-
руженных неисправностей.
При обнаружении неисправностей, угрожающих безопасности дви-
жения поездов, жизни людей, через энергодиспетчера принимают меры
по их немедленному устранению или ограждению с соблюдением орга-
низационных и технических мероприятий.
3.11.2.	Осмотр воздушных линий
В охранной зоне трассы ВЛ 6—10 кВ не должно быть посторонних
предметов (стогов сена, строений, штабелей леса, куч ветвей деревьев и
т.п.), угрожающих нарушениями электроснабжения потребителей, в том
числе устройств СЦБ, постов ЭЦ, переездов и т.п.
Визуально проверяют расстояние по горизонтали от кроны деревь-
ев до крайних проводов ВЛ. Оно должно быть не менее 1,5—4 м в за-
висимости от уровня напряжения линии и высоты лесонасаждений
(рис. 3.32). Выявляют деревья и кустарник, угрожающие падением на
провода ВЛ; определяют участки и объемы расчистки от древесно-кус-
тарниковой растительности.
Оценивают состояние устройств электроснабжения: анкеровок про-
водов воздушной линии, трассы в зоне воздушных переходов ВЛ через
автодороги, железнодорожные пути, состояние кабельных вставок ВЛ,
устройств на силовых опорах, КТП и других потребителей.
Визуально оценивают положение (натяжение) проводов по стрелам
провеса, выявляют места, где необходимо провести инструментальную
проверку. Обращают внимание на минимальные расстояния от нижней
точки подвеса проводов при наибольшей стреле провеса до поверхнос-
ти земли и сооружений, расстояния между проводами ВЛ, в том числе
при сближении и пересечении других ВЛ. Величины стрел провеса про-
125
Допускается
Рис. 3.32. Охранные зоны воздушных линий
водов АС-35, АС-50 и проводов СИП-3 приведены в табл. 3.12, 3.26 и
3.27.
Проверяют состояние при транспозиции проводов и мест пересече-
ния с естественными препятствиями. В пролетах не допускаются соеди-
нения проводов (стыковки), на стадии проектирования длина пролета
при транспозиции проводов должна быть сокращена на 25 % д лины при-
легающих пролетов, крепление проводов к изоляторам должно быть двой-
ное, в пролете должно быть исключено схлестывание проводов.
Осмотром контролируют крепление проводов к штыревым изолято-
рам. Крепление проводов СИП-3 на штыревых изоляторах (ШФ20-Г,
ШФ20УО ) должно быть выполнено на шейках или в желобах изолято-
ров спиральными пружинными вязками или спиральной вязкой.
Проверяют состояние проводов в местах их стыковки, пайки, кон-
цевых заделок и ответвлений от проводов, подключения оборудования
(силовых опор, КТП, ТП и т.п.). Не допускается применение нетипо-
вых узлов и зажимов. Обрывы жил или наличие цветов побежалости на
зажимах и проводах свидетельствуют о дефектности узла. Снижение
площади сечения проводов более 15 % не допускается.
126
3.11.3.	Осмотр кабельных линий
Проверяют состояние кабельной линии, наличие реперов. Охран-
ная зона высоковольтного кабеля должна быть не менее 2 м (по одному
метру в обе стороны от кабеля). В этой зоне не должно быть просадок
или размыва грунта, проведения земляных работ, возведения каких-либо
сооружений или складирования материалов, конструкций и т.п. На па-
хотных землях, занятых посевами, кабель прокладывается без охран-
ной зоны (на глубине не менее 1 м).
Внешним осмотром проверяют состояние кабельных линий при от-
крытой прокладке: по опорам, на тросах, в тоннелях и в других доступ-
ных для осмотра местах. В местах жесткого крепления небронирован-
ных кабелей оболочка должна быть защищена от повреждений при по-
мощи эластичных прокладок. В тоннелях кабели должны быть уложены
на специальных конструкциях, закрепленных на стенках тоннеля, и на
всем протяжении не иметь джутового покрытия; на участках перемен-
ного тока должны быть заземления в начале и конце тоннеля.
Контролируют состояние концевых муфт на отсутствие подтеков
кабельной массы, сближения жил кабеля, выведенных из муфты; ис-
правность заземления корпуса муфты, свинцовой оболочки и брони
высоковольтных кабелей. Проверяют, защищены ли кабели на выходах
из земли от механических повреждений.
При осмотре концевой термоусаживающей муфты контролируют ее
состояние, подключение воздушной линии (или шлейфа разъедините-
ля) к кабелю.
Проверяют наличие в начале и конце кабельных линий бирок с ука-
занием марки, сечения и напряжения кабеля, а также номера или дис-
петчерского наименования линии. Обозначения на бирках должны быть
хорошо видимыми (читаемыми).
3.11.4.	Осмотр опор
Внешним осмотром проверяют состояние опор, прожекторных мачт:
на опорах не должно быть птичьих гнезд и других посторонних предме-
тов; прогиб опор более 100 мм не допускается.
Отклонение вершин опор ВЛ от вертикальной оси не должно быть
более: для концевых и угловых опор — 1/120 Я(при высоте опоры 10 м —
12 см); для прямых опор анкерного типа — 1/100 Я; для промежуточных
опор всех типов — 1/140 Н, где Н— высота опоры от земли (фундамента).
127
Не допускается вспучивание, оседание или смещение грунта вблизи
стоек опоры; а также повреждения фундаментной части железобетон-
ных стоек или приставок. Опоры, установленные вблизи проезжей час-
ти автодорог, мест погрузки, выгрузки грузов, работы автокранов, дол-
жны иметь защитные ограждения от наезда транспортных средств, со-
ударения стрелой крана.
Проверяют наличие плаката на опоре, правильность его установки и
видимость номера опоры, год установки, наличие предупредительного
знака «Осторожно! Электрическое напряжение». На опорах ВЛ плака-
ты должны быть установлены на высоте 2,5—3,0 м от поверхности зем-
ли, а в населенной местности — на всех силовых, концевых, промежу-
точных опорах, на опорах с разъединителями, трансформаторами, на
всех остальных опорах — не реже чем через одну опору. На переходах
через дороги плакаты должны быть обращены в сторону дороги, в ос-
тальных местах — в сторону железнодорожных путей.
Определяют необходимость замены плакатов. У опор, подлежащих
заземлению, проверяют состояние заземляющих проводников и их со-
единений, а также состояние антикоррозионного покрытия.
Контролируют состояние надземной части железобетонных опор. Не
допускаются продольные и поперечные трещины, сколы бетона. Про-
стукиванием опоры молотком определяют состояние взаимодействия
арматуры и бетона. Звонкий звук свидетельствует о нормальном состо-
янии арматуры и бетона, глухой — о нарушении связи арматуры и бето-
на. Определяют необходимость дополнительной приборной оценки
состояния железобетонной опоры.
Проверяют состояние металлических опор, прожекторных мачт. Осмат-
ривают состояние сварных соединений, оценивают качество защитного
покрытия и определяют необходимость его возобновления. Проверяют
крепление опоры к фундаменту, состояние анкерных болтов, особенно в
местах погрузки и выгрузки химических удобрений и других агрессивных
по отношению к металлу грузов. Опора (мачта) не должна быть засыпана
грунтом, щебнем или завалена другими материалами и конструкциями.
Деревянные опоры ВЛ проверяют наружным осмотром и просту-
киванием древесины. Обращают внимание на расслоение древесины,
степень ее загнивания в местах соединения с приставкой. Молотком
простукивают древесину. Звонкий звук свидетельствует об отсутствии
загнивания в данном месте, глухой — о наличии загнивания. На дере-
128
вянной опоре должен быть порядковый номер, год установки и дата
проверки на загнивание. Дефектные опоры должны иметь трафарет
«Не влезай, опасно».
Проверяют крепление деревянной опоры к железобетонным пристав-
кам, состояние бандажей. Выявляют наличие местного или кругового
поверхностного загнивания опоры. Осматривают железобетонные при-
ставки. Продольные, поперечные трещины, выбоины глубиной более 3 мм
не допускаются. Простукиванием молотком проверяют состояние над-
земной части железобетонной приставки. Определяют необходимость
ремонта, замены или дополнительного обследования с оценкой техни-
ческого состояния опоры и приставки в надземной части опоры.
В местах, где возможны низовые пожары, контролируют наличие
защитных мероприятий от огня. Вокруг каждой стойки (опоры ) долж-
ны быть канавки на расстоянии 1,6—2 м глубиной 0,4 м и шириной 0,6 м,
или стойки должны быть установлены на железобетонных приставках
и иметь расстояние от земли до нижнего торца стойки не менее 1 м.
3.11.5.	Осмотр кронштейнов
Визуально (в бинокль) осматривают крепления на опорах кронш-
тейнов и траверс, оценивают их состояние и положение. Кронштейны
и траверсы не должны иметь отклонений свыше ±100 мм от положе-
ния, перпендикулярного к оси проводов. Визуально проверяют креп-
ление проводов на изоляторах и изоляторов на штырях: срыв штыре-
вых изоляторов со штырей и крюков не допускается.
Проверяют надежность крепления и состояние бруса деревянных
кронштейнов, особенно в местах соединений. Кронштейны не должны
иметь видимых следов гниения. Металлические кронштейны и детали
должны быть защищены (окрашены или оцинкованы) от влияния ат-
мосферы. Определяют необходимость возобновления окраски.
На кронштейнах ВЛ 6—10 кВ, установленных на металлических и же-
лезобетонных опорах, заземленных на тяговый рельс, должны быть уста-
новлены ограничительные штыри высотой 200 мм со стороны опоры.
У кронштейнов ДПР для предупреждения их от разворота на ветро-
вых участках должны быть сделаны ограничительные накладки или на
проводе установлены болтовые зажимы по обе стороны от седла.
На железобетонных опорах проверяют наличие присоединений зак-
ладных деталей и хомутов ВЛ к заземляющему спуску.
9-773
129
При осмотре металлических кронштейнов с подвесными изолято-
рами контролируют наклон гирлянд изоляторов, крепление проводов
в седлах и положение кронштейнов относительно продольной оси ли-
нии.
3.11.6.	Осмотр изоляторов
Внешним осмотром проверяют состояние высоковольтных изоля-
торов. Провода ВЛ 6—10 кВ на металлических кронштейнах и на ма-
кушках железобетонных опор должны крепиться на штыревых изоля-
торах на напряжение 20 кВ (ШД-20, ШФ-20, ШЖБ-20 и другие равно-
ценные). На деревянных кронштейнах провода крепятся на штыревых
изоляторах (на напряжение 10 кВ изоляторы типа ШС-10, ШФ-10 и
другие равноценные).
Если на металлических кронштейнах применяются подвесные та-
рельчатые фарфоровые или стеклянные изоляторы в гирляндах, коли-
чество изоляторов должно соответствовать требованиям степени заг-
рязненности атмосферы (СЗА). При осмотре изоляторов необходимо
убедиться в отсутствии перекрытия изоляторов, сколов или у фарфоро-
вых изоляторов — отслоения изоляционной детали от шапки изолято-
ра; у стеклянных изоляторов — разрушения изоляционной детали.
Проверяют положение гирлянды изоляторов, ее вертикальность,
обращают внимание на возможность поджатия подвесных изоляторов
к заземленным конструкциям под воздействием низких температур воз-
духа или порывов ветра, разности высоты подвеса провода от земли,
автоколебаний и других причин. Определяют необходимость установ-
ки на проводах или поддерживающих конструкциях изолированных
профилей для усиления изоляции. Выявленные дефектные изоляторы
подлежат незамедлительной замене.
3.11.7.	Осмотр разъединителей
Проверяют положение разъединителей и их приводов, наличие зам-
ков на приводах и соответствие их энергодиспетчерскому наименова-
нию. В бинокль осматривают состояние изоляторов, положение ножей
и губок, подключение шлейфов к разъединителю и проводам ВЛ (или к
кабелю). Обращают внимание на площади сечения шлейфов. Проверя-
ют исправность заземления кронштейна и привода разъединителя.
130
3.11.8.	Оформление результатов обхода с осмотром
Результаты обхода с осмотром устройств электроснабжения (записи из
блокнота) переносят в Книгу осмотров и неисправностей (форма ЭУ-83).
Устанавливают сроки устранения выявленных отступлений.
3.12.	Проверка осмотром состояния воздушных переходов
через железнодорожные пути, автомобильные дороги, ВЛ,
контактную сеть и сближения с другими объектами ВЛ
Переходы и места сближения ВЛ осматривают визуально и в бинокль.
На переходах через контактную сеть (см. рис. 3.27) ВЛ напряжением
выше 1 кВ, смонтированных на металлических опорах, обращают вни-
мание на состояние опор, изоляторов, узлы крепления и вытяжку про-
водов, проверяют расстояние между несущим тросом контактной под-
вески, ВЛ СЦБ, ВЛ ПЭ, ДПР и проводами пересекающей линии, убеж-
даются в наличии грозозащитных мер, отсутствии соединений тросов и
проводов в пролете.
Расстояния по вертикали между наивысшими проводами или несу-
щими тросами контактной сети, ВЛ, верхом опоры и нижними провода-
ми пересекающей ВЛ определяют зеркальным или угломерным прибо-
ром. Эти расстояния должны быть не менее указанных в табл. 3.29 и 3.30.
Для определения расстояния по вертикали между несущим тросом
контактной подвески и нижним проводом ВЛ угломерный прибор ус-
танавливают (см. рис. 3.27, г) на произвольном расстоянии OMt от ме-
ста пересечения проекций проводов ВЛ и контактной подвески пер-
пендикулярно к оси пути и измеряют угол oq. Затем прибор переносят в
точку М2 на расстояние ОМ2 = ОМ! перпендикулярно к проекции про-
водов ВЛ и измеряют угол а2. По тангенсам углов cq и а2 и расстоянию
OMj определяют длину отрезков ONj и ON2. Разность между этими от-
резками дает искомое расстояние.
При осмотре переходов через контактную сеть воздушных линий
обращают внимание на состояние деревянных опор, железобетонных
приставок, траверс. На опорах с подвесными изоляторами допускают
одинарное крепление проводов. При применении штыревых изолято-
ров крепление проводов ВЛ должно быть двойным. При осмотре места
сближения ВЛ с устройствами контактной сети, ВЛ измеряют расстоя-
131
ния В по горизонтали между проводами контактной сети и ВЛ как рас-
стояние между проекциями ближайших проводов этих линий.
Расстояния от нижней точки проводов ВЛ напряжением выше 1 кВ
до поверхности автомобильных дорог (земли) при максимальной стре-
ле провеса провода должно быть не менее 7 м в населенных пунктах, 6 м —
на перегонах и 5 м — в труднодоступных местах.
Результаты осмотра пересечений воздушных линий с участием вла-
дельцев ВЛ оформляются актом установленной формы (ПУТЭКС
ЦЭ-868 от 11.12.2001 г., Приложение 7).
Контрольные задания
1.	Назовите марки проводов, применяемые на воздушных линиях.
2.	Обоснуйте применение проводов марки СИП.
3.	Расскажите о порядке прокладки кабеля в земле.
4.	Расскажите о технологии монтажа кабельной муфты.
5.	Перечислите основные требования к арматуре, применяемой на ВЛ.
6.	Перечислите типы изоляторов и их основные характеристики.
7.	Назовите варианты крепления проводов к изоляторам.
8.	Расскажите о измерении стрел провеса и зависимости стрелы про-
веса от натяжения.
9.	Назовите основные габариты подвеса проводов.
10.	Уточните порядок обхода с осмотром воздушных и кабельных
линий.
11.	Перечислите нормы и требования к устройству заземлений опор, КТП.
Глава 4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
И РЕМОНТ СИЛОВОГО И ЛИНЕЙНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
4.1.	Разъединители наружной установки
Разъединители предназначены для включения и отключения под
напряжением участков электрической цепи при отсутствии токов на-
грузки, а также для обеспечения безопасности работ на отключенном
участке путем создания видимых разрывов электрической цепи и за-
земления отключенных участков при помощи стационарных заземля-
ющих ножей (при их наличии).
НаВЛ 6—35 кВ применяют разъединители РД-35/1000, РЛНД-35/1000,
РЛНДЗ-35/1000, РЛНД-35/600 и другие (табл. 4.1). Разъединители рас-
считаны на длительный ток 600 или 1000 А при напряжении 35 кВ и ток
400—600 А при напряжении 10 кВ. Основанием разъединителя служит
рама. В подшипниках укреплены стержневые изоляторы, соединен-
ные в нижней части тягой (рис. 4.1). При переключении разъедините-
ля изоляторы одновременно поворачиваются на (90±2)° в противопо-
ложном направлении, при этом главные полуножи замыкаются или
размыкаются.
При включенном положении разъединителя один из полуножей вхо-
дит в пальцевые контакты, находящиеся на конце другого полуножа.
На головках изолятора шарнирно укреплены контактные выводы, свя-
занные с полуножами гибкими проводниками из ленточной меди.
Разъединители устанавливают на высоте не менее 6 м от уровня зем-
ли на опорах контактной сети и воздушных линий на выносных крон-
штейнах или на верхней части опор воздушной линии (см. рис. 4.1).
К проводам воздушных и кабельных линий разъединители подключа-
ют перемычками (шлейфами).
Буквы в обозначении разъединителей означают: Р — разъединитель;
Л — линейный; Н — наружной установки; Д — двухколонковый; 3 —
с заземляющим ножом.
133
Таблица 4. J
Параметр	рд- 35/1000	РЛНД- 35/1000	РЛНД- 10/400	РЛНД- 10/630	РЛНД1- 10/400	РЛНД1- 10/630	РЛНД1-10Б- 400
Номинальное напряжение, кВ	35,0	35,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
Наибольшее рабочее напря- жение, кВ	40,5	40,5	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
Номинальный ток, А	1000	1000	400	630	400	630	400
Предельный сквозной ток, кА	63,0	63,0	25,0	25,0	25,0	25,0	25,0
Ток термиче- ской стойкости, кА	25,0	25,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
Габаритные размеры, мм	780x890	885x770	445x940x550	445x940x550	470x1045x550	470x1045x550	450x1100x390
Масса, кг	43	43	39	31	39	40	47
a
Рис. 4.1. Разъединитель наружной установки типа РЛНД1-10Б-400:
а — общий вид разъединителя на анкерной опоре; б — полюс разъединителя
во включенном положении
б
4.2.	Приводы разъединителей воздушных линий
Приводы разъединителей воздушных линий предназначены для
включения и отключения разъединителей. Они устанавливаются внизу
опоры и соединяются с разъединителем трубчатым валом (рис. 4.2).
Приводы могут быть ручные или моторные (двигательные). Их техни-
ческие характеристики приведены в табл. 4.2 и 4.3.
Моторные приводы должны иметь защиту от самопроизвольного
переключения и блокировку, которая не допускает включения разъеди-
нителя на период производства на нем ремонтных работ. Подшипники
электродвигателей, валов, редукторы, шарнирные узлы моторных и руч-
ных приводов должны быть покрыты смазочными материалами. Для
шарнирных узлов применяют смазки марок ЖТ-70Л, ЖТ-72, ЖТКЗ-65,
ЦИАТИМ-201, ЦИАТИМ-202, ЦНИИ-КЗ и другие равноценные.
Переключения моторными приводами осуществляется с пульта уп-
равления, например ПУ-3, который монтируют на пластмассовом ос-
новании и закрывают крышкой из того же материала.
В последнее время применяют аппаратуру управления приводами
АУП-4ИМ, которая предназначена для дистанционного и телеуправле-
ния приводами разъединителей по линии с числом проводов (п+2), где
135
a
1100
Рис. 4.2. Габаритные размеры трехполюсного разъединителя РЛНД-10/400 (а);
ручной привод ПРН-02-10 УХЛ1 (б); общий вид привода на опоре (в)
п — число управляемых приводов. Количество приводов, управляемых
одним блоком, — от одного до шести. Аппаратура выпускается в двух
исполнениях: АУП-4М-1 — для однорелейной схемы выходных реле теле-
механики и АУП-4М-2 — для двухрелейной схемы выходных реле. Аппа-
ратура может работать совместно с системами телемеханики ЭСТ-62,
ЛИСНА, МСТ-95, АСТМУ и др. Предусмотрена возможность включе-
136
Таблица 4.2
Технические характеристики	ПДЖ-02	ПДЖ-32	УМП-П	ПРНЗ-10УХЛ-1	ПР-0,9Б-УХЛ-1
Род тока	Однофазный, переменный ток частотой 50 Гц			—	—
Напряжение питания, В	220	220	220	—	—
Двигатель привода	Трехфазный асинхронный мощно- стью 250 Вт, 3000 об/мин		Коллекторный мощ- ностью 180 Вт, 8500 об/мин	—	—
Угол поворота вала, град.	97±3	97±3	30	105,9	90,9
Габаритные размеры, мм	410x390x320	410x390x320	518x445x390	475x365x220	290x255x170
Масса, кг	67,0	71,0	58,0	15,0	6,9
оо
Таблица 4.3
Технические характеристики	ПДВ-10	ПДВ-20
Номинальное напряжение, В	220	
Род тока	Однофазный переменный, 50 Гц	
Двигатель привода	Трехфазный асинхронный 250 Вт, 750 об/мин	
Статическое усилие на рукоятке при ручном опери- ровании Н (кгс), не более	150(15,3)	
Угол поворота вала управления главными контакта- ми разъединителя, град.	105+3	90±3
Угол поворота вала управления заземлителем, град.	9О±3	
Габаритные размеры, мм, не более	600x355x280	600x410x280
Установленная безотказная наработка, рабочих цик- лов, не менее	2000	
Масса, кг, не более	40	
Срок службы до списания, лет	30	
ния аппаратуры энергодиспетчером по телеуправлению. Технические
характеристики АУП-4М приведены ниже.
Количество управляемых приводов, шт.....................от1 до 6
Типы подключаемых приводов....................ПДВ,	ПДЖ, УМП-П
Потребляемая мощность, В-A, не более:
в режиме переключения.....................................800
в режиме ожидания..........................................80
Габаритные размеры, мм, не более:
для работы без подключения к системе телеуправления... 490x295x306
для работы с подключением к системе телеуправления.... 530x295x306
Срок службы, лет.................................................25
Масса, кг, не более..............................................40
Пульты дистанционного управления разъединителями ВЛ СЦБ, ВЛ
ПЭ и ДПР подключают к источнику питания через изолировочный
трансформатор.
Схема дистанционного управления моторным приводом УМП-П
разъединителя показана на рис. 4.3.
4.3.	Техническое обслуживание разъединителей, приводов
и пультов управления
4.3.1.	Общие требования
При проверке разъединителей осматривают и зачищают контактные
и трущиеся поверхности подвижного ножа и неподвижных губок, на-
плывы и заусенцы удаляют. Контактные поверхности покрывают смаз-
кой ЦИАТИМ-101 или равноценной.
Проверяют подключение шлейфов, их сечение и места крепления
на изоляторах. Сечение шлейфов должно соответствовать сечению со-
единяемых воздушных линий.
Изоляторы осматривают, очищают от пыли и грязи. Сколы площадью
более 3 см2 не допускаются. В местах заделки фарфора убеждаются в отсут-
ствии следов подтеков, коррозии, попадания влаги под фланец изолятора.
Проверяют узлы соединения тяги с изолятором и приводом, нали-
чие смазки, шайб, шплинтов, согласованную совместную работу при-
вода и разъединителя.
Осматривают крепежные узлы опорных и поддерживающих конструк-
ций, подключения провода заземления к приводу и контуру заземления
(тяговому рельсу). При необходимости в шарнирные соединения добавля-
139
Рис. 4.3. Моторный привод УМП-П с открытой крышкой (а); схема
управления моторным приводом (б):
1 — крышка; 2 — редуктор; 3— вал; 4 — корпус; 5— электродвигатель; УМП-П:
SBC и SBT — кнопки соответственно включения и отключения; KQSC и KQST —
повторители соответственно включения и отключения; LM — обмотка воз-
буждения; SAB1 и SAB2 — контакты переключателя; Rl, R2 и R3 — резисто-
ры; HLR и HLQ — сигнальные лампы; FU1 и FU2 — предохранители; М —
электродвигатель; SBB — контакт блокировки
140
ют смазку ЦИАТИМ-201 или ЖТКЗ-65, а резьбовые части болтов покры-
вают антикоррозионной смазкой. Обращают внимание на расстояние от
частей, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций.
4.3.2.	Разъединитель РЛНД-35/600(1000)
Проверяют места присоединения шлейфов к разъединителю (рис. 4.4).
Обрыв жил провода или ленточной меди не допускается. При включен-
ном разъединителе проверяют положение оси главного контактного
Рис. 4.4. Разъединитель РЛНД на железобетонной опоре:
1 — опора; 2,14 — кронштейны; 3— рама; 4— изолятор; 5— контактный провод;
6 — гибкий провод; 7— полуножи; 8 — тяга; 9 — крюковой болт; 10 — муфта;
11 — вал; 12— муфта привода; 13 — ручной привод
141
ножа и зазор между торцами ножей, который должен быть 1—3 мм. Оси
должны перейти через среднее положение таким образом, чтобы угол
между ними был не более 1° или расстояние не более 5 мм. При откло-
нении от этих значений регулировку производят изменением длины
внутри полюсной тяги. Проверяют соединение тяги с изолятором и при-
водом. При необходимости регулируют контактное нажатие затяжкой
гаек на шпильках ламелей. Динамометром измеряют вытягивающее уси-
лие ножей при отключении. Оно должно быть 160 Н для разъедините-
лей РЛНД-35/600 и 180-200 Н - для РЛНД-35/1000.
4.3.3.	Разъединитель РЛНД-10/400(600)
Путем неоднократного включения разъединителя проверяют угол
поворота его элементов и одновременность включения ножей (см. рис.
4.2). Если при включении один из ножей не доходит до положения пол-
ного включения более чем на 3 мм, то изменением длины тяги добива-
ются одновременности включения всех ножей. Плотность прилегания
контактных поверхностей проверяют на каждом полюсе щупом толщи-
ной 0,05 мм и шириной 10 мм. Щуп не должен входить на глубину более
4—5 мм. Нажатие регулируют затяжкой гаек. Контактирующие поверх-
ности должны быть сухими и обезжиренными. После зачистки и изме-
рения на все поверхности разъединителя наносят смазку ЦИАТИМ-101.
Регулируют и проверяют взаимодействие привода с разъединителем,
который должен переключаться легким усилием одной руки, плавно,
без ударов. Выполняют регулировку дугогасительных стержней.
На приводе проверяют его заземление на контур или тяговый рельс
или среднюю точку путевого дроссель-трансформатора. При заземле-
нии на тяговый рельс заземление должно быть глухим и выполнено двой-
ным проводником диаметром не менее 10 мм. Заземляющие проводни-
ки должны быть изолированы от земли с применением полиэтилено-
вых трубок или полушпал.
При наличии моторного привода разъединителя проверяют изоля-
цию оболочки и брони кабеля дистанционного управления разъедини-
телем от корпуса привода и конструкции его крепления на опоре. Со-
противление изоляции должно быть не менее 10 кОм.
4.3.4.	Осмотр пультов и моторных приводов разъединителей
Осмотр пульта моторного привода начинают с пульта, который отклю-
чают от источника электропитания. Проверяют целостность крышки,
142
крепление ее к шасси и заземление металлического шасси. Работу тумб-
леров Bl, В2, ВЗ и кнопки Кн контролируют путем неоднократного их
включения. Проверяют состояние электроламп, крепления предохрани-
теля в пинцетах, исправность автоматического выключателя АВ. С при-
боров удаляют загрязнения, проверяют крепление проводов (рис. 4.5).
Для проверки работы пульта управления в целом от зажимов 1, 2, 4
отключают моторный привод (линию) и подают напряжение от источ-
ника электропитания на зажимы 3 и 7. В этом случае независимо от
положения тумблеров должны гореть одновременно слабым накалом
зеленая ЛО и красная ЛВ лампы.
Не снимая напряжения, ставят тумблер В1 в положение Вкл, В2 — в
положение РУ; ВЗ — в положение Вкл, нажимают кнопку Кн и замеря-
ют прибором напряжение на зажимах 2 и 4, которое должно быть равно
напряжению источника питания. Измеряют напряжение на зажимах 1
и 2 при нажатой кнопке Кн и положении тумблеров: В1 — Вкл, В2 —
РУ, ВЗ — Откл. После окончания осмотра снимают напряжение, вос-
станавливают подключение моторного привода линии к зажимам 1, 2,
4, закрывают крышку пульта, проверяют соответствие наименования
на пульте литеру разъединителя, подают напряжение от источника элек-
тропитания и контролируют работу электрических цепей пульта и при-
вода: при отключенном положении разъединителя на пульте должна
гореть лампа ЛО зеленого цвета, при включенном положении — лампа
Л В красного цвета.
Осмотром моторного привода УМП-П проверяют целостность корпу-
са привода и состояние проводов управления. Наличие влаги в приводе
не допускается (см. рис. 4.3). Для осмотра электрической части привода
отсоединяют питающий кабель и контролируют состояние и крепление
проводов, надежность подключения их к зажимам, электродвигателю,
переключателю двигателя, кнопке блокировки дверцы привода.
При отключенной линии измеряют сопротивление изоляции цепей
управления и сигнализации. Изоляцию обмотки электродвигателя от-
носительно его корпуса и изоляцию между питающими проводами 1,2,3
проверяют мегаомметром на 1000 В. Изоляцию корпуса электродвигате-
ля относительно корпуса привода проверяют мегаомметром на 2500 В.
Сопротивление должно быть не менее 500 кОм. Уровень напряжения
питания электродвигателя проверяют на зажимах моторного привода
3, 2 в процессе включения разъединителя и на зажимах 2, 1 — в процес-
се отключения. Напряжение должно быть не ниже 160—170 В.
143
a
3<-
—0-1—1-0

1
0-
цепь сигнализации отключенного
положения разъединителя
цепь включения привода
цепь сигнализации вкключенного
положения разъединителя
цепь отключения привода
б
Рис. 4.5. Схема дистанционного управления приводом УМП-П с пульта
управления (а) и по телеуправлению (б)
144
При осмотре электродвигателя контролируют состояние щеток,
коллектора, работу концевого пакетного переключателя или тумблера
(при необходимости регулируют угол срабатывания при крайних по-
ложениях разъединителя) и удаляют продукты окисления. Проверяют
действие блокировочной кнопки, крышку привода, состояние и ра-
боту электрической блокировки заземляющего ножа (при его нали-
чии). С целью повышения уровня изоляции редуктора от электродви-
гателя периодически очищают изолирующую панель и изолирующий
диск зубчатого колеса.
При осмотре механической части привода обращают внимание на
правильность установки ограничительных упоров, крепление пакетно-
го выключателя или тумблера, блокировок привода. Проверяют исправ-
ность шестерней, смазывают цилиндрическую и червячную передачу
жировым солидолом УС-2, остальные шарнирные соединения и под-
шипники — смазкой ЦИАТИМ-201 или ЖТКЗ-65 или заменителем.
Подшипники смазывают через масленки и крышки.
Проверяя фрикционное устройство, обращают внимание на со-
стояние колодок, рычагов, неподвижного диска, стяжных пружин.
Усилие расцепления фрикциона при ручных операциях должно быть
не более 50—60 Н. Это усилие устанавливают регулировочной гай-
кой. При расцеплении продольные зазоры должны быть не более 0,5—
1,0 мм и вертикальные — 2,0 мм. Коррозия фрикционной муфты и
смазка между фрикционной муфтой и шестерней не допускаются, так
как коррозия металла может привести к заклиниванию редуктора при
переключении привода вручную, а смазка — к проскальзыванию
шестерни при переключении разъединителя с пульта управления.
Работу фрикционного устройства проверяют, осуществляя включе-
ние и отключение его вручную и от электродвигателя. В первом слу-
чае фрикционное устройство и шестерня выходного вала должны
легко расцепляться, во втором — шестерня должна сцепляться с
фрикционным устройством.
При необходимости динамометром измеряют момент на выходном
валу от электродвигателя. Он должен быть равен 280 Н м. На период
ремонтных работ в приводе цепи управления и сигнализации отключа-
ют штепсельным разъемом.
Проверяют работу привода вручную и дистанционно с пульта управ-
ления. Угол поворота вала должен быть достаточным для полного вклю-
чения и отключения разъединителя. Контролируют закрепление при-
145
вода, проход питающего кабеля на приводе и ввод кабеля через корпус.
Оболочка и броня кабеля должны быть изолированы от корпуса приво-
да и конструкций его крепления на опоре.
4.3.5.	Проверка работы электрических цепей
дистанционного управления
После осмотра электрической части моторного привода и его пульта
управления проверяют работу электрических цепей дистанционного
управления в целом. При подаче на пульт управления с пакетным вык-
лючателем напряжения 220 В переменного или постоянного тока (за-
жимы 3 и 7) загорается одна из сигнальных ламп ЛО или ЛВ, сигнали-
зируя о положении секционного разъединителя (см. рис. 4.5).
В цепи имеется автоматический выключатель АВ (типа АО-15 МТ)
или предохранитель на 6 А, защищающий электродвигатель Я от ко-
ротких замыканий и перегрузок. Блокировочный контакт БД исключа-
ет возможность включения электродвигателя с пульта при открытой
дверце привода. Блокировочные контакты БЗ не допускают включения
электродвигателя привода с пульта при включенном заземляющем ноже.
Привод в работу включают поворотом переключателя ПП в положение
Вкл и нажатием пусковой кнопки КнП в течение 3—5 с. Электродвига-
тель Я придет в движение, включит секционный разъединитель, и пе-
реключатель двигателя ПД займет положение 6—7. После отпускания
кнопки КнП загорится сигнальная лампа ЛВ, сигнализируя о включен-
ном положении секционного разъединителя.
Для отключения секционного разъединителя поворачивают пере-
ключатель ПП в положение Откл и нажимают пусковую кнопку в те-
чение 3—5 с. Электродвигатель привода отключит секционный разъе-
динитель. Переключатель ПД вновь примет положение 4—5. После
отпускания кнопки КнП загорится зеленым цветом сигнальная лам-
па ЛО.
При подаче на пульт управления с тумблерами напряжения 220 В
переменного или постоянного тока (зажимы 3 и 7) и положения тумб-
леров В1 — Откл, В2 — РУ или ТУ, ВЗ — Откл. сигнальные лампы ЛО и
ЛВ горят слабым накалом. Перевод тумблера В1 в положение Вкл обес-
печивает подачу напряжения в линию и к моторному приводу, сигналь-
ные лампы ЛО и ЛВ сигнализируют о фактическом положении секци-
онного разъединителя.
146
Для включения секционного разъединителя по дистанционному
управлению переводят тумблеры В1 в положение Вкл, В2 — в поло-
жение РУ, ВЗ — в положение Вкл и нажимают кнопку Кн на 3—5 с.
Электродвигатель приходит в движение и включает секционный
разъединитель. После отпускания кнопки Кн загорается сигнальная
лампа ЛВ, сигнализируя о включенном положении секционного
разъединителя.
Чтобы отключить секционный разъединитель по дистанционному
управлению, переводят тумблеры В1 в положение Вкл, В2 — в положе-
ние РУ, ВЗ — в положение Откл, нажимают кнопку Кн и держат ее на-
жатой в течение 3—5 с. После отпускания кнопки Кн загорается сиг-
нальная лампа ЛО. Схема предусматривает переключение разъедини-
теля по телеуправлению.
4.3.6.	Осмотр привода ПДВ
Привод двигательный винтовой ПДВ-20 с вертикальным располо-
жением главного вала используют для разъединителей РЛНД. При обслу-
живании проверяют состояние трехфазного асинхронного электродвига-
теля (180—283) В, который развивает усилие не менее 2,65 кН (270 кгс).
Через масленки, после снятия переднего кожуха, смазывают подшип-
ники скольжения смазкой ЦИАТИМ-201. Профилактические работы
на приводе, связанные с перемещением гайки и кулис, производят при
отсоединении тяги, соединяющей привод с разъединителем. На дне
корпуса проверяют состояние отверстий для слива воды (результат кон-
денсации влаги внутри кожуха).
При снятии кожуха работу в приводе производят после отключения
напряжения 220 В. Переключение разъединителя рукояткой ручного
управления допускается при отсутствии токовой нагрузки, в остальных
случаях — только двигательным приводом.
Принципиальная схема дистанционного управления приводом по-
казана на рис. 4.6. Для переключения привода вручную открывают
крышку привода, рукояткой ручного управления поворачивают глав-
ный вал по часовой стрелке при включении разъединителя и против
часовой стрелки — при отключении разъединителя. Статическое уси-
лие на рукоятке при ручном переключении разъединителя составляет
150 Н (15,3 кгс).
147
a
Сигнализация
К аппаратуре
управления 220 В
положения
главного вала
б
Рис. 4.6. Схема дистанционного управления приводом ПДВ-20 (а); общий
вид аппарата управления приводом ПДВ-20 (б):
М — электродвигатель; С — конденсатор (60 мкФ); X — блок зажимов;
S1 — выключатель; S2; S3 — микропереключатели
148
4.3.7.	Осмотр ручного привода
Ручной привод разъединителя должен быть закрыт на замок, иметь
присвоенный литер и свободный доступ для осмотра и переключений.
При осмотре привода обращают внимание на целостность его корпуса,
крепление привода к опоре, наличие двойного заземления привода, со-
ответствие положения рукоятки привода положению разъединителя.
Проверяют узлы сочленения трубчатых тяг привода. При наличии изо-
ляции привода от опоры и разъединителя измеряют мегаомметром со-
противление изоляции, которое должно быть не менее 10 кОм.
4.4.	Разрядники и ограничители перенапряжения
4.4.1.	Основные требования
Разрядники и ограничители перенапряжения предназначены для
защиты от атмосферных перенапряжений изоляции линий электропе-
редачи и оборудования устройств электроснабжения, а также сниже-
ния уровня перенапряжений и обеспечения надежного срабатывания
защиты, при работе которых кратковременно отключается ВЛ и ток раз-
ряда уходит в землю.
На основе данных метеостанций, анализа отказов устройств элект-
роснабжения от грозовых атмосферных перенапряжений на дистанци-
ях электроснабжения определяют зоны, где количество грозовых дней
значительно превышает среднестатистические данные, и разрабатыва-
ют мероприятия по повышению грозоустойчивости наиболее часто по-
вреждаемых устройств, отдельных элементов оборудования. На грозо-
опасных участках преимущественно устанавливают ограничители пе-
ренапряжения.
До начала грозового сезона обеспечивают разработку и реализацию
организационно-технических мероприятий по защите технических
средств от атмосферных и коммутационных перенапряжений для обес-
печения устойчивой их работы в грозовой период.
В последнее время широкое распространение получили ограничи-
тели перенапряжения (ОПН) на 0,4; 6—35 кВ; продолжают находиться
в эксплуатации вентильные и трубчатые разрядники. Разрядники и ОПН
присоединяют к ВЛ непосредственно проводами (шлейфами) площа-
дью сечения не менее 25 мм 2 по меди.
149
4.4.2.	Трубчатые разрядники
Трубчатые разрядники предназначены для защиты от атмосферных
перенапряжений и в совокупности с другими защитными средствами —
для защиты изоляции электрооборудования.
На ВЛ 6—35 кВ и ДПР 25 кВ применяют трубчатые разрядники РТ,
РТВ (табл. 4.4) с дополненными внешними воздушными (искровыми)
промежутками.
Трубчатый разрядник состоит из бакелитовой трубки с металличес-
кими наконечниками. Внутри бакелитовой трубки находится фибро-
вая трубка со стержневым электродом. Между электродом и одним из
металлических наконечников бакелитовой трубки образуется внутрен-
ний воздушный (искровой) промежуток. Пределы отключаемых токов
трубчатых разрядников приведены в табл. 4.4.
При перенапряжении внутренний воздушный промежуток перекры-
вается. Под действием высокой температуры образовавшейся дуги фиб-
ра выделяет большое количество газов, которые, устремляясь к откры-
тому концу трубки, создают продольное дутье. При первом же прохож-
дении тока через нулевое значение дуга гаснет. Внешний воздушный
(искровой) промежуток, выполненный из стального прутка диаметром
10 мм, служит для предохранения изоляции трубчатого разрядника от
разрушения токами утечки.
Трубчатые разрядники крепят к заземленным конструкциям (рис. 4.7)
таким образом, чтобы элементы конструкции и подвижного состава не
препятствовали свободному выхлопу газов при срабатывании разрядни-
ков. Для предотвращения возможности скопления влаги во внутренней
полости разрядника его устанавливают открытым концом под углом не
менее 15°, а в местах усиленного загрязнения — до 45° к горизонтали.
Электрод внешнего воздушного промежутка, закрепляемого стерж-
невым изолятором, соединяют шлейфом с воздушной линией.
4.4.3.	Проверка и регулировка трубчатых разрядников
При ревизии наружную поверхность трубки разрядника осматрива-
ют и очищают. Нарушение лакового покрова трубки не допускается.
Проверяют крепление разрядника и состояние внешнего воздушного
промежутка. Наличие следов оплавления на наконечнике трубки или
электродах внешнего воздушного промежутка свидетельствует о неудов-
летворительной работе разрядника.
150
Таблица 4.4
Тип разрядника	Номинальное напряжение, кВ	Пределы отключаемых токов, кА		Длина воздушного про- межутка, мм		Диаметр внутрен- них тру- бок, мм	Масса, кг
		НИЖНИЙ	верхний	внешнего,	внутреннего,		
РТ-6/1,5-10	6	1,5	10	15	80	10	1,8
РТ-10/0,5-7	10	0,5	7	20	130	10	1,8
РТ-35/0,4-3	35	0,4	3	80; 100; 150	175	8	1,4
РТ-35/0,8-5	35	0,8	5	80; 100; 150; 200	175	10	2,5
РТ-35/1,8-10	35	1,8	10	80; 100; 150; 200	140	12	4,2
РТВ-6-10/0,5-4	6—10	0,5	4	10; 15	60	6	3,4
РТВ-6-10/2-12	6—10	2	12	10; 15	60	11	3,5
РТВ-35/2-10	35	2	10	80; 100; 150; 200	140	11	3,7
РТВУ-35/2-20	35	2	20	10; 150,200	140	—	—
РТВУ-35/7-30	35	7	30	100; 150; 200	140	—	—
Примечание. Р — разрядник, Т — трубчатый фибробакелитовый, В — винипластовый, У — усиленный.
Рис. 4.7. Разрез трубчатого разрядника:
1 — полая изоляционная трубка; 2, 3 — электроды; 5Н — наружный (внешний)
воздушный (искровой) промежуток; 5В — внутренний воздушный (искровой)
промежуток
152
Проверяют угол наклона трубки. Обращают внимание, чтобы в
зоне выхода выхлопных газов не было проводов, конструкций. Шаб-
лоном контролируют внешний и внутренний воздушные промежут-
ки и при необходимости регулируют их. Очищают от грязи дугога-
сительный канал внутреннего воздушного промежутка. Указатель
срабатывания устанавливают в рабочее положение. Проверяют узел
крепления шлейфа к разряднику и проводу и разрядника к контуру
заземления.
4.4.4.	Вентильные разрядники
Вентильные разрядники предназначены для защиты от перенапря-
жений изоляции электрооборудования и линий электропередачи пере-
менного тока напряжением 6—35 кВ промышленной частоты 50 Гц.
Вентильные разрядники испытывают, устанавливают фактическое
пробивное напряжение, ток утечки и дают заключение о годности к эк-
сплуатации (рис. 4.8 и рис. 4.9).
До испытаний проверяют целостность
эмалевого покрова на фланце и цемент- 6
ном шве, а также фарфорового чехла.
Сквозные трещины, изменение положе-
ния предохранительного клапана или
другие неисправности, которые могут
нарушить герметизацию разрядника, не
допускаются. (Мелкие трещины в це-
ментном шве допустимы.) На цементный
шов между фланцем и фарфоровым чех- 3
лом наносят влагостойкое покрытие.
Характеристики вентильных разряд-
ников переменного тока напряжения
6—35 кВ приведены в табл. 4.5.
2
Рис. 4.8. Разрядник РВС-15:
1 — фарфоровая покрышка; 2 — вилитовые
диски; 3 — комплект искровых промежут- 1
ков; 4 — фарфоровый цилиндр; 5 — пружи-
на стальная; 6 — резиновая прокладка; 7—
фланец чугунный; 8 — шунтирующий рези-
стор; 9— единичный искровой промежуток
153
1
Рис. 4.9. Разрядник РВП-6:
1 — болт; 2 — прокладка резиновая; 3 —
пружина; 4 — бакелитовый цилиндр; 5 —
фетровые прокладки; 6 — вилитовые дис-
ки; 7— фарфоровая покрышка; 8— диаф-
рагма; 9— заземляющая шпилька; 10— ме-
таллический сегмент; 11 — крепежный хо-
мут; 12 — искровой промежуток; 13 —
колпак
Таблица 4.5
Тип разрядника	Номи- нальное напряже- ние, кВ	Действующее значе- ние пробивного напряжения, кВ, при частоте 50 Гц		Импульсное пробивное напряжение, кВ, не более	Масса, кг
		не менее	не более		
РВП-6	6	16	19	35	4,6
РВМ-6	6	15	18	15,5	—
РВП-10	10	26	30,5	50	6,0
РВМ-10	10	25	30	25,5	—
РВС-35	35	78	98	125	67
РВМ-35	35	73	84	108	—
РВ-25	25	58	70	100	53
4.4.5.	Испытание высоковольтных разрядников
Профилактические испытания вентильных разрядников проводят в
лаборатории или на месте их установки. Перед испытанием фарфоро-
вые чехлы осматривают и протирают. Отключают разрядник от линии и
провода заземления. Ток утечки измеряют по схеме А (он не должен
превышать 10 мкА) (рис. 4.10). На испытуемый разрядник РВП-6 или
РВП-10 прикладывают соответственно выпрямленное напряжение 6 (10) кВ.
154
A
Рис. 4.10. Схемы испытания высоковольтных разрядников РВП-6 и РВП-10:
А — измерения токов утечки; Б — измерение пробивного напряжения
Ток утечки, превышающий норму, свидетельствует о наличии влаги в
разряднике, резкое снижение тока утечки при испытании — о разруше-
нии деталей искровых промежутков разрядника.
Измерение пробивного напряжения разрядника выполняют по
схеме Б. Испытательное напряжение плавно повышают до значения
16—19 кВ для разрядников РВП-6 и 26—30,5 кВ — для разрядников
РВП-10. Фиксируется пробивное напряжение и принимается сред-
нее арифметическое значение из трех результатов измерений, не учи-
тывая первое измерение.
Пробивное напряжение ниже или выше нормы свидетельствует о
повреждении деталей искровых промежутков. Дефектные детали раз-
рядника бракуют. Испытания разрядников проводят в сухую погоду
155
при температуре окружающего воздуха выше О °C. При испытании
разрядников ОПН внутри помещений их необходимо выдержать в по-
мещении не менее 4 ч в летний и не менее 10 ч в зимний период.
4.4.6.	Ограничители перенапряжения
Ограничители перенапряжения (ОПН) предназначены для защиты
от атмосферных и коммутационных перенапряжений изоляции обору-
дования РУ и воздушных и кабельных линий ВЛ 0,4; 6—35 кВ, ДПР 25 кВ
(рис. 4.11). Разрядники ОПН с номинальным разрядным током не ме-
нее 10 кА устанавливают на линиях ДПР в местах пересечения над кон-
тактной сетью (с одной стороны от места пересечения).
Перед установкой ОПН осматривают, испытывают. При наличии
сколов, трещин, нарушений целостности фарфоровых покрытий, а так-
же если ток проводимости и сопротивление не соответствуют техни-
Рис. 4.11. Ограничители перенапряжения:
а — ОПН от 3 до 20 кВ; б — ОПН на 35 кВ; 1 — фланец верхний; 2 — фарфоро-
вое покрытие; 3 — резистор (варистор); 4 — полимерная композиция; 5 —
фланец нижний; 6 — болт заземления; 7 — основание
156
Рис. 4.12. Принципиальная схема
измерения тока проводимости:
1 — регулятор напряжения; 2— вы-
соковольтный трансформатор; 3 —
испытуемый ограничитель; 4— ки-
ловольтметр С196 или С96; 5 —
миллиамперметр переменного
тока на 2,5 мА класса точности не
менее 1,5; 6— диод на 10 мА (на-
пример, D217 или D218); 7— мил-
лиамперметр постоянного тока
класса точности 1,0
ческим требованиям, нарушена герметичность и другие отступления (в
соответствии с заводской инструкцией), такие ОПН подлежат замене.
Сопротивление ограничителя измеряется мегаомметром на 2,5 кВ,
оно должно быть не менее 3000 МОм. Ток проводимости ОПН при
напряжении 5 кВ частотой 50 Гц должен составлять 0,30—0,65 мА
(рис. 4.12).
Проверяют надежность и достаточность крепления шлейфа к ОПН,
крепление провода заземления к разряднику и контуру заземления (тя-
говому рельсу). На опоре проверяют крепление спуска заземления. Вы-
явленные отступления устраняют.
Основные технические характеристики ограничителей перенапря-
жения в сетях 0,38, 6—35 кВ приведены в табл. 4.6.
4.4.7.	Защита открытых РУ
Для защиты от грозовых атмосферных перенапряжений открытых
РУ 6—35 кВ применяют стержневые молниеотводы. Зона защиты еди-
ничного стержневого молниеотвода определяется по формуле
a h ’
,+t
где г— радиус защиты по высоте йх от земли; hx — высота защищаемого объек-
та; Аа — активная высота молниеотвода; h — высота молниеотвода; к — попра-
вочный коэффициент (при h = 30 м к — 1; при h = 30 м к= 5,5/Jh).
157
LZ)
oo
Таблица 4.6
Техни- ческие харак- тери- стики	Тип ограничителей перенапряжения							
	ОПН- П-0,38 УХЛ1	ОПН-Ш- 6АУХЛ1; ОПН-П2- 6АУХЛ1	ОПН-П1- 10АУХЛ1; ОПН-П2- 10АУХЛ1	ОПН-П1- 35АУХЛ1; ОПН-П2- 35АУХЛ1	ОПНП- 6УХЛ1; ОПН- 6УХЛ1	ОПНП- 10У1; ОПНП- 10УХЛ1; ОПН- 10УХЛ1	ОПНР-6	ОПНР-Ю
Класс напря- жения, кВ	0,38	6,0	10,0	35,0	6,0	10,0	6,0	10,0
Наи- большее рабочее напря- жение на ОПН, кВ	0,4	7,2	12,0	40,5	7,2	12,0	7,2	12,0
Вариант установ- ки	Опор- ный	П1 — опорный П2 — подвесной			Опорный	Опорный		
Матери- ал по- крышки	Полимер				ОПН- фарфор; ОПНП- полимер	Полимер		
Габа- ритные разме- ры, мм	Ф56х45	П1: 132x230x215	П1: 132x230x270	П1: 280x294x635	ОПН: 136Х102Х24С	ОПН: 136x102 хЗОО	Ф80Х110	Ф80Х110
Масса, кг	0,1	П1:4,2 П2:3,5	П 1:6,0 П2:5,0	П1:24 112:19	ОПН:3,0 ОПНП:2,2	ОПН: 4,3 ОПНП: 2,7	2,6	3,4
Область приме- нения	Подстанции и распределительные сети в районах с уме- ренным и холодным климатом				Подстанции и распреде- лительные сети с уме- ренным (У) и умерен- ным и холодным климатом (УХЛ)	Камера КРУ и КРУН в районах с умеренным климатом		
LZ)
чо
4.5.	Проверка состояния оборудования силовых опор
Проверка состояния опоры и заземления. До начала проверки состоя-
ния и ремонта силовой опоры с трансформатором ОМ или ОЛ проверя-
ют закрепление опоры в грунте. Обращают внимание на вертикальность
установки опоры, особенно после оттаивания грунта, ливневых дождей,
на деревянной опоре — на наличие и степень загнивания древесины.
Проверяют состояние заземления сетей низкого и высокого напря-
жения. Обращают внимание на место входа провода заземления в грунт.
При положительных результатах проверки состояния опоры подни-
маются на опору (с соблюдением требований организационно-техни-
ческих мероприятий, наряда-допуска), проверяют состояние траверсы,
изоляторов, крепление проводов ВЛ к изоляторам, подключение раз-
рядников, высоковольтных предохранителей, трансформатора, крепле-
ние и заземление корпуса трансформатора, разрядников (рис. 4.13,
см. рис. 1.8 и рис. 3.29).
Проверка поддерживающих конструкций. Металлические конструк-
ции окрашивают, резьбовые соединения покрывают смазкой. Подтя-
гивают болты и гайки.
Проверка изоляторов и разрядников. Изоляторы очищают от загряз-
нения, мегаомметром контролируют целостность разрядников. Сопротив-
ление изоляции вентильных разрядников должно быть не менее 1000 МОм.
Механические повреждения, следы перекрытия не допускаются.
Проверка высоковольтного предохранителя. В комбинированном пре-
дохранителе (ПКН) контролируют состояние фарфорового корпуса,
изоляторов, крышки, патрона с плавкой вставкой, подключение про-
вода в зажимах; удаляют загрязнения. При наличии дефектов в плавкой
вставке ее заменяют исправной, неплотный электрический контакт
предохранителя в губках устраняют их поджатием.
Проверка трансформатора. На корпусе трансформатора обращают
внимание на отсутствие подтеков масла (на трансформаторе ОМ), под-
ключение заземления к корпусу трансформатора, а также на трансфор-
маторе — высоковольтных и низковольтных проводов, контролируют
состояние изоляторов. Мегаомметром проверяют сопротивление изо-
ляции между обмотками и корпусом трансформатора, которое должно
быть не менее 100 МОм. Контролируют предохранители и их пробив-
ное напряжение, которое должно быть 1200 В. Определяют очередность
замены трансформаторов (устаревших) ОМ на КТПОЛ.
160
Рис. 4.13 (начало). Общий вид силовой опоры (а):
1 — кабельный ящик низкого напряжения; 2 — трансформатор силовой; 3 —
предохранитель высоковольтный; 4— ограничитель перенапряжений (ОПН)
или разрядник; 5 — разъединитель высоковольтный
11-773
161
Уровень номинального
напряжения в кабельном
ящике________________
220 В (+5 %; -10 %)
3,5 м
Низковольтное S
заземление
5,0 м
Рис. 4.13 (окончание). Общий вид силовой опоры (б)
На КТПОЛ проверяют состояние блок-контроля напряжения (БКН),
исправность устройства сигнализации, наличие напряжения на транс-
форматоре (при наличии). Устройство сигнализации должно просмат-
риваться из кабины локомотива.
Проверка низковольтных проводов. Низковольтные провода (ПРГ-2,5)
не должны иметь скруток, стыковок, незащищенных частей. В местах
входа проводов в металлическую трубку проверяют наличие и состоя-
162
ние полимерной втулки. Рекомендуется низковольтные провода в ме-
таллической трубе содержать в хлорвиниловой изоляционной трубке.
Проверка подключения проводов в кабельном ящике. В кабельном ящике
проверяют подключение низковольтных проводов к автоматическому
выключателю (АВМ) или к предохранителям с плавкими вставками.
Уточняют дату проверки АВМ.
Проверка уровня напряжения в кабельном ящике. При наличии напря-
жения на силовой опоре в кабельном ящике контролируют уровень на-
пряжения и исправность предохранителей. Уровень напряжения дол-
жен находиться в пределах 200—210 В. Уровень напряжения на устрой-
ствах СЦБ регулируют путем подключения низковольтных проводов к
выводам на вторичной обмотке трансформатора:
Первичное напряжение, кВ:
6,3; 10,5............................................а2 —хЗ
6,0; 10,0............................................а2-х2
5,7; 9,5.............................................а2-х1
Проверка заземления. Осмотром контролируют состояние высоко-
вольтного и низковольтного заземления. У силовой опоры, на которой
установлен трансформатор 6—10 кВ с заземленной нейтралью, сопро-
тивление заземляющего устройства не должно превышать 4 Ом; с изо-
лированной нейтралью — не более 10 Ом.
4.6.	Проверка состояния оборудования КТП
4. б. 1. Общие требования
Работа выполняется с соблюдением требований организационных и
технических мероприятий. При работе используются: приставная лест-
ница (3 м), термометр с длинным капилляром, предел измерений кото-
рого до 150 °C, мегаомметр на 2500 и 1000 В, вольтметр со шкалой 250 В,
шаблон для проверки трубчатого разрядника, щуп толщиной 0,05 мм,
смазка ЦИАТИМ-101, провода для подключения (изолированные се-
чением 1,5—2,5 мм2), линейка, шаблон, инструмент и другие защитные
средства и монтажные приспособления.
4.6.2.	Проверка фундамента КТП
Проверить состояние фундамента и надежность крепления на нем
КТП, а также состояние ограждения. Ослабленные крепления подтя-
163
нуть, повреждения устранить. Осмотром проверить состояние заземле-
ния КТП. целостность и исправность всех ее элементов, а также надеж-
ность их соединений.
4.6.3.	Работа на КТП
На КТП необходимо подняться по приставной лестнице. Ветошью
очистить изоляторы, оборудование КТП от пыли и грязи, проверить их
состояние (рис. 4.14, 4.15). На высоковольтных изоляторах недопуска-
Рис. 4.14. Общий вид комплектной трансформаторной подстанции наружной
установки КТПН 10/0,4 кВ:
1 — разрядники; проходной изолятор ввода; 2 — разъединитель; 3 — трубча-
тый предохранитель; 4— проходной изолятор; 5 — металлический кожух; 6 —
шины; 7и 8 — вводы трансформатора; 9 — трансформатор; 10 — рубильники
отходящих линий; 77 — предохранители; 72—проходной изолятор ввода; 13 —
электрические счетчики; 14 — общие предохранители; 75 — общий рубильник
164
10 11 12 13
14
15
Рис. 4.15. Техническое обслуживание трансформаторов:
1 — бак; 2 — вентиль; 3 — болт заземления; 4 — термосифонный фильтр; 5 —
радиатор; 6 — переключатель; 7— расширитель; 8 — маслоуказатель; 9 — воз-
духоосушитель; 10 — выхлопная труба; 11 — газовое реле; 12 — ввод ВН; 13 —
привод переключающего устройства; 14 — ввод НН; 15 — подъемный рым;
16 — отвод НН; 17— остов; 18— отвод ВН; 19 — ярмовая балка остова (верхняя
и нижняя); 20 — регулировочные ответвления обмоток ВН; 21 — обмотка ВН
(внутри НН); 22 — каток тележки
ются трещины и сколы на ребрах длиной более 60 мм по окружности и
5 мм по глубине, а также глубокие царапины на поверхности глазури
длиной более 25 мм. При наличии допустимых дефектов на поверхнос-
ти фарфора очистить их и покрыть изоляционным лаком.
Проверить состояние ошиновки, по цветам побежалости выявить
места нагрева в ее контактах. При необходимости контакты перебрать,
зачистив контактные поверхности напильником или наждачным полот-
ном, и нанести на них тонкий слой смазки ЦИАТИМ-101.
Проверить состояние антикоррозионного покрытия кожуха транс-
форматора, металлических элементов высоковольтного оборудования,
165
низковольтного шкафа и всей конструкции КТП. Определить необхо-
димость возобновления окраски.
Очистить кожух трансформатора от пыли, грязи, проверить надеж-
ность сварных швов, убедиться в отсутствии местной коррозии, вздутия,
определить все места уплотнений и убедиться в отсутствии подтеков мас-
ла. При обнаружении подтеков осторожно подтянуть соответствующие
болты. Их подтяжку производить постепенно и последовательно не бо-
лее чем на 1/6 оборота за один прием.
Проверить целостность стеклянной трубки и протереть маслоуказа-
тельное стекло. Восстановить контрольные черты уровня масла на рас-
ширителе. Подтянуть крепления, закрепить спускной кран и пробки.
Проверить уровень масла по маслоуказателю и соответствие его тем-
пературе, долить, при необходимости, масло.
Проверить состояние маслоочистительных устройств (термоси-
фонных фильтров, влагопоглощающих патронов) и цвет контрольно-
го селикагеля, определить необходимость его замены. Отобрать (при
необходимости) пробу масла из трансформатора мощностью более
630 кВА на испытание. Отбор пробы масла выполняют летом в су-
хую погоду.
Для взятия пробы масла необходимо отвернуть пробку и слить гряз-
ное масло не менее 2 л; вентиль обтереть чистой ветошью; для промыв-
ки крана слить немного масла; два раза промыть стеклянную банку или
бутылку маслом; взять пробу масла не менее 1 л (посуда с маслом долж-
на быть плотно закрыта).
Проконтролировать правильность присоединения и состояние кон-
тактных поверхностей пробивного предохранителя (искрового проме-
жутка). Один из его электродов должен быть присоединен к корпусу
трансформатора (заземлителю), другой — к проводу вторичной обмот-
ки трансформатора с изолированной нейтралью. Схемы подключения
приведены на рис. 1.8. При необходимости зачистить контактные по-
верхности и заменить слюдяную прокладку или установить исправный
искровой промежуток.
4.6.4.	Проверка вентильных разрядников
При проверке вентильного разрядника определить состояние фар-
форового чехла, цементных швов и покрывающей их масляной краски.
Не допускаются разгерметизация разрядника, трещины фарфорового
чехла, цементных швов и другие повреждения (см. п. 4.4.4).
166
4.6.5.	Проверка трубчатых разрядников
При наличии трубчатых разрядников следует проверить правиль-
ность расположения трубчатого разрядника. Зона выхлопных газов при
срабатывании разрядника не должна опускаться ниже 6 м от уровня зем-
ли. Не допускается размещение в зоне выхлопных газов элементов оши-
новки, изоляторов и заземленных конструкций КТП (табл. 4.7). Необ-
ходимо зачистить наплывы на электродах внешнего воздушного про-
межутка напильником и наждачным полотном. Подгары (износ)
электродов со снижением сечения более 10 % не допускаются.
Таблица 4.7
Зона выхлопных газов	Тип трубчатых разрядников			
	РТ 6-10	РТВ 6-10	РТ-35	РТВ-35
Протяженность, м	1,5	2,5	2,5	2,8
Диаметр, м	1,0	1,5	1,5	1,8
Проверить линейкой размер зазора внешнего воздушного промежут-
ка. Размеры зазора должны соответствовать значениям, приведенным в
табл. 4.4. При необходимости произвести регулировку, изменяя длину
и положение электродов.
Очистить и осмотреть поверхность трубки. Не допускаются на на-
ружной поверхности дефекты, размеры которых превышают 1/3 рас-
стояния между наконечниками, а именно: ожоги электрической дугой,
трещины, расслоения, царапины глубиной более 0,5 мм. Наличие сле-
дов оплавления на наконечнике трубки или на электродах свидетель-
ствует о неудовлетворительной работе разрядника.
Очистить от грязи и осмотреть дугогасительпый канал внутреннего
воздушного промежутка (трещины или коробление не допускаются).
Измерить шаблоном его длину и внутренний диаметр трубки на рассто-
янии 10—15 см от кольцевого электрода. Увеличение внутреннего диа-
метра по сравнению с первоначальным более 3 мм (20—25 %) не допус-
кается. Длина дугогасительного канала внутреннего воздушного проме-
жутка должна соответствовать значениям, приведенным в табл. 4.3, с
допуском ±5 мм для разрядников напряжением 27,5 кВ и ±3 мм — для
разрядников напряжением 6—10 кВ. Установить указатель срабатыва-
ния в рабочее положение (см. пп. 4.4.2,4.4.3). Трансформаторы на КТП
со стороны высокого и низкого напряжения должны быть защищены
разрядниками или ОПН.
167
4.6.6.	Проверка высоковольтных предохранителей
Необходимо проверить механическую прочность предохранителя
(изоляторов, губок и их креплений). Выявленные дефекты устранить.
Изъять из губок плавкую вставку и проверить ее состояние. Колпачки
должны быть плотно закреплены на трубке и обеспечивать ее герме-
тичность. Следует убедиться в целостности плавкой вставки, проверить
качество засыпки песком. Зачистить контактные поверхности губок и
колпачков плавкой вставки. Проверить качество прижима в контакт-
ных поверхностях губок и колпачков трубки с помощью щупа толщи-
ной 0,05 мм и шириной 10 мм. При обеспечении достаточного прижи-
ма щуп не должен продвинуться внутрь контактов более чем на 6—7 мм.
Нанести на поверхность губок и колпачков плавкой вставки тонкий слой
смазки ЦИАТИМ-101. Неисправные предохранители подлежат замене.
4.6.7.	Проведение измерений
Следует отсоединить поочередно ошиновку с низкой и высокой сто-
рон трансформатора и вентильного разрядника, закрепив ее от выво-
дов на расстоянии, достаточном для электрических измерений.
Измерить сопротивление изоляции обмоток трансформатора: первич-
ной — мегаомметром на 2500 В и вторичной — мегаомметром на 1000 В.
У однофазных трансформаторов ОМ 6,10 кВ сопротивление должно быть
не менее 100 МОм для первичных обмоток и не менее 1 МОм — для вто-
ричных обмоток (см. рис. 4.15). Для остальных трансформаторов сопро-
тивление не нормируется, но сравнивается с результатами предыдущих
измерений.
Измерить сопротивление изоляции вентильного разрядника мега-
омметром на напряжение 2500 В, для чего присоединить зажимы
мегаомметра «линия» к выводу разрядника, а зажим «земля» — к его ос-
нованию; рукоятку мегаомметра равномерно вращать со скоростью
120 об/мин и через 60 с после начала вращения отсчитать по шкале при-
бора величину сопротивления. Измеренная величина не должна отли-
чаться более чем на 30 % от результатов измерения на заводе-изготови-
теле или предыдущих измерений при эксплуатации.
Сопротивление изоляции вентильного разрядника на напряжение
6—10 кВ должно быть не менее 1000 МОм.
Далее следует присоединить ошиновку обмоток трансформатора и раз-
рядника и проверить правильность всех присоединений оборудования
КТП. Исполнителям необходимо спуститься по лестнице вниз и убрать ее.
168
4.6.8.	Проверка низковольтного оборудования
На рубильниках и переключателях подтянуть все крепежные детали.
Очистить напильником контактные поверхности ножей и губок от гря-
зи, окислов и частиц оплавленного металла. Особое внимание обратить
на шарнирные соединения, по которым протекает электрический ток.
Проверить состояние пружин в губках. Ослабленные пружины заменить.
Проверить состояние низковольтных предохранителей или автоматов,
соответствие их номинальному току уставок.
4.6.9.	Комплектное распределительное устройство
наружной установки
При сооружении распределительных устройств 6—35 кВ применя-
ют комплектные распределительные устройства внутренней (КРУ) и
наружной (КРУП) установки. Они представляют отдельные блоки, в
каждом из которых смонтировано оборудование, устройства управле-
ния, контроля, защиты, автоматики и сигнализации одного присоеди-
нения: ввод, отходящая линия, секционный выключатель и т.д. Основ-
ные технические характеристики КРУН приведены в справочной лите-
ратуре (Приложение 10).
4.7. Разъединители и выключатели
Разъединители — коммутационные аппараты, предназначенные для
замыкания и размыкания предварительно обесточенных высоковольт-
ных цепей и создания видимого разрыва цепи при производстве работ
со снятием напряжения.
Разъединители и выключатели не имеют устройств для гашения дуги
и поэтому не допускается отключение ими цепи под нагрузкой, так как
это может привести к возникновению устойчивой дуги между контак-
тами. Параметры разъединителей и выключателей указываются в пас-
портах. Разъединители изготавливают однополюсными и трехполюс-
ными, для наружной и внутренней установок. Параметры разъедините-
лей и выключателей указываются в паспортах к оборудованию.
Приводы разъединителей и выключателей предназначены для вклю-
чения аппаратов, удержания их во включенном положении, отключе-
ния (вручную, электродвигателем или от защиты). Технические харак-
теристики различных типов приводов приведены в справочной литера-
туре (Приложение 10).
169
4.7.1.	Разъединитель РВК-10-2000-УХЛЗ
Разъединитель высоковольтный коробчатый (РВК) на напряжение
10 кВ и номинальный ток 2000 А для эксплуатации в условиях умерен-
ного и холодного климата в закрытых электроустановках показан на
рис. 4.16. Он имеет основание 1 из профильной стали, на котором уста-
новлены опорные изоляторы 12, служащие для крепления неподвиж-
ных контактов 4 и 10, выполненные в виде коробов, с установленными
внутри чугунными контактодержателями 11. Подвижный контакт 8 по-
ворачивается на оси 3, прижимаясь к контакту 4 под действием усилия,
создаваемого пружиной поджатия 5. Поворот ножей 8 при включении
и отключении разъединителя осуществляется фарфоровой тягой 9, свя-
занной с рычагом 13 вала 2. Во включенном положении ножи 8 при-
жимаются к контактам 10 силами пружин 6 и дополнительными элек-
тромагнитными силами, создаваемыми стальными пластинами 7. При
прохождении по ножам тока
Рис. 4.16. Разъединитель РВК-10:
1 — основание; 2 — вал; 3 —ось; 4, 10 —
неподвижные контакты; 5, 6 — пружины
поджатия; 7 — стальная пластина; 8 —
подвижный контакт; 9 — фарфоровая
тяга; 11 — чугунный контактодержатель;
12 — опорный изолятор; 13 — рычаг
вокруг них создается магнит-
ное поле. Оно очень сильное
снаружи и практически отсут-
ствует внутри между ножами,
так как здесь составляющие
магнитного потока левого и
правого ножей имеют разные
направления, вычитаются и су-
щественно ослабляют суммар-
ный поток. В результате внеш-
нее магнитное поле стремится
сблизить ножи, прижимая их к
контакту 10. Стальные пласти-
ны 7 концентрируют поле вок-
руг ножей, снижая сопротивле-
ние магнитному потоку и тем
самым увеличивая силу нажа-
тия в контактах.
Для получения трехполюс-
ного разъединителя валы от-
дельных полюсов соединяют
между собой муфтами.
170
4.7.2.	Трехполюсный разъединитель РВ-10/630-УЗ
Разъединитель высоковольтный (РВ) на напряжение 10 кВ и номи-
нальный ток 630 А предназначен для умеренного климата и внутренней
установки (рис. 4.17). Он состоит из шести опорных изоляторов 9, уста-
новленных на раме 1. На изоляторах закреплены г-образные стойки 11,
которые с одной стороны являются неподвижными контактами 8, с дру-
гой служат для шарнирного крепления ножей подвижных контактов 5.
Для обеспечения необходимого контактного нажатия на контактные
медные полосы ножей снаружи накладываются стальные плоские пру-
жины 6. Движение изолирующих тяг 7, соединяющих контакты с рыча-
гами на валу 4разъединителя, рычаг 3, закрепленный на торцевой час-
ти вала 4, перемещается усилием оператора в стороны неподвижных
контактов при включении. Упор 2 служит для ограничения угла пово-
рота вала после включения разъединителя.
4.7.3.	Высоковольтные выключатели
Выключатели служат для включения и отключения высоковольтных
цепей во всех режимах работы электроустановок (нормальном, аварийном).
Выключатели нагрузки. Выключатели нагрузки предназначены для
замыкания и размыкания высоковольтных цепей под нагрузкой до 800 А,
но не предназначены для отключения токов короткого замыкания. Для
отключения токов короткого замыкания в таких цепях используются
предохранители обычного типа ПК с кварцевой засыпкой. Выключате-
ли нагрузки имеют модификацию с отключающей катушкой, трансфор-
маторами тока и МТЗ.
Выключатель нагрузки типа ВНП-16 на напряжение 10 кВ приведен
на рис. 4.18. Выключатель имеет ту же конструктивную базу, что и разъе-
динитель рубящего типа. Контактная система состоит из трех подвиж-
ных двухполосных контактов 5 и трех неподвижных 2. Дугогасительное
устройство (рис. 4.18, б) состоит из дугогасительной камеры 3, подвиж-
ного 4 и неподвижного 2 дуто гасительных контактов. Дугогасительная
камера 3 имеет пластмассовый корпус в виде двух щек, стянутых между
собой винтами так, чтобы между ними не было зазора. Внутри корпуса
находится два вкладыша из газогенерирующего вещества. На подвиж-
ных контактах 5 закреплены с помощью стальных полос 6 согнутые по
форме щели дугогасительной камеры медные подвижные дугогаситель-
ные контакты 4. На опорном изоляторе /закреплены неподвижные глав-
171
Рис. 4.17. Трехполюсный разъединитель РВ-10 (а), полюс разъединителя (б):
1 — рама; 2 — упор ограничения поворота вала; 3 — рычаг; 4 — вал; 5 — подвижный контакт (нож); 6 — пружина; 7—
фарфоровая тяга; 8 — неподвижный контакт; 9 — опорный изолятор; 10 — рычаг; 11 — г-образная стойка; 12 — ось
Рис. 4.18. Выключатель нагрузки ВНП-16: а — общий вид; б — дугогасительная
камера:
1 — отключающая пружина; 2 — неподвижный контакт; 3 — дугогасительная ка-
мера; 4— подвижный дугогасительный контакт; 5— подвижный контакт; 6— сталь-
ная полоса; 7 — опорный изолятор; 8 — предохранитель; 9 — рама; 10 — непод-
вижный дугогасительный контакт; 11 — стяжные винты; 12— газогенерирующий
вкладыш; 13 — колпачок опорного изолятора
173
ный контакт 2 и дугогасительный 10. При включенном выключателе
рабочий ток проходит через главные контакты 2 и 5.
При отключении поворачивается вал выключателя с приваренными
к нему рычагами, связанными с подвижными контактами 5 через фар-
форовые тяги. На концах вала установлены по две отключающие пру-
жины, которые обеспечивают необходимую скорость отключения пос-
ле освобождения механизма свободного расцепления привода. Первы-
ми при отключении расходятся главные контакты 2 и 5, затем —
дугогасительные 4 и 10. Между дугогасительными контактами образу-
ется дуга, вызывающая выделение газов из газогенерирующего веще-
ства вкладышей. Газы устремляются наружу через зазоры между под-
вижными контактами и стенками вкладыша. Выход газов затруднен, по-
этому давление внутри камеры повышается. Поток газов под давлением
гасит дугу в течение нескольких сотых долей секунды.
Рама 9 с предохранителями 8 может быть смонтирована как с верх-
ней, так и с нижней стороны выключателя нагрузки. В каждом предох-
ранителе есть указатель срабатывания, действующий при перегорании
плавкой вставки. У выключателя ВНП-16 при перегорании вставки
предохранителя освобождается защелка, удерживающая заведенную
при включении пружину блок-контакта, в результате чего блок-кон-
такт замыкает цепь отключающего электромагнита. Устройство для
подачи команды на отключающий электромагнит состоит из рычаж-
ной системы, на которую воздействует указатель срабатывания пре-
дохранителя, и контактной группы.
Выключатели нагрузки могут иметь заземляющие ножи, устанавли-
ваемые со стороны, противоположной креплению предохранителей.
4.7.4.	Многообъемные (баковые) масляные выключатели МКП-35
Выключатели переменного тока предназначены для переключения
электрических цепей переменного тока под нагрузкой. В выключателях
этого вида на каждую фазу предусмотрен отдельный стальной заземлен-
ный бак, заполненный трансформаторным маслом, которое использует-
ся в качестве газогенерирующего вещества при гашении электрической
дуги в процессе отключения, а также для изоляции контактной системы
от заземленного бака. Выключатели используются в электроустановках
напряжением 35—220 кВ.
Выключатель МКП-35 (масляный, камерный, подстанционный) на
напряжение 35 кВ показан на рис. 4.19. Он состоит из трех баков /оваль-
174
Рис. 4.19. Выключатель МКП-35:
а — внешний вид; б — разрез фазы выключателя:
1 — бак; 2 — рама; 3 — привод; 4 — лебедка; 5 — штанга; 6 — подвижный контакт; 7 — трансформатор тока; 8 —
изоляция вводов; 9— изоляция камеры и бака; 10 — дугогасительная камера
ной формы (рис. 4.19, а), с проходными изоляторами (вводами) 8, уста-
новленными на крышках и закрепленных на сварной раме 2. Управле-
ние выключателем осуществляется с помощью привода 3, соединенно-
го с фазами (баками) выключателя. На рис. 4.19, б приведен разрез од-
ного полюса выключателя, на котором показаны бак 1 и дугогасительная
камера 10, имеющие изолирующие экраны 9. На крышке бака располо-
жены высоковольтные вводы 8. Подвижные контакты 6 закреплены на
траверсе, которая штангой связана с приводным механизмом в верхней
части бака.
На токоведущем стержне каждого ввода крепится дугогасительная
камера (рис. 4.20) с помощью двух болтов держателя 4. Камера закрыта
изоляционным экраном 1. Верхняя часть камеры — металлическая
(сталь, латунь), нижняя собирается из изолирующих пластин 9, имею-
Рис. 4.20. Дугогасительная камера выключателя МКП-35: а — разрез камеры;
б — процесс гашения дуги:
1 — бакелитовые цилиндр и пластины; 2 — гибкая связь; 3 — пружина; 4 — дер-
жатель; 5 — полость газовой подушки; 6 — корпус; 7 — контакт; 8 — горловина
камеры; 9 — изоляционные пластины; 10 — поперечные щели
176
щих специальные профильные вырезы. В собранном виде пластины
стягиваются текстолитовыми шпильками и образуют камеру, имеющую
центральный вертикальный канал с горловиной <?для прохода подвиж-
ного контакта и два горизонтальных канала поперечного дутья с выхо-
дом в масляный бак.
Контакты выключателя торцевого типа. Их замыкание происходит
в верхней части камер, имеющей металлический корпус 6, в котором
находится неподвижный контакт 7. Пружина 3 служит для смягчения
ударов, предупреждения вибраций при включении и создания контакт-
ного нажатия во включенном положении. Гибкая связь 2 обеспечивает
хороший контакт между подвижной и неподвижной частями верхней
контактной системы (неподвижного контакта). В правой верхней час-
ти камеры имеется отсек 5, в котором при заполнении бака маслом ос-
тается воздух, образующий буферную газовую подушку.
При размыкании контактов 7 (рис. 20, б) в верхней части камеры
возникает дуга, которая растягивается вслед за подвижным контактом,
разлагает и испаряет масло. Давление в основной камере резко повы-
шается, так как выход из камеры перекрыт стержнем подвижного кон-
такта. Давление передается в отсек 5, где происходит сжатие воздуха
газовой подушки.
Подвижный контакт 7 по мере движения вниз поочередно открыва-
ет горизонтальные каналы 10 поперечного дутья, в которые под боль-
шим давлением устремляются масло и газы из верхней части камеры.
При этом дуга зигзагообразно растягивается в каналах, интенсивно
деионизируется и гаснет.
Гашение происходит в двух дугогасительных камерах одновремен-
но, т.е. на каждую фазу создается два разрыва электрической дуги, бла-
годаря чему процесс отключения значительно ускоряется (параметры
выключателя: (7Н0М = 35 кВ, /ном = 1000 А, /откл = 0,08 с).
Выключатель МКП-35 относится к числу быстродействующих. Ин-
тенсивная деионизация дуги и ее быстрое гашение происходят благода-
ря следующим факторам:
-	наличие водорода в газовой среде, возникающей при разложении
масла;
—	высокое давление в газовой среде;
—	растяжение дуги в продольном и поперечном направлениях;
—	два разрыва токовой цепи на одну фазу;
—	прохождение переменного тока через нуль.
177
Важнейшую роль в работе выключателя играет буферное простран-
ство, расположенное в верхней части бака над маслом и заполненное
воздухом. Оно позволяет маслу расширяться вверх, из-за чего умень-
шается давление на стенки и дно бака. Если это пространство недоста-
точно (высокий уровень масла), то возможен взрыв бака.
При низком уровне масла в баке водород, входящий в состав выде-
ляющихся газов и имеющий высокую температуру, поднимаясь вверх,
не успевает охладиться и, соединяясь с кислородом воздуха в буферном
пространстве, может вызвать взрыв. Следовательно, взрыв выключате-
ля может произойти как при повышении, так и при понижении уровня
масла. В процессе эксплуатации ведется контроль за уровнем масла, для
этой цели баки имеют маслоуказатели.
4.7.5.	Вакуумные выключатели
В вакуумных выключателях гашение дуги происходит при вакуум-
ном давлении 1—10 МПа. Достоинством выключателей являются быс-
тродействие, длительный срок службы без ремонта при частых отклю-
чениях, небольшие габаритные размеры и незначительная масса; они
взрыве- и пожаробезопасны (рис. 4.21).
В условных обозначениях вакуумных выключателей буквы обозна-
чают: В — (первая) выключатель, В — (вторая) вакуумный, С — стацио-
нарный, К — выкатной, Э — с электромагнитным приводом, П — с пру-
жинным приводом, 3 — наружной установки, О — однофазный, Т —
(последняя буква) с встроенным трансформатором тока, TEL — серия.
4.7.6.	Текущий ремонт вакуумных выключателей ВВЭ, BB/TEL-10
Работу выполняют по наряду со снятием напряжения и заземлени-
ем выведенного в ремонт выключателя. Внешним осмотром проверяют
состояние заземления корпуса выключателя. Очищают от пыли и грязи
поверхности вакуумной дугогасительной камеры (КДВ), изоляционных
частей. Натрущиеся поверхности и резьбовые соединения наносятсмаз-
ку ЦИАТИМ, подтягивают крепления деталей.
Штангенциркулем проверяют износ контактов вакуумной дугогасителъ-
ной камеры, сравнивают с измерениями до начала эксплуатации выключа-
теля. Если износ контактов составил более 3 мм КДВ, заменяют на новые.
Проверяют ход подвижных контактов выключателя, регулировку
момента срабатывания блок-контактов сигнализации, состояние при-
вода выключателя. По схеме (рис. 4.22) измеряют время включения и
178
a
б
Рис. 4.21. Общий вид вакуумных выключателей ВБЭ-10-20/630-1600 УХЛ2 (а)
и ВБПП-10-20/1250 УХЛ2 (б)
отключения выключателя. Оно не должно отличаться от паспортных
данных более чем на ±10 %. В заключение со щита управления прове-
ряют работу выключателя трехкратным включением и отключением.
Результаты измерений оформляют протоколом.
4.7.7.	Элегазовые выключатели
В элегазовых выключателях средой гашения является элегаз. Элегаз
инертный, бесцветный, нетоксичный газ, имеющий высокую электри-
ческую прочность. Выключатель имеет высокую отключающую способ-
ность, пожаро- и взрывобезопасен. При эксплуатации требуется добав-
лять в выключатель элегаз, который находится под высоким давлением
и постоянно расходуется.
В условных обозначениях элегазовых выключателей буквы обозна-
чают: В — выключатель, Э — элегазовый, Г — газовый, О — однофаз-
ный, Б — баковый.
179
a
4.7.8.	Текущий ремонт элегазовых выключателей ВГТ, ВБЭ
Работу выполняют по наряду со снятием напряжения и заземлени-
ем выведенного в ремонт выключателя. Внешним осмотром необходи-
мо убедиться в исправном состоянии заземления выключателя, прове-
рить состояние изоляционных деталей, отсутствие механических по-
вреждений, плотность болтовых и надежность сварных соединений,
исправность стационарных лестниц (рис. 4.23).
Производят замеры влажности элегаза в колоннах выключателя. Оно
должно быть не выше 45 °C при атмосферном давлении. Проверяют дав-
ление предупредительной сигнализации методом снижения давления в
180
выключателе со скоростью не более
0,01 МПа в минуту, контролируя дав-
ление сигнализатором. При снижении
давления до 0,32 МПа должны срабо-
тать контакторы сигнализатора, бло-
кирующие управление приводом.
Если отклонение уровней сигнализа-
ции и блокировки отличается более
чем на 0,01 МПа от нормируемых зна-
чений, прибор подлежит замене.
Проверяют состояние изоляторов,
уплотнения кожуха передаточного ус-
тройства, вскрытые дефекты устраня-
ют. Контролируют крепление шлей-
фов выключателя и других болтовых
соединений. Микроомметром прове-
ряют сопротивление цепей между вво-
дами каждого полюса. Оно должно
быть не более 45 мкОм для выключа-
телей ВБЭ и 130 мкОМ для выключа-
телей ВГТ.
Рис. 4.23. Общий вид ячейки PASS
с элегазовым выключателем на
напряжение ПО кВ
Выключатель (колонны) наполняют газом до давления 0,4 МПа.
Убеждаются, что блокировка снимается при давлении выше 0,32 МПа,
а сигнал о необходимости наполнения газом прекращается при давле-
нии выше 0,34 МПа.
Проверяют состояние привода в отключенном и во включенном по-
ложениях выключателя, а также работу выключателя неоднократным
включением и отключением.
4.7.9.	Межремонтные испытания вакуумных и элегазовых
выключателей ВБ(Э)-10
Работу выполняют по наряду со снятием напряжения и заземлением
выведенного в ремонт выключателя. Производят осмотр выключателя,
проверяют надежность заземления корпуса выключателя на заземляю-
щий контур, состояние фарфоровой или полимерной изоляции.
При отсутствии отступлений испытание выключателя производят
термографом по разработанной технологической карте. Результаты про-
веденных измерений оформляют протоколом.
181
4.8.	Рубильники и переключатели
Рубильники и переключатели предназначены для включений и от-
ключений (переключения) электрических цепей вручную напряжени-
ем до 500 В. Рубильники и переключатели с центральной рукояткой без
разрывных контактов предназначены для снятия напряжения. Все от-
крытые рубильники и переключатели с центральной рукояткой при на-
пряжении 220 В независимо от наличия разрывных контактов рекомен-
дуются применять только для снятия напряжения.
При применении рубильников в качестве пусковых устройств для
включения и отключения электродвигателей их мощность не должна
превышать 15 кВт, а номинальный ток рубильника должен быть не ме-
нее трехкратного номинального тока электродвигателя.
По способу управления различают рубильники с центральной и бо-
ковой рукоятками, т.е. с центральным рычажным приводом — РПЦ и
боковым — РПБ. Рубильники могут быть с задним и передним пере-
ключением. По количеству полюсов рубильники выполняют одно-,
двух-, трех- и четырехполюсные.
По месту установки рубильники выпускаются с расположением на
лицевой и задней сторонах щита. Рубильники, установленные на лице-
вой стороне, могут иметь переднее и заднее присоединение проводов.
В обозначение типа рубильника, кроме букв, входят цифры, указы-
вающие число полюсов, номинальный ток и другие данные. Например
Р16 означает, что это рубильник однополюсной, на 600 А.
На рис. 4.24, а изображен трехполюсной рубильник с центральной
рукояткой и передним присоединением проводов. На опорной панели 4
из изоляционного материала крепятся неподвижные контактные стой-
ки 5, 6 с губками. Подвижные контактные ножи 3 шарнирно связаны с
нижними стойками 6. Соединительная изоляционная планка 2 с руко-
яткой управления 1 объединяет ножи между собой и обеспечивает их
одновременное размыкание с верхними контактными стойками 5 при
отключении и замыкание — при включении. Открытые рубильники та-
кого типа служат для отключения электрических цепей без нагрузки с
целью создания видимого разрыва цепи при ремонтных работах.
На рис. 4.24, б показан рубильник с рычажным приводом. Подвиж-
ный контактный нож 3 вращается в шарнирной стойке 6, создавая раз-
рыв с неподвижным контактом 5. Дугогасительная камера 7 обеспечи-
вает гашение электрической дуги, возникающей при размыкании кон-
182
Рис. 4.24. Трехполюсной рубильник с центральной рукояткой (а) и рычажным
приводом (б):
1— рукоятка управления; 2 — соединительная изоляционная планка; 3— кон-
тактные ножи; 4— опорная изоляционная панель; 5, 6— контактные стойки;
7 — дугогасительная камера; 8— ось; 9— тяга
тактов. Это происходит при повороте рукоятки управления на лицевой
панели шкафа вокруг оси 8, при этом тяга 9 перемещается вправо и пе-
редает движение ножам 3 всех полюсов, объединенным валом. Контакт-
ная система рубильника расположена внутри шкафа, что делает опера-
ции с рубильниками безопасными для персонала.
Переключатели по конструктивному исполнению имеют различные
назначения: переключатель на два направления, переключатель со звезды
на треугольник, реверсивный переключатель, вольтметровый переключа-
тель и др. Устройство пакетных выключателей показано на рис. 4.25 и 4.26.
1	2	3	4	5
Рис. 4.25. Устройство 3-фазного пакетного выключателя:
1 — контактный мостик; 2 — пластмассовый диск (пакет); 3 — контактные
выводы; 4— кожух; 5 — рукоятка; 6— канал для стяжной шпильки
183
Рис. 4.26. Устройство кулачкового
пакетного выключателя:
1 — неподвижный контактный вывод;
2— корпус; 3— пружина; 4— шток; 5—
контактный мостик; 6— неподвижный
контакт; 7— вал; 8— кулачок; 9— ру-
коятка; I и 11 — пластмассовые пакеты
4.9.	Автоматические
выключатели
и предохранители
Выключатели — коммутаци-
онные электрические аппараты,
предназначенные для включе-
ния и отключения тока нагруз-
ки и токов короткого замыкания.
Автоматические выключатели
снабжаются механизмом сво-
бодного расцепления (МСР),
который позволяет обеспечить
отключение автомата в процес-
се включения или после него.
На рис. 4.27 схематично пред-
ставлена конструкция автомати-
ческого выключателя, имеюще-
го дугогасительные 8 и главные
1 контакты. Главные контакты,
выполняемые из меди, имеют
малое переходное сопротивле-
ние и могут длительно пропус-
кать большой ток. Дугогаситель-
ные контакты, выполняемые из
металлокерамики, включаются
параллельно главным.
Включение автомата осуще-
ствляется вручную при поворо-
те рукоятки 3 по часовой стрелке вокруг оси О3 или дистанционно элек-
тромагнитным приводом 4. При этом рычаги 5 механизма свободного
расцепления перемещают вправо контактный рычаг 6, преодолевая
усилие отключающей пружины 7. При повороте рычага 6 вокруг оси
Oj замыкаются дугогасительные контакты 8, сжимая свою амортиза-
ционную пружину, затем — главные 1. Включенный автомат стано-
вится на защелку при перемещении шарнирного соединения О2 вниз.
Отключение автомата осуществляется вручную путем поворота руко-
ятки против часовой стрелки или автоматически и дистанционно при про-
184
10
Рис. 4.27. Автоматический выключатель:
1 — главные контакты; 2— электромагнитный расцепитель; 3— рукоятка; 4 —
электромагнитный привод; 5 — рычаг механизма свободного расцепления;
6 — рычаг; 7— отключающая пружина;# — дугогасительный контакт; 9 —
дугогасительная камера; 10— металлические пластины; О(, О2, О3 — оси
текании тока по обмотке отключающего электромагнита расцепителя 2.
Его сердечник перемещает шарнир О2 вверх, и жесткая система рычагов 5
«ломается» по шарниру. Отключающая пружина /отключает выключатель.
Возникающая между контактами 1 дуга гасится в дугогасительной
камере 9 путем деления на ряд дуг металлическими пластинами 10.
Широкое распространение получили автоматические выключатели
(рис. 4.28), у которых ручное управление осуществляется с помощью
рукоятки 8. Выключатель состоит из электромагнитного расцепителя
максимального тока 1, корпуса 2, контактов 3, вводных зажимов 4, ду-
гогасительной камеры 5, механизма свободного расцепления 6, крыш-
ки 7, регулятора теплового реле. Рукоятка управления 8 является одно-
временно указателем положения выключателя: верхнее положение —
выключатель включен, нижнее — отключен.
Устройства автоматических выключателей приведены на рис. 4.29,4.30.
185
Рис. 4.28. Автоматический выключатель с рукояткой управления:
1 — электромагнитный расцепитель; 2 — корпус; 3 — контакты; 4 — вводные
зажимы; 5— дугогасительная камера; 6 — механизм свободного расцепления;
7 — крышка; 8 — рукоятка управления
186
Рис. 4.29. Общий вид (а) и продольный разрез (б) устройства автомата АП-50:
1 — основание; 2 — пластмассовый корпус; 3 — неподвижный контакт; 4 — пластины дугогасительные;
5 — подвижный контакт; 6— электромагнитный расцепитель; 7— тепловой расцепитель
1
2
1
2
Рис. 4.30. Устройство резьбового автоматического выключателя:
1 — кнопка включения; 2 — кнопка отключения; 3 — защелка; 4 — рычаг; 5 —
контактный мостик; 6, 11— неподвижные контакты; 7—резьбовая гильза; 8—
толкатель; 9 — пружина; 10 — контактный вывод; 12— биметаллическая плас-
тина; 13 — штифт-защелка; 14 — гибкая связь; 15 — обмотка электромагнита;
16 — сердечник
Магнитные пускатели могут быть различных серий и предназначе-
ны для дистанционного управления электродвигателями переменного
тока. Тепловые реле пускателей защищают электродвигатели от недо-
пустимых перегрузок. Время срабатывания теплового реле 6—25 с. Вре-
мя включения (отключения) главных контактов 0,01—0,025 с. Номи-
нальное напряжение сети 110/220/380 В. Номинальная мощность уп-
равляемого электродвигателя 0,4/1,1/2,2 кВт, максимальная — 3/5,5/10 кВт.
Устройство магнитного пускателя и схема управления электродвигате-
лем приведены на рис. 4.31.
Предохранители являются защитными аппаратами. Они применя-
ются для защиты от токов короткого замыкания и перегрузок как низ-
ковольтных, так и высоковольтных электрических цепей. Широкое
распространение получили пробочные и трубчатые предохранители
напряжением до 1000 В типов ПР-2, ПН-2, НПН (трубчатые) и ПРС
188
(пробочные). Пробочные предохранители применяются для защиты
маломощных цепей электрического освещения, отопления, электро-
двигателей и др.
Трубчатые предохранители без наполнителя типа ПР-2 (рис. 4.327
являются разборными. Патроны этих предохранителей 5 выполняются
из толстостенной фибровой трубки, на концы которой насажены ла-
тунные обоймы с резьбой для
предотвращения ее разрыва.
Резьба служит для завинчива-
ния колпачков 7, обеспечива-
ющих герметизацию предохра-
нителя. Плавкая вставка Скре-
пится винтами к контактным
ножам 4. У предохранителей на
токи до 60 А контактных ножей
нет, их заменяют колпачки, ко-
торые при завинчивании при-
жимают плавкую вставку к спе-
циальной шайбе, чем обеспечи-
вается ее крепление и хороший
контакт. Предохранитель встав-
ляется ножами в контактные
стойки 3. Давление в контакт-
ном соединении обеспечивает-
Рис. 4.31. Устройство магнитного
пускателя (а) и схема управления
электродвигателем (б):
1 — основание; 2 — неподвижные
контакты; 3, 9— пружины; 4— ка-
тушка; 5 — магнитный сердечник;
6 — якорь; 7 — возвратная пружи-
на; 8 — контактный мостик; 10 —
дугогасительная камера; 11 — на-
гревательный элемент; А, В, С —
фазы питающей сети; FU1, FU2,
FU3 — предохранители; КМ — маг-
нитный пускатель; КК1 и КК2 —
тепловые реле; SB 1 и SB2 — кнопки
управления; М — электродвигатель
189
Рис. 4.32. Предохранитель типа
ПР-2
ся стальными пружинами 2. Болты 1
служат для присоединения проводни-
ков. Плавкая вставка 6 изготовляется из
листового цинка, стойкого против кор-
розии, в виде пластины с вырезами,
уменьшающими сечение в определен-
ных местах, где происходит ее перего-
рание. При появлении электрической
дуги фибровая трубка выделяет газы,
деионизирующие дугу и создающие в
патроне давление, что способствует
эффективному гашению дуги.
Предохранители разборные с напол-
нителем типа ПН-2 предназначаются
для защиты цепей напряжением 380 В
переменного и 220 В постоянного тока
(рис. 4.33/ Контактные стойки 3 свои-
ми основаниями 1 с зажимами для
крепления проводов устанавливаются
на изоляционной плите. Предохрани-
тель контактными ножами 4 вставляет-
ся в стойки 3. Пружины 2 обеспечива-
ют необходимое контактное нажатие.
Выступы 5 служат для снятия предох-
ранителя под напряжением с помощью
специальной изоляционной рукоятки 6
с вырезами для захвата выступов 5 пре-
дохранителя.
Наполнителем предохранителя служит кварцевый песок. Он хоро-
шо поглощает тепло, охлаждает газы, в результате чего дуга деионизи-
руется и гасится настолько быстро, что ток не успевает достигнуть мак-
симального значения, которое имело бы место в защищаемой цепи при
отсутствии в ней такого предохранителя. Предохранители с наполни-
телем обладают токоограничивающим свойством и имеют меньшее вре-
мя отключения цепи, чем трубчатые без наполнителя.
На рис. 4.34 показано внутреннее устройство предохранителя ПН-2
Фарфоровая трубка 7, квадратная снаружи и круглая внутри, имеет по
углам четыре резьбовые отверстия, в которые ввинчиваются винты 3,
190
крепящие пластинки 4. К этим пласти-
нам винтами 2 присоединены диски 5 с
приваренными с одной стороны медны-
ми плавкими вставками 6, а с другой —
ножами 7. Для увеличения контактного
нажатия контактных стоек <?на ножи слу-
жат стальные кольца 9. Плавкая вставка
имеет прямоугольную форму с продоль-
ными вырезами, уменьшающими ее се-
чение. В местах сужения напаяны оло-
вянные шарики, которые, расплавляясь,
играют роль растворителя меди, имею-
щей высокую температуру плавления
(1083,4 °C). При расплавлении плавкой
вставки дуга горит в узком канале, обра-
зованном ее испарившимся телом, энер-
гично охлаждается кварцевыми песчин- Рис. 4 33 предохранитель
ками и деионизируется на их поверхно-	типа ПН-2
сти. Перегоревшую плавкую вставку
заменяют новой. Использованный кварцевый песок можно оставить,
если он не спекся и не отсырел. При сборке предохранителя после за-
мены плавкой вставки необходимо обеспечить герметичность, чтобы в
него не мог проникнуть влажный воздух. Предохранитель ПН-2 можно
перезаряжать многократно.
Рис. 4.34. Внутреннее устройство предохранителя ПН-2
191
Насыпные неразборные предохранители типа НПН-2 однократно-
го действия применяются в электрических цепях, где перегрузки и ко-
роткие замыкания крайне редки.
Высоковольтные предохранители в электроустановках напряжением
6—35 кВ нашли применение типов ПК внутренней и ПКН наруж-
ной установки с кварцевым заполнением для защиты силовых цепей;
ПКТ — для защиты трансформаторов напряжения внутри помеще-
ния и ПКТН — снаружи.
Предохранитель ПК-Ют напряжение 10 кВ (рис. 4.35, а) смонтиро-
ван на основании 7, к которому крепятся два опорных изолятора 7. На
Рис. 4.35. Предохранитель типа ПК-10
192
изоляторах закреплены контактные губки 4 с упорами 3. В губках уста-
навливается фарфоровый или стеклянный патрон б, фиксируемый зам-
ком 5. Зажимы 2 служат для присоединения проводов электрической
цепи, в которую включается предохранитель. Патрон предохранителя
10 (рис. 4.35, бив) имеет на концах латунные колпачки 9. Он заполнен
чистым кварцевым песком 13, который охватывает плавкую вставку 11
из одной или нескольких медных проволок, намотанных на керамичес-
кое ребристое основание 14 (для предохранителей на ток до 7,5 А,
рис. 4.35, б) или выполненных в виде спиралей 12 (для предохраните-
лей на ток выше 7,5 А, рис. 4.35, в). На спиральные плавкие вставки
напаиваются оловянные шарики. При нагреве проволоки до темпера-
туры плавления олова (231,9 °C) начинается растворение меди прово-
лок в олове и происходит срабатывание предохранителя, которое фик-
сируется указателем 16. Указательная спираль 15 перегорает вслед за
плавкой вставкой, указатель 16 выталкивается пружиной наружу, сиг-
нализируя о перегорании предохранителя. Крышка 8герметически за-
паивается.
В электроустановках напряжением 35 кВ применяют предохрани-
тели типа ПС (предохранитель стреляющий) наружной установки для
защиты силовых цепей от перегрузки и токов короткого замыкания.
В таких предохранителях применяют автогазовое гашение тока при про-
ходе через нуль, поэтому перенапряжений не возникает.
Контрольные вопросы и задания
1. Какие разъединители и приводы к ним применяются на ВЛ СЦБ?
2. Как работает схема управления моторным приводом УМП-П?
3.	Какие применяются разрядники и ОПН на КТП, силовых опорах?
4.	Укажите порядок испытания вентильных разрядников.
5.	Укажите, что проверяют на силовой опоре, нормы и допуски.
6.	Как регулируется напряжение на трансформаторе ОМ, ОЛ?
7.	Перечислите технические нормы и требования к заземлению си-
ловой опоры, КТП.
8.	Каково назначение рубильников, выключателей и предохранителей?
13-773
Diaea 5. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
5.1.	Измерение уровня напряжения
Общие требования. Измерение уровня напряжения в кабельных ящи-
ках и на вводных панелях постов ЭЦ, домов связи выполняют комис-
сионно представители дистанции сигнализации, централизации и бло-
кировки (ШЧ) и дистанции электроснабжения (ЭЧ) без снятия напря-
жения с линий (основного и резервного питания) с применением
защитных средств. До начала работы проверяют соответствие энерго-
диспетчерскому наименованию вводных панелей на посту ЭЦ, дома
связи, кабельного ящика сигнальной точки.
Измерение уровня напряжения. После открытия дверцы вводной па-
нели или кабельного ящика визуально оценивают состояние аппаратуры
и ее присоединений. Вольтметром переменного тока производят измере-
ние фазного напряжения каждого фидера основного и резервного пита-
ния. Сравнивают измеренную величину (С7ф) с номинальным напряже-
нием (£/ном)- Полученные значения фазного напряжения должны нахо-
диться в пределах (+5... —10)%. Расчетные значения допустимого
диапазона напряжения приведены в табл. 2.1. В случаях отклонения от
указанных величин (по отдельному наряду) производят регулировку
напряжения на соответствующих трансформаторах сигнальных точек
или пунктах питания (см. табл. 2.1, рис. 5.1). При наличии блока пита-
ния на КТПОЛ проверяют его состояние.
5.2.	Проверка правильности калибровки плавких вставок
предохранителей и автоматических выключателей
Общие требования. Проверку правильности калибровки плавких вста-
вок предохранителей и автоматических выключателей в кабельных ящи-
ках и релейных шкафах выполняют комиссионно работники дистан-
194
a
б
A
a5(242B)
e4(236 В)
a3 (230 В)
e2 (224 В)
aj (218 В)
х
Рис. 5.1. Верхняя часть силовой опоры с КТПОЛ-1,25/6—10 кВ (а) и схема трансформатора (б)
ции сигнализации, централизации и блокировки и дистанции электро-
снабжения. Работу выполняют со снятием напряжения и заземлением.
Проверка плавких вставок. После открытия дверцы вводной панели
или кабельного ящика визуально оценивают состояние аппаратуры и
ее присоединений. Представитель ШЧ изымает предохранители из пин-
цетов, проверяет их состояние и правильность калибровки по току. Не
допускается проворачивание колпачков, наконечников или механичес-
кое повреждение основного стержня.
Проверка выключателей. При наличии выключателя АВМ осматрива-
ют его состояние и проверяют соответствие номинального значения тока
проектному. При наличии нагара на стекле крышки АВМ выключатель
подлежит замене для внутреннего осмотра и настройки в лаборатории ШЧ.
Исправный АВМ проверяют путем неоднократного ручного переключе-
ния. Переключения должны происходить плавно, без больших усилий.
Токи плавких вставок или уставок АВМ должны соответствовать
мощности трансформатора (табл. 5.1).
Таблица 5.1
Мощность трансфор- матора ОМ, ОЛ, кВ-А	Номинальное напряжение вторичной обмотки, В	Номинальный ток АВМ или плавкой вставки, А
0,66 (0,63)*	ПО 220	5 3
1,20(1,25)*	НО 220	10 5
4	220	15
10	220	40—45
* Трансформаторы, находящиеся в эксплуатации.
5.3.	Проверка отсутствия перекрытия сигналов
на перегонах и станциях при переходе питания устройств
СЦБ с основного на резервное и обратно
Основные требования к проведению работы. Работа выполняется ко-
миссионно работниками дистанции сигнализации, централизации и бло-
кировки (ШЧ) и дистанции электроснабжения (ЭЧ) с кратковременным
снятием напряжения с линий основного и резервного питания.
Перед началом работы необходимо убедиться, что все сигнальные
точки в зоне испытаний питаются от основного источника, например
196
ВЛ СЦБ. Проверка производится при наличии контроля по показани-
ям на диспетчерском щите, либо по сигнальным лампам силовых точек
(при объезде там, где эти лампы применяются), либо путем проверки
непосредственно на сигнальных точках.
Проверка работы сигналов на станции. Необходимо проверить нали-
чие напряжения на основном и резервном фидерах вводных панелей,
обеспечить питание поста ЭЦ от основного фидера.
Представители ЭЧ и ШЧ совместно подключают испытательный
прибор (рис. 5.2) (выводы 1-2 катушки реле времени) к резервному фи-
деру или другому независимому источнику питания напряжением 220 В на
посту ЭЦ (пункте питания) в зоне испытаний для измерения времени
перерыва питания при переключениях ВЛ СЦБ основного питания на
резервное и обратно. Для этого параллельно кнопке отключения основ-
ного фидера следует подключить выводы 3-4 испытательного прибора,
Рис. 5.2. Принципиальная схема проверки работоспособности сигналов
станций при отсутствия напряжения продолжительностью 1,3 с:
1 — пакетный выключатель; 2 — катушка контактора основного фидера; 3 —
тумблер; 4 — испытательный прибор; 5 — катушка РВ; 6 — предохранитель;
А — основное питание; Б — резервное питание; В — к устройствам СЦБ
197
а пакетным выключателем отключить питание поста ЭЦ от резервного
фидера. При возможности по согласованию с дежурным по станции
необходимо открыть максимально возможное количество поездных
сигналов на станции.
После этого следует нажать кнопку отключения (выключить вык-
лючатель) основного фидера. Схема готова к проверке, а пост питается
от основного фидера.
Переключают тумблер (нажать кнопку) испытательного прибора в
положение автоматического перерыва питания — в результате рвется
цепь катушки контактора основного фидера. Через выдержку време-
ни не более 1,3 с контакт реле времени должен замкнуть цепь катушки
контактора основного фидера и тем самым восстановить электроснаб-
жение поста.
При перерыве питания 1,3 с перекрытий сигналов (с разрешающего
на запрещающий) не должно происходить.
После проверки работоспособности всех сигналов отключают испы-
тательную схему в обратной последовательности.
Проверка работы сигналов на перегоне. Для проверки работоспособ-
ности сигналов на перегоне энергодиспетчер по телеуправлению или
по его приказу дежурный по тяговой подстанции отключает фидер ос-
новного питания ВЛ СЦБ.
По электросекундомеру фиксируют время задержки (перерыва) по-
дачи напряжения по АПВ при переходе питания с основного на резерв-
ное. Время перерыва питания не должно превышать 1,3 с.
В процессе переключений по информации энергодиспетчера дежур-
ные по станциям, посту ЭЦ наблюдают за показаниями сигналов при-
емо-отправочных путей станции. Перекрытие сигналов при переклю-
чениях не допускается. Контроль за перекрытием сигналов светофоров
на перегонах может производиться машинистами поездов или выбороч-
но наблюдающими работниками ШЧ и ЭЧ.
Проверка работы сигналов при переводе на АВР. Аналогичную опера-
цию с измерениями производят при переводе питания по АВР с резер-
вной ВЛ СЦБ на основную.
Энергодиспетчер по телеуправлению или по его приказу дежурный
по тяговой подстанции при отключенной резервной ВЛ ПЭ отключает
фидер ВЛ СЦБ основного питания. По окончании всех операций оце-
нивают результаты испытаний. Если время перерыва питания превы-
шает 1,3 с, то дистанция электроснабжения должна произвести регули-
198
ровку схем зашиты и автоматики соответствующих фидеров на пунктах
питания с последующим повторным испытанием совместно с предста-
вителем ШЧ. Если при испытаниях были выявлены перекрытия сигна-
лов, то дистанция сигнализации, централизации и блокировки произ-
водит регулировку времени задержки (до нормы) при переключении
показаний сигналов светофоров.
5.4.	Техническое обслуживание устройств
электроснабжения до 1 кВ
Электрическое освещение и осветительные установки. К основным
световым характеристикам относятся:
сила света I — отношение светового потока Fb люменах к простран-
ственному углу со в стерадианах, в котором он заключен (рис. 5.3):
I = F/ со , кд (кандела);
единица силы света — кандела (кд) — отношение светового потока F= 1лм
к телесному углу со = 7 стерадиан;
освещенность Е — поверхностная плотность светового потока:
Е = F/ S, лк (люкс);
единица освещенности — 1 люкс (лк) — освещенность поверхности пло-
щадью 5 в 1 м2 световым потоком в 1 люмен (лм), равномерно распре-
деленным на этой поверхности;
яркость В — отношение силы света /к величине освещаемой поверхно-
сти 5 площадью в 1 м2:
В = 1/ S cos а, кандела / м2,
где а — угол между направлением вектора I и поверхностью 5.
Лампы накаливания (источники света). Для освещения объектов приме-
няют экономичные источники света, в том числе лампы накаливания, лю-
минесцентные, кварцевые галогенные, ду-
говые ртутные и другие (рис. 5.4).
Схемы включения ламп приведены
на рис. 5.5, зависимости параметров ламп
накаливания от напряжения в сети — на
рис. 5.6.
Рис. 5.3. Телесный угол
199
Рис. 5.4. Источники света: а — зеркальные лампы накаливания глубокого
светораспределения; б — то же широкого светораспределения:
1 — зеркальный слой; 2 — матированное стекло; 3 — прозрачное стекло
а
Рис. 5.5. Кварцевая галогенная лампа накаливания (a): D — диаметр трубки (от
10 до 26 мм); L — длина лампы (от 189 до 520 мм); люминесцентная лампа и схе-
ма включения ее в сеть с пускорегулирующей аппаратурой (ПРА) стартерного
зажигания (б); дуговая ртутная лампа ДРЛ и схема ее ПРА (в):
1 — трубка из кварцевого стекла; 2 — цоколь; 3 — спираль; 4 — внешняя колба;
5 — газоразрядная кварцевая трубка; 6— электроды; 7— слой люминофора
200
Рис. 5.6. Зависимости параметров
ламп накаливания от напряжения
в сети:
] — продолжительность горения;
2 — световой поток; 3 — световая
отдача; 4 — мощность
1
Напряжение, % от нормального
Световой поток, лм, для ламп накаливания разных типов приведен ниже.
Лампы накаливания вакуумные и газонаполненные:
В25 ................................
Б40 ...............................
Дуговые ртутные лампы:
ДРЛ250 ..............................
ДРЛ400 ............................
Кварцевые галогенные лампы накаливания:
КГ1000...............................
КГ 1500...........................
КГ2000............................
КГ5000.............................
Дуговые металлогалогенные лампы:
ДРИ250...............................
ДРИ400.............................
ДРИ700.............................
ДРИ1000............................
Люминесцентные лампы:
ЛБ20.................................
ЛБ40...............................
ЛТБ20 .............................
ЛТБ80..............................
Дуговые ксеноновые лампы:
ДКсТ5000.............................
260
490
И ООО
19 000
. 22 000
. 33 000
. 44 000
110 000
18 700
32 000
59 500
90 000
1180
3000
. 975
4440
98 000
201
ДКсТЮООО ....................................... 290 000
ДКсТ20 ООО ..................................... 580 000
ДКсТ50 ООО......................................2 230 000
Примечание. Цифры в типе лампы означают мощность ламп, Вт.
Светильники наружного освещения. Для освещения объектов желез-
нодорожного транспорта применяют различные конструкции светиль-
ников отечественного и зарубежного производства (рис. 5.7). В после-
днее время находят применение светильники типа ГКУ 04-2-150-001 с
электромагнитным пускорегулирующим аппаратом. В светильниках
используются две лампы типа ДРИ-СФ-150, одна из которых включена
в работу, а вторая находится в резерве и автоматически включается
202
3
Рис. 5.7. Конструкции светильников наружного освещения:
а — подвесной открытый типа СПО-ЗОО; б — подвесной открытый типа СПО2-
300; в — подвесной зеркальный типа СПЗ-500; г — подвесной призматический
типа СПП-500; д — подвесной зеркально-призматический типа СЗП-500Ц; е —
подвесной зеркально-призматический с ртутной лампой 250 Вт типа СЗПР-250;
ж— консольный зеркально-призматический с ртутной лампой 250—500 Вт типа
СЗПР-500; з — консольный зеркально-призматический люминесцентный типа
СКЗПЛ-Зх80; и — подвесной люминесцентный типа СПЛ-Зх80; к — консоль-
ный с натриевой лампой 140 Вт типа СКН-140; л — консольный с натриевой
лампой 140 Вт; м — венчающий люминесцентный типа СВЛ-Зх80
203
Рис. 5.8. Схемы включения приборов в электрическую сеть:
1 — источник питания; 2— рабочее заземление; 3— предохранители; 4— вык-
лючатель; 5 — патрон; 6 — штепсельный разъем; 7— штепсельная вилка; 8 —
потребитель (электроприемник); 9 — заземляющий провод; 10 — зануление
электроприемника; 11 — повторное рабочее заземление
взамен первой лампы при кратковременном отключении, просадке на-
пряжения или при выходе из строя первой лампы.
Принципиальные схемы включения приборов в электрическую сеть
приведены на рис. 5.8.
5.5.	Освещение станционных путей
и пассажирских платформ
Освещенность станционных путей, парков, пассажирских платформ,
разъездов, обгонных пунктов и других объектов определяется проектами.
Нормы освещенности на отдельных объектах железных дорог при-
ведены в табл. 5.2.
Для размещения светильников, прожекторов используют опоры кон-
тактной сети, воздушных линий, прожекторные мачты, специальные
гибкие и жесткие поперечины и другие конструкции. Осветительные
установки должны отвечать требованиям габарита строения «С».
В последнее время нашли применение прожекторные мачты с
подъемно-опускным устройством высотой 20 и 30 м.
204
Таблица 5.2
Объект	Освещенность, лк, не менее	Примечание
Путь, горловина станции	5	На поверхности земли
Пуги надвига состава на горку	10	То же
Грузовые и механизирован- ные дворы	10	»
Пассажирские платформы	5—10	На поверхности плат- формы
Переезды	1—5	На поверхности полотна
Открытая часть тяговых подстанций	20—30	На поверхности земли
Прожекторные мачты и прожекторы заливающего света. Для прожек-
торного освещения крупных железнодорожных станций применяют
типовые железобетонные (рис. 5.9) и металлические (рис. 5.10) прожек-
торные мачты высотой 15, 21 и 28 м от уровня головки рельса (УГР).
Железобетонные мачты собирают из отдельных звеньев. Площадка мач-
ты предусматривает установку светильников (прожекторов). Фундаменты
для мачт применяют стаканного типа. Для подъема на мачту и осмотра ство-
ла мачты установлена вертикальная лестница с ограждением и переходны-
ми площадками. Мачта рассчитана на работу в I и II ветровых районах.
Электропроводка на мачте выполнена изолированным проводом в сталь-
ных трубах. На электрифицированных линиях металлоконструкции дол-
жны быть заземлены на тяговый рельс через защитное устройство.
Металлические прожекторные мачты имеют различные виды испол-
нения и состоят из блоков. В качестве фундамента применяют железо-
бетонные типовые блоки. На электрифицированных линиях возможно
использование прожекторных мачт как опоры для гибких поперечин.
Прожекторные мачты рассчитаны на I и II ветровые и I и II гололедные
районы. Площадка позволяет разместить до 16 прожекторов. Электро-
проводка выполнена изолированным проводом с изоляцией от мачты.
Питающие кабельные линии должны иметь снятую броню. Прожектор-
ные мачты заземляют на тяговые рельсы через защитные устройства.
Жесткие поперечины с освещением. Для освещения путей станций
применяют жесткие поперечины с освещением (рис. 5.11). Такие жест-
кие поперечины могут нести нагрузку контактной подвески. Их мощ-
ность определяют расчетом. На поперечине (ригеле) предусмотрен
205
Рис. 5.9. Общий вид железобетонной прожекторной мачты высотой 21(15) м:
1— вводной ящик; 2— светильник; 3— кронштейн с изоляторами; 4— щиток
распределительный; 5 — прожекторы типа ПЗС-25; 6— коробки чугунные раз-
ветвительные (размеры даны в сантиметрах, общая высота мачт — в метрах)
206
a
б
Рис. 5.10. Общий вид металлических прожекторных мачт высотой 28 и 21 м (а)
и (б) нормального исполнения:
М — блоки мачты; Л — лестницы; П — прожекторная площадка; УГР — уровень
головки рельса; ОФ — оголовок фундамента; 1 — прожекторы типа ПЗС-45; 2 —
щиток осветительный на 12 групп; 3 — кабель; 4 — вводный ящик с рубильни-
ком; 5— кронштейн для воздушного ввода с изоляторами; 6— светильник типа
СПО-ЗОО (размеры даны в сантиметрах, общая высота мачт — в метрах)
207
80S
13 600
о
9600
Не менее 6000 1500 2000 700
б
Рис. 5.11. Общий вид совмещенной с освещением жесткой поперечины кон-
тактной сети (а); осветительное электрооборудование совмещенных жестких
поперечин контактной сети (б):
1— прожектор типа ПЗС-35; 2— подкладка (сосна); 3— изолятор для троллей-
ных линий; 4— брус (сосна); 5— светильник; 6— изолятор; 7— провод марки
ПРГ; 8— кабель марки АНРГ
209
настил и ограждения для прохода эксплуатационного персонала. Ог-
раждения одновременно являются несущей конструкцией для установ-
ки светильников, прожекторов. Электропроводка может быть выпол-
нена воздушной линией на изоляторах ТФ-20 или кабелем. На жестких
поперечинах с контактной сетью осветительные установки должны быть
изолированы от ригеля. Сопротивление изоляции каждой фазы, в том
числе нулевого провода, должно быть не менее 0,5 МОм; его измеряют
мегаомметром на 1000 В. Жесткие поперечины заземляют с одной сто-
роны на тяговый рельс через защитные устройства. Для подъема на ри-
гель жесткой поперечины применяют лестницы с ограждением.
Гйбкие поперечины с освещением. На крупных железнодорожных стан-
циях для освещения неэлектрифицированных путей применяют спе-
циальные гибкие поперечины с подвесом светильников (рис. 5.12). Не-
сущей конструкций является поперечно-несущий трос (ПБСМ-50,
ПБСМ-70). Фиксирующий трос подвешен на струнах и служит для зак-
репления и фиксации светильников на высоте не менее 6900—7000 мм
от УГР. Трос выполнен из провода ПБСМ-50, ПБСМ-70 или БМ-6 (оп-
ределяется расчетом). Для монтажа гибкой поперечины применяют ти-
повую арматуру контактной сети. В качестве опор используют метал-
лические опоры гибких поперечин высотой 15 или 20 м и железобетон-
ные опоры длиной 15 м в стаканных фундаментах.
Освещение пассажирских платформ и пешеходных мостов. Схемы разме-
щения опор и светильников на пассажирских платформах и пешеходных
мостах приведены на рис. 5.13. Осветительные изолированные провода
выполнены воздушной линией или кабелем. В последнее время для этих
целей используют самонесущие изолированные провода (СИП) до 1 кВ.
Для освещения пассажирских платформ применяют подвеску све-
тильников на тросах, закрепленных к гибкой поперечине контактной
сети (рис. 5.14). Такая подвеска дает возможность улучшить проход пас-
сажиров, а также проезд спецмашин для технических целей при недо-
статочной ширине платформы.
Размещение проводов электрических сетей освещения на опорах кон-
тактной сети. На опорах контактной сети допускается подвеска про-
водов воздушных линий напряжением выше 1 кВ и до 1 кВ (рис. 5.15).
Провода выше 1 кВ располагают над проводами низшего напряжения.
Расстояния по вертикали от нижнего провода ВЛ высшего напряже-
ния до верхнего провода ВЛ низшего напряжения должно быть не ме-
нее 2 м на опоре и в пролете при наиболее высокой температуре воздуха.
210
a
1500 (2000)
б
Рис. 5.12. Гибкие поперечины для подвески светильников (левая часть поперечины) на металлических опорах
высотой 15 (20) м (а); подвеска светильника на гибкой поперечине (б):
/ — поперечно-несущий трос; 2 — зажим; 3 — струна; 4 — фиксирующий трос; 5 — зажим хомутовый; 6 — струна;
7— изолятор; 8— планка; 9— патрубок; 10— светильник (размеры даны в сантиметрах)
Рис. 5.13. Освещение пассажирских платформ:
а — размещение светильников на береговой платформе; б — размещение све-
тильников на островной платформе; в — установка светильников СПО-ЗОО,
СП02-300 с лампами накаливания; г — установка светильников СЗПР-500 с
ртутными лампами ДРЛ; д — установка светильников СК.ЗПЛ-Зх80 с люми-
несцентными лампами; е, ж — светильники на отдельно стоящих опорах с
изолированными проводами (СИП)
212
Рис. 5.14. Подвеска светильников на тросах гибких поперечин контактной сети
для освещения пассажирских платформ (светильники с лампами ДРЛ на
гибких поперечинах):
1 — поперечно-несущий трос гибкой поперечины; 2— верхний фиксирую-
щий трос; 3— нижний фиксирующий трос; 4— специальный несущий трос
для подвески светильников; 5 — осветительные провода; 6 — светильник
СПО-1000; 7— ПРА лампы ДРЛ; 8— нейтральная вставка; 9— контактный
провод; 10 — изоляторы
Поддерживающие конструкции на опорах должны быть заземлены на
тяговый рельс через защитные устройства. Расположение проводов ВЛ
до 1 кВ на опорах контактной сети над проводами контактной подвес-
ки не допускается, они должны быть расположены с разных сторон
опоры.
На электрифицированных участках переменного тока образуется
опасное наведенное напряжение в проводах ВЛ и в жилах кабеля из-за
индуктивного влияния тяговой сети, ВЛ, ДПР, которое зависит от силы
тока в контактной сети, ВЛ, ДПР, длины участка сближения и расстоя-
213
Рис. 5.15. Подвеска проводов ВЛ ПЭ 6—10 кВ и проводов ВЛ освещения напряжением до 1 кВ на опорах
контактной сети:
а — на промежуточной опоре; б — на опоре гибкой поперечины
Искровой промежуток
a
б
1ПР A
Рис. 5.16. Общий вид (а) и схема (б) фотоэлектрического прибора
автоматического управления наружным освещением (АОН):
1ПР — предохранитель на 15А; 2ПР — предохранитель типа ПК-45; 0,5 А; В1,
В2, ВЗ, В4 — диоды типа Д7Ж; Rl—R3 — сопротивления переменные; ФС —
фотосопротивление типа ФС-К1; Cl, С2 — конденсаторы типа КЭ-1; Ш —
магнитный пускатель типа П-221
ния между контактной сетью, ВЛ, ДПР и проводами воздушной (ка-
бельной) линии. Для обеспечения безопасности обслуживающего пер-
сонала необходимо на период производства работ со снятием напряже-
ния устанавливать заземляющие штанги с двух сторон от работающих
на расстоянии между штангами не более 100 м.
Автоматическое включение наружного освещения. В целях экономич-
ного использования электроэнергии, своевременного автономного уп-
равления включением и отключением осветительных приборов в зави-
симости от интенсивности освещения на железнодорожных станциях,
узлах, остановочных пунктах, неохраняемых переездах и в других слу-
чаях применяют фотоэлектрические приборы автоматического управ-
ления наружным освещением (АУО) (рис. 5.16). Московский энерго-
механический завод (МЭЗ ОАО «РЖД») выпускает аппаратуру управ-
ления освещением железнодорожных станций, узлов (АОН-96
внутренней и АОН-2000 — наружной установки), в том числе аппарату-
ру (АРОС) для радиоуправления наружным освещением.
215
5.6.	Учет электрической энергии
Учет электрической энергии осуществляется приборами электрон-
ного типа. Схемы включения счетчиков электрической энергии приве-
дены на рис. 5.17. В последнее время внедряется автоматическая систе-
ма коммерческого учета электрической энергии (АСКУЭ) и ее моди-
фикация. Структурная схема взаимодействия функциональных
элементов АСКУЭ ОАО «РЖД» приведена на рис. 5.18.
Комплекс коммерческого учета электрической энергии обеспечивает
автоматическое выполнение измерений величин активной и реактив-
ной электроэнергии и мощности, а также автоматическое измерение
времени, регистрацию событий, хранение результатов измерений, пре-
доставление доступа к измеренным значениям параметров, а также ди-
агностику работы технических средств.
5.7.	Защита устройств электроснабжения от токов короткого
замыкания и перегрузок
В устройствах электроснабжения до 1 кВ защита оборудования, воз-
душных и кабельных линий от токов короткого замыкания, перегрузок
выполняется автоматическими выключателями (см. рис. 4.30), автома-
тами (см. рис. 4.28, 4.29), предохранителями на номинальный ток до
100 А (рис. 5.19).
В устройствах электроснабжения 6—35 кВ применяют высоковольт-
ные предохранители, масляные и вакуумные выключатели, а также вык-
лючатели нагрузки (см. п. 4.7—4.9). На фидерных линиях продольного
электроснабжения должна быть защита от однофазных замыканий на
землю.
Рис. 5.17. Схемы включения счетчиков электрической энергии: однофазных
(а), трехфазных (б) системы 220 В; трехфазных с нулем (в) системы 380 В
216
Энергосбыт— к
Сеть передачи данных ОАО «РЖД»
Центр энергоучета
ОАО «рад»
итц
коммерческого учета
Энергосбыт— к
Филиал	Ц	_
cad «ржд» а	а
База
данных КУ
Шлюз СПД
П ОАО «РЖД»
Дорожные В
отделения g
Энергосбыт
£
филиала H*fl| ’g
Энергосбыт g B** §
S Центр
®	энергоучета
дороги
. База
2 даннькКУНшА
Уровень управлений
железных дорог
Серверы
у ИТЦ КУ
Выделенный
канал
Узел СПД Узел СПД
Региональный шлюз
СПД
ЛЬ---------
л. Дорожный
шлюз СПД
Уровень отделений
железных дорог
УСПД региональных
центров энергоучета
Узел СПД
Тяговая подстанция
Тяговая подстанция
S
5
Тяговые подстанции
Рис. 5.18. Структурная схема взаимодействия функциональных элементов
АСКУЭ ОАО «РЖД»
217
a
1 2 3 4 5 6
Рис. 5.19. Устройство предохранителя ПР-2: а — общий вид патрона; б —
формы плавких вставок:
1 — трубка; 2 — плавкая вставка; 3 — латунная втулка; 4 — колпачок; 5 — шайба;
6— нож
В сетях напряжением 6—10 кВ применяют реклоузеры вакуумные, в
том числе в качестве пункта секционирования линий электропередачи,
в местах присоединения отпаек. При необходимости реклоузер может
быть укомплектован пунктом коммерческого учета электроэнергии.
Выбор уставок защит линий электропередачи «провод—рельс» (ПР)
и трехфазной линии электропередачи «два провода—рельс» (ДПР) про-
изводится в соответствии с Техническим указанием ЦЭ ОАО «РЖД»
№ П-07/07 от 29.12.2007 г.
Зануление — соединение металлических нетоковедущих частей, кото-
рые могут оказаться под напряжением (см. рис. 5.8). Зануление применяет-
ся в четырепроводных сетях напряжением до 1 кВ с заземленной нейтралью.
Контрольные вопросы и задания
1.	Каков порядок измерения уровня напряжения в кабельном ящике?
2.	Расскажите о порядке измерения уровня напряжения на посту ЭЦ.
3.	Как проверить калибровку предохранителей и выключателей?
4.	Расскажите о порядке проверки перехода с основного на резерв-
ное питание и обратно устройств СЦБ.
5.	Как выполняется освещение железнодорожных путей станций и
узлов, приведите нормы освещенности.
6.	Какие применяются светильники? Дайте их характеристики.
7.	Приведите схемы включения приборов учета электрической энергии.
8.	Расскажите о защите ВЛ до 1 кВ от токов короткого замыкания и
перегрузок.
9.	Расскажите о защите ВЛ выше 1 кВ от токов короткого замыкания
и перегрузок.
218
Diaea 6. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОГО
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
И ОХРАНА ТРУДА РАБОТАЮЩИХ
6.1.	Аварийно-восстановительные средства
Для проведения ремонтных и восстановительных работ в устройствах
воздушных и кабельных линий используют аварийно-восстановительные
средства, к которым относятся автомотрисы, дрезины, автолетучки, бу-
рильно-крановые машины на базе автомобиля или трактора и другие ма-
шины и механизмы (рис. 6.1), а также защитные средства и монтажные
приспособления. В работе руко-
водствуются действующими
нормативными актами в хозяй-
стве электрификации и элект-
роснабжения ОАО «РЖД».
При необходимости, с уче-
том конкретных местных усло-
вий, дистанции электроснабже-
ния разрабатывают дополни-
тельные местные инструкции
по обеспечению безопасности
движения поездов и охраны тру-
да персонала при производстве
работ по ремонту и проведению
аварийно-восстановительных
работ в устройствах электро-
снабжения нетяговых потреби-
телей. Местные инструкции ут-
верждаются службой электри-
фикации и электроснабжения
железной дороги.
Рис. 6.1. Аварийно-восстановительные
средства:
а — передвижная лаборатория СЦБ; б —
лаборатория испытания кабелей
219
Хозяйственным поездом по ремонту воздушных и кабельных линий
на перегонах и станциях считается комплект машин и механизмов на
железнодорожном ходу, имеющий в своем составе от трех до десяти под-
вижных единиц.
Работа хозяйственного поезда осуществляется под руководством от-
ветственного руководителя работ, который должен быть испытан в зна-
нии нормативных актов и осуществлять руководство при формирова-
нии хозяйственного поезда, а также при производстве работ с соблюде-
нием требований охраны труда и безопасности движения поездов.
Работа на воздушных линиях осуществляется:
а)	на электрифицированных линиях — по наряду-допуску формы
ЭУ-115 со снятием напряжения и заземлением контактной сети и воз-
душных линий;
б)	в электроустановках и на неэлектрифицированных линиях — по
наряду-допуску формы ЭУ-44 со снятием напряжения и заземлением
отключенного электрооборудования и воздушных линий.
6.2.	Аварийно-восстановительный и страховой запас
материально-технических ресурсов
Инструктивным указанием порядка применения норм аварийно-
восстановительного запаса материально-технических ресурсов (МТР)
по хозяйству электрификации и электроснабжения железных дорог
ОАО »РЖД» предусмотрено, что аварийно-восстановительный запас
материально-технических ресурсов (АВЗ) формируется для выполне-
ния аварийно-восстановительных работ по ликвидации последствий
стихийных бедствий и других чрезвычайных ситуаций, крушений, ава-
рий, вызвавших повреждение устройств электроснабжения на желез-
ных дорогах (Приложение 7).
Страховой запас материально-технических ресурсов предусмотрен
для выполнения восстановительных работ, незначительных по объему
и с незначительными затратами АВЗ. Нормы АВЗ разработаны для рас-
чета необходимого количества материально-технических ресурсов, со-
держащихся в запасе на структурных подразделениях хозяйства элект-
рификации и электроснабжения, с целью обеспечения материалами для
проведения восстановительных работ при повреждениях устройств,
высоковольтных линий электроснабжения устройств СЦБ и связи, а
также запасами топлива для специального самоходного подвижного
состава (ССПС) и автомобильного транспорта.
220
Ответственным за формирование и содержание АВЗ, а также изъя-
тие МТР из АВЗ является начальник службы электрификации и элект-
роснабжения железной дороги.
При возникновении необходимости проведения аварийно-восста-
новительных работ решение об использовании АВЗ принимает началь-
ник службы электрификации и электроснабжения железной дороги. При
отсутствии начальника службы электрификации и электроснабжения,
с целью оперативного проведения восстановительных работ в устрой-
ствах электроснабжения, допускается принимать решение об изъятии
АВЗ начальнику дистанции электроснабжения или его заместителю с
последующим оформлением установленным порядком. После оконча-
ния восстановительных работ использованный (изъятый) АВЗ оформ-
ляется протоколом (актом) с отражением характеристики аварийной
ситуации и указанием изъятой номенклатуры МТР в количественном и
стоимостном выражении.
Использование АВЗ для выполнения технического обслуживания,
текущего и капитального ремонтов устройств электроснабжения, спе-
циального самоходного подвижного состава (ССПС), дизельных элек-
тростанций не допускается.
Изъятие МТР из АВЗ в случае истечения срока годности, исключе-
ния номенклатуры из перечня МТР, входящих в АВЗ, обнаружения де-
фектов оформляется протоколом с отражением причины изъятия и ука-
занием изъятой номенклатуры МТР в количественном и стоимостном
выражении. Решение об изъятии МТР принимает начальник службы
электрификации и электроснабжения железной дороги.
Восполнение АВЗ в случае использования (изъятия) МТР в течение
периода содержания производится в суточный срок из производствен-
ного запаса МТР. При отсутствии необходимой номенклатуры в произ-
водственном запасе МТР оформляется заявка на поставку установлен-
ным порядком.
При изъятии МТР из АВЗ или расформировании АВЗ по истечении
периода его содержания технически исправный МТР переводится в
производственный запас с целью вовлечения в оборот в текущем отчет-
ном периоде.
На основании норм АВЗ для каждой дистанции электроснабжения рас-
считываются дифференцированные нормы с учетом понижающего коэф-
фициента в зависимости от категорийности железнодорожных линий. По-
нижающий коэффициент устанавливают службы электрификации и элект-
221
роснабжения железных дорог с учетом конкретных местных условий эксп-
луатации устройств электроснабжения, ССПС и транспортных средств.
Категорийность участков железных дорог определяют в соответствии
с пунктом 1.12 Правил устройства и технической эксплуатации контакт-
ной сети электрифицированных железных дорог ЦЭ № ЦЭ-868, утвер-
жденных МПС России 11 декабря 2001 г. (ПУТЭКС).
Участки железных дорог:
скоростные, особогрузонапряженные..............................1,0
I и II категорий.............................................  0,9
III категории..................................................0,7
IV категории...................................................0,6
Служба электрификации и электроснабжения железной дороги на
основании дифференцированных норм АВЗ для каждой дистанции элек-
троснабжения ежегодно осуществляет расчет норматива АВЗ для желез-
ной дороги в количественном и стоимостном выражении на планируе-
мый год с разбивкой по кварталам и представляет его для согласования в
Департамент электрификации и электроснабжения ОАО »РЖД».
Норматив АВЗ на планируемый период складывается из фактичес-
кого наличия входящих в него МТР и МТР, необходимых для воспол-
нения АВЗ (в стоимостном выражении).
Департамент электрификации и электроснабжения ОАО »РЖД» еже-
годно формирует сводный норматив АВЗ на планируемый год и по квар-
талам с разбивкой по железным дорогам с обоснованием изменения
стоимостных объемов и направляет его на рассмотрение и проведение
стоимостной оценки в Управление планирования и нормирования ма-
териально-технических ресурсов.
При необходимости пополнения (обновления) АВЗ Департамент
электрификации и электроснабжения подготавливает распоряжение о
выделении финансирования.
После согласования с Управлением планирования и нормирования
материально-технических ресурсов расчеты нормативов и распоряже-
ние о пополнении (обновлении) АВЗ направляются на дальнейшее со-
гласование в соответствующие департаменты.
Утвержденный объем АВЗ в стоимостном выражении учитывается
при формировании бюджета железной дороги на планируемый период
(год, квартал).
АВЗ формируется на дистанциях электроснабжения железных дорог
и хранится отдельно от производственного запаса. Материально-тех-
222
нические ресурсы, входящие в АВЗ, учитываются отдельно на карточ-
ках складского учета.
Письменным перечнем МТР, составляющих АВЗ, с указанием мест
их размещения (хранения) должны быть обеспечены линейные подраз-
деления дистанции электроснабжения, энергодиспетчеры дистанции
электроснабжения и энергодиспетчеры службы электрификации и элек-
троснабжения железной дороги.
МТР, входящие в АВЗ, содержатся в технически исправном состоя-
нии, соответствующем требованиям Приложения 6 ПУТЭКС. Перио-
дичность технического обслуживания АВЗ (осмотры, испытания) уста-
навливает начальник службы электрификации и электроснабжения
железной дороги.
Порядок и место размещения АВЗ определяет служба электрифика-
ции и электроснабжения железной дороги.
Железобетонные и металлические опоры, фундаменты, блоки, ри-
гели должны храниться в штабелях по типоразмерам на открытых пло-
щадках с твердым основанием на фундаментах, на подъездных путях
дистанций электроснабжения (с габаритом не менее 3,1 м к оси пути).
Число рядов в штабеле — не более пяти. Подкладки на фундаментах
располагают на расстоянии 1/5 длины опоры (блока ригеля) от каждого
конца (рис. 6.2). Высота от грунта до опоры (блока ригеля) — не менее
а
Рис. 6.2. Хранение (а) и транспортировка (б) железобетонных стоек (опор):
I — длина стойки
223
300 мм. Между рядами должны быть уложены деревянные прокладки с
углублениями под каждую железобетонную опору.
В каждом ряду одноименные торцы опор должны быть с одной сто-
роны; в последующем ряду — развернуты на 180°.
Резьбовые части должны быть покрыты смазкой, металлические кон-
струкции, металлические опоры и блоки ригелей должны быть окра-
шены или оцинкованы.
Барабаны с тросами, проводами, кабелями необходимо хранить под
навесом, на высоких платформах и оснащать средствами механизации,
в том числе крановыми балками. На каждом барабане должны быть на-
несены технические характеристики провода (кабеля). Небольшое ко-
личество проводов и кабелей хранят в бухтах на полочных стеллажах.
Кронштейны, хомуты, металлоконструкции должны быть укомплек-
тованы и окрашены; резьбовые части — покрыты антикоррозийной
смазкой, уложены по типам в штабеля на подкладках и храниться под
навесами или в неотапливаемых помещениях.
Детали, крепежные изделия необходимо хранить под навесами или
в неотапливаемых помещениях в прочных деревянных ящиках или на
поддонах либо связкой массой не более 50 кг. Резьбовые части должны
быть покрыты антикоррозийной смазкой, стальные детали окрашены.
Изоляторы должны храниться под навесами, их необходимо защи-
щать от воздействия атмосферных осадков или размещать в закрытых
неотапливаемых помещениях. Они должны быть упакованы в ящики
массой не более 50 кг.
Полимерные изоляторы и вставки должны храниться в закрытых по-
мещениях, в ящиках по 10—12 штук. Не допускается воздействие на них
солнечных лучей, паров кислот, щелочей и других химических веществ.
Разрядники, выключатели, разъединители и их приводы должны быть
в сборе, храниться на стеллажах или деревянных настилах, под навесом;
крепежные детали следует покрывать антикоррозийной смазкой.
Ответственным за формирование, содержание, техническое обслу-
живание, количественную и качественную сохранность АВЗ на дистан-
ции электроснабжения является начальник дистанции электроснабже-
ния железной дороги.
Дистанцией электроснабжения ежеквартально представляется отчет
о состоянии и укомплектованности АВЗ в службу электрификации и
электроснабжения железной дороги. К отчету прилагаются протоколы
(акты) использования (изъятия) МТР из АВЗ в отчетном периоде.
224
Служба электрификации и электроснабжения железной дороги на
основании отчетов дистанций электроснабжения ежеквартально фор-
мирует сводный отчет по железной дороге об укомплектованности АВЗ
с указанием объемов и причин использования (изъятия) и представля-
ет его в Департамент электрификации и электроснабжения ОАО »РЖД».
6.3.	Методы временного восстановления устройств
электроснабжения
6.3.1.	Восстановление поврежденных опор и проводов
воздушных линий
При повреждении опоры ВЛ в зависимости от местных условий
опору демонтируют или выправляют либо устанавливают временную
опору (рис. 6.3).
При пережоге или обрыве проводов воздушной линии (ВЛ), повреж-
дении опор производят вырезку проводов у смежных опор, сохраняя их
изоляцию, устойчивость опор (при необходимости устанавливают от-
тяжки), и подают напряжение с двух сторон (для электроснабжения
потребителей электрической энергии).
Для монтажа вставки поврежденного участка провода измеряют ее
длину. Новый отрезок провода той же марки и площади сечения состы-
ковывают с действующим не ближе 0,5 м от места повреждения и поли-
спастами вытягивают для стыкования проводов в зоне опоры. Длина
вставки должна быть не менее 5 м (допускается не менее 1,5 м, не менее
трех повивов провода). Работу на поврежденном проводе выполняют с
телескопической вышки автомашины. Вставка не должна изменить
стрелу провеса проводов.
При восстановлении поврежденных проводов ВЛ рекомендуется, в
случае затруднения, опустить провод на землю и стыкование провода со
вставкой выполнять на земле, а второе стыкование — на ближайшей опо-
ре. На период работ снимают вязки поврежденного провода на смежных
опорах. Затем устанавливают натяжные зажимы, поднимают поврежден-
ный провод с подстыкованной вставкой на опору, полиспастами (грузо-
подъемностью не мене 0,5—1,0 тс) вытягивают провод, добиваясь номи-
нального натяжения, которое проверяют по стреле провеса (рис. 6.4).
Стыкование проводов ВЛ выполняют болтовыми зажимами (вре-
менное стыкование) или овальными соединителями путем скручива-
15-773
225
Рис. 6.3. Восстановление поврежденных опор: а — схема подъема деревянной опоры с креплением ее к приставке;
б — схема выправки опоры:
1 — деревянная опора ВЛ; 2 — хомут; 3 — железобетонная приставка; 4 — приспособление для шарнирного крепления
к железобетонной приставке; 5— оттяжка; 6— полиспасты; 7— временный якорь (анкер)
б
Не менее 1,5 м
Рис. 6.4. Монтаж вставки в провода
ния или опрессовки (см. п. 3.3). Узел стыкования рекомендуется шун-
тировать, соединяя концы проводов болтовым зажимом или термит-
ной сваркой. Стыкование проводов ВЛ в пролетах пересечения с дру-
гими ВЛ не допускается.
В эксплуатационных условиях проводят профилактические работы,
предупреждающие случаи повреждения проводов и опор. Обращают вни-
мание на участки, где возможна коррозия проводов (вблизи мест погруз-
ки-выгрузки химических и минеральных удобрений и т.п.), на узлы сты-
кования, участки, где возможны случаи падения деревьев и древесно-ку-
старниковой растительности, пролеты с транспозицией проводов,
участки, подверженные ветровым воздействиям, на достаточность высо-
ты подвеса провода над уровнем земли, проезжей частью автодороги, на
места сближения с заземленными конструкциями и т.п. Опоры огражда-
ют от наезда транспортных средств.
6.3.2.	Освещение места работ
В темное время суток место работ освещают переносными типовыми
светильниками, устанавливаемыми на опорах контактной сети, ВЛ или
специальных телескопических установках (мачтах) и треногах. В каче-
стве светильников используют прожекторы ПКН-1500, ПЗС-45 и др.
Телескопическую осветительную установку закрепляют за грунт, под-
нимают и оттяжками удерживают в вертикальном положении (рис. 6.5).
При необходимости усиления освещенности отдельных мест теле-
скопическую установку вращают вокруг продольной оси, направляя свет
прожектора на затемненный участок работы.
227
.4
Рис. 6.5. Освещение при аварийно-восстановительных работах (схема подклю-
чения осветительной аппаратуры к питающей линии):
1 — телескопическая установка; 2— ящик распределительный со штепсельны-
ми соединителями; 3— кабель шланговый; 4— воздушная линия 6 или 10 кВ;
5— временный (переносной) трансформатор; 6— прожекторная установка
Осветительную установку на станциях подключают шланговым ка-
белем к ВЛ наружного освещения станционных путей, на перегонах —
к ближайшим низковольтным воздушным линиям. При отсутствии ста-
ционарных источников электроснабжения применяют переносные бен-
зоэлектрические агрегаты.
6.3.3.	Предупреждение неисправностей при ветровых нагрузках
Повышенные ветровые нагрузки на провода воздушных линий на-
блюдаются на мостах и путепроводах, в поймах рек на высоких насы-
пях (особенно выше 5—10 м), в степных районах, ущельях и т.п.
Порывистый ветер, скорость которого выше нормы для данной мес-
тности, может привести к разворачиванию или опрокидыванию крон-
штейнов и схлестыванию проводов ВЛ, в том числе в местах их транс-
позиции. Под действием аэродинамических сил создаются условия воз-
никновения автоколебаний, или «пляски», проводов в вертикальной или
горизонтальной плоскости, приводящие к обрыву проводов, срыву их
вязки на штыревых изоляторах, разрушению узлов и конструкций.
С целью снижения воздействий автоколебаний или, «пляски», про-
вода ДПР подвешивают в седлах (через пролет) на рессоре длиной 1,6 м
(рис. 6.6). Кронштейны проводов ДПР должны иметь специальные на-
кладки (см. рис. 2.9).
228
Рис. 6.6. Схемы рессорного крепления проводов ДПР (а) и участка с повышенными
ветровыми нагрузками на провода ВЛ (б):
] — вставка из троса С-50; 2— зажим петлевой; 3 — провод ВЛ 25 кВ (ДПР)
229
6.4.	Схемы плавки гололеда па проводах воздушных линий
Эффективным средством борьбы с гололедом на проводах воздуш-
ных линий является плавка гололеда, что позволяет быстро освободить
провода от перегрузки и исключить обрывы проводов, изломы траверс
и другие последствия.
Для проведения плавки должны быть разработаны и проверены про-
граммы и схемы, которые утверждаются руководством дистанции элек-
троснабжения, изучаются персоналом и находятся у энергодиспетчера
и в причастных линейных подразделениях.
Наиболее удобными в эксплуатации являются схемы плавки голо-
леда токами трехфазного короткого замыкания. Допустимый длитель-
ный ток при температуре окружающего воздуха +40 °C и скорости вет-
ра 1 м/с для проводов ВЛ приведен в Табл. 6.1. Кратность перегрузок
при плавке гололеда допускается не более 1,25.
Таблица 6.1
Марка и пло- щадь сечения проводов, ММ“	Допустимый дли- тельный ток, А	Марка и пло- щадь сечения проводов, мм“	Допустимый дли- тельный ток, А
А-35	180	АС-50	260
А-50	230	АС-70	330
А-70	320	А-95, АС-95	370
АС-25	140	ПС-25	50
АС-35	200	ПС-35	70
Пример расчета плавки гололеда: толщина стенки гололеда 5,0 мм, темпе-
ратура воздуха -5 “С, скорость ветра 5 м/с. Результаты сведены в табл. 6.2. При
расчетах используют сведения о климатических условиях.
Таблица 6.2
Марка провода	Ток, А, при продолжительности плавки			Рабочий ток в проводе, А
	30 мин	40 мин	60 мии	
АС-35	246	238	212	120
АС-50	330	300	267	144
АС-70	407	370	328	171
Примечание. Максимальный ток для плавки гололеда не должен превышать
величину длительно-допустимого тока на провода линии более чем в 1,25 раза, а
ток минимальный должен составлять 0,85 от величины длительно-допустимого
тока.
230
Районы по температурным условиям приведены в табл. 6.3.
Таблица 6.3
Температурные районы	Температура, °C		
	минимальная	максимальная	среднегодовая
1 — холодный	-50	+40	-5...0
11 — умеренно холодный	-40	+35	+5...+10
111 — умеренно теплый	-30	+35	+5...+10
Районы по ветровым условиям приведены ниже.
Ветровые районы
I; П; III; IV; V; VI; VII; особый
Скорость ветра, м/с......................25;	29; 32; 36; 40; 45; 49; выше 49
Районы по гололедным условиям приведены ниже.
Районы по гололеду...........................I;	II; III; IV; V; VI; VII; особый
Толщина стенки гололеда, мм.....................10;	15; 20; 25; 30; 35; 40; выше 40
6.5.	Расчистка трасс воздушных линий
Для расчистки трасс ВЛ от древесно-кустарниковой растительности
и деревьев, угрожающих падением на провода воздушных линий, ис-
пользуют кусторезы на базе тракторов или вручную с применением то-
пора, пилы, ножовки, бензопилы или ручного кустореза.
При наличии древесно-кустарниковой растительности и деревьев,
угрожающих падением на ВЛ, работу выполняют со снятием напряже-
ния, заземлением проводов ВЛ и оборудования, с которых снято на-
пряжение, переносными заземляющими штангами в соответствии с
нарядом-допуском.
Порядок расчистки трассы от кроны деревьев. Вырубить топором дре-
весно-кустарниковую растительность. При вырубке направить падение
срубленной растительности в сторону от проводов воздушной линии.
Во время расчистки трассы не допускается нахождение людей под про-
водами ВЛ.
При расчистке трассы кусторезом на базе трактора срезку кустарни-
ка производить от трассы ВЛ в направлении границы просеки. Ширина
просеки должна быть проектной. У сваленных кустарников необходи-
мо обрубить сучья и уложить в кучи и в штабели на расстоянии не менее
231
5 м от крайнего провода воздушной линии. При необходимости пору-
бочные остатки вывезти.
Следует определить места среза крупных ветвей деревьев, уста-
новить лестницу к стволу дерева и закрепить ее с учетом предпола-
гаемой зоны падения веток. Обрезанные сучья не должны падать
на провода ВЛ и лестницу. Для обрезки крупных ветвей исполните-
лю необходимо подняться по лестнице к месту работы, соблюдая
требования охраны труда. Сначала сделать подрез с нижней сторо-
ны на глубину до 1/4 толщины ветви. Пропил производить сверху
на расстоянии 60—100 мм от места подреза в сторону кроны. Во
время обрезки не допускается нахождение людей под кроной дере-
вьев и проводами ВЛ.
Расстояния от кроны деревьев до проводов должны быть:
-	для ВЛ до 1 кВ — не менее 1 м;
—	для ВЛ 6—10 кВ — не менее 2 м (см. рис. 3.32);
—	для СИП до 1 кВ — не менее 0,5 м.
Порядок валки деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ. Для
этого необходимо спланировать очередность валки деревьев. Во избе-
жание неожиданного падения производят валку подгнивших, подгорев-
ших и других неустойчивых деревьев. По объему и числу ветвей кроны,
наклону ствола следует определить вероятное падение дерева при вал-
ке. Во избежание падения дерева на провода ВЛ применяют оттяжки,
закрепляют их на максимально допустимой высоте ствола, а концы от-
тяжек — за другие деревья или анкеры, находящиеся в стороне, проти-
воположной проводам. При валке деревьев не допускается нахождение
людей под проводами ВЛ.
Далее производят подруб или подпил на глубину около 1/4 толщины
(диаметра) комля со стороны, куда дерево должно быть повалено. Ниж-
няя плоскость подпила или подруба должна быть перпендикулярна оси
дерева (рис. 6.7).
С противоположной стороны подруба или подпила выше его на 100—
150 мм производят пропил, не доводя его до края подруба (пропила) на
20—30 мм у здоровых деревьев и на 40—50 мм — у сухостойных и гни-
лых деревьев. При производстве пропила ноги исполнителя должны
быть удалены от комеля дерева. Если дерево не начинает падать, необ-
ходимо прибегнуть к его принудительной валке, вбивая клин в пропил
или толкая его в направлении падения с помощью шестов (багров).
232
В момент падения дерева не-
обходимо отойти от него в сторо-
ну, противоположную падению.
В зимнее время до начала
валки дерева необходимо в
снегу расчистить две дорожки
длиной по 4—5 м под углом 45°
к линии падения дерева. Пос-
ле валки обрубают на дереве су-
чья, распиливают или разруба-
ют их топором на части и со-
бирают в кучи. Ствол дерева
распиливают по размеру и
складывают в штабели. Кучи
хвороста и штабели располага-
ют от крайних проводов ВЛ на
расстоянии не менее 5 м. При
необходимости порубочные
Рис. 6.7. Схема подруба и пропила
дерева при валке:
1 — пропил; 2 — подруб или подпил;
3— комель дерева; стрелкой обозначено
направление падения дерева
остатки следует вывезти.
С целью сокращения нарушений нормальной работы ВЛ СЦБ и ВЛ
ПЭ от падения деревьев на дистанциях электроснабжения разрабаты-
вают программу и график вырубки деревьев с учетом особенностей про-
хождения линий, типа эксплуатирующихся систем автоблокировки,
обеспечивающие гарантию надежности линии. Ведут контроль за ад-
ресным использованием выделенных финансовых средств. Определя-
ют участки линий электроснабжения устройств СЦБ, на которых вы-
рубка деревьев затруднена. На таких участках переводят ВЛ на самоне-
сущие изолированные провода (СИП) или каблируют.
6.6.	Дизель-генераторный агрегат — резервный источник
электроснабжения устройств СЦБ
Резервные источники питания устройств автоблокировки. Для резер-
вирования питания устройств СЦБ при отсутствии основного и резерв-
ного питания применяют дизель-электрические агрегаты (ДГА). Они
могут быть стационарными и передвижными. На тяговых подстанциях
и пунктах питания установлены стационарные ДГА в качестве источ-
233
Таблица 6.4
Тип дизель- генератора	Мощ- ность ДГА, кВт	Напря- жение, В	Габаритный размер, мм	Мас- са, кг	Частота враще- ния, об/мин	Мощ- ность дизеля, кВт	Расход топли- ва, кг/ч
2Э4	4	230	1300x640x11	365	1500	5,2	1,17
1Э(2Э)-8Р	8	230	1550x620x10	530	1500	9,8	2,3
ДГА-2	12	400	2120x720x12	900	1500	15,7	3,6
ДГМ-20	20	400	1216x710x16	3660	1450	29,4	6,3
ДГА-2-24	24	400	2800x710x12	1400	1500	29,4	7,2
ДГА-25-9	25	230	2150x750x11	125	1500	29,4	7,3
ДГА-2-48	48	230	3680x800x15	2200	1500	58,9	13,5
ДГ-50-Д	50	230	2390x865x13	1950	1500	58,9	14,0
ДГ-75-2	75	230	3680x800x13	2100	1500	84,6	21,0
ника электрической энергии. Характеристики отдельных дизель-гене-
раторных агрегатов как резервных источников электроснабжения уст-
ройств автоблокировки приведены в табл. 6.4. ДГА состоят из дизеля и
генератора трехфазного переменного тока. На тяговых подстанциях
постоянного тока должен быть один ДГА на 50 км эксплуатационной дли-
ны, на участках переменного тока — один ДГА на каждой тяговой под-
станции. Мощность ДГА должна быть не менее 48 кВт. Запас топлива
рассчитывают на продолжительность работы не менее 24 ч. Удельный
расход топлива составляет не более 190, масла — не более 4,8 г/кВт-ч.
Схема питания (рис. 6.8), порядок запуска, работы, остановки и тех-
нологические требования при применении ДГА определяются мест-
ной инструкцией.
Перед пуском ДГА мегаомметром напряжением 500 В измеряют со-
противление изоляции между корпусом и обмоткой, которое должно
быть не менее 1 МОм.
Автономные источники питания устройств СЦБ. Для обеспечения вос-
становления электроснабжения постов электрической централизации,
домов связи и других электропотребителей I категории предусматрива-
ют размещение ДГА непосредственно на объектах потребителей.
Другие источники питания устройств СЦБ. Для временного пита-
ния сигнальных точек и постов ЭЦ в практике используют передвиж-
234
Рис. 6.8. Схемы установки ДГА (а) и подключения ДГА к РУ 10 кВ СЦБ
на тяговой подстанции для питания устройств СЦБ (б):
1 — генератор; 2— электрощит (шкаф); 3 — дизель; 4— топливный бак
235
ные и переносные дизель-электростанции (ЖР), генераторы пере-
менного тока на автомотрисах. Порядок их применения также опре-
деляется местной инструкцией.
6.7.	Охрана труда при производстве работ в устройствах
электроснабжения
Организационные и технические мероприятия, обеспечивающие безо-
пасность работающих. Безопасность эксплуатации устройств электро-
снабжения может быть обеспечена только при безусловном выполне-
нии всех требований по охране труда. Работы в устройствах электро-
снабжения должны выполняться с соблюдением всех требований
организационных и технических мероприятий.
Организационные мероприятия:
-	оформление работы нарядом-допуском, распоряжением, в поряд-
ке текущей эксплуатации или приказом энергодиспетчера;
—	проведение выдающим наряд-допуска, распоряжение об инструк-
таже производителю работ (наблюдающему);
-	выдача разрешения на подготовку места работы (приказ, согла-
сование);
-	допуск к работе;
—	инструктаж членов бригады;
-	надзор во время работы;
—	оформление перерыва в работе, переводов на другое рабочее место;
-	окончание работы.
Технические мероприятия:
—	произвести необходимые отключения и принять меры, препят-
ствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного
или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;
—	вывесить запрещающие плакаты на приводах ручного и на клю-
чах (кнопках) дистанционного управления коммутационной аппарату-
рой (Приложение 8);
-	проверить отсутствие напряжения на отключенных токоведущих
частях;
—	заземлить отключенные токоведущие части включением зазем-
ляющих ножей и наложением переносных заземлений;
—	вывесить предупреждающие, предписывающие и указательные
плакаты;
236
—	оградить, при необходимости, рабочее место и оставшиеся под
напряжением токоведущие части.
Проверка отсутствия напряжения. Заземления места работ предназ-
начены для защиты работающих от поражения электрическим током в
результате ошибочной подачи напряжения, обратной трансформации
или наведенного напряжения. Для этих целей перед началом работ в
электроустановках со снятием напряжения проверяют отсутствие на-
пряжения на отключенных для производства работ частях электроуста-
новки указателем напряжения заводского изготовления (рис. 6.9).
Исправность указателя напряжения проверяют на токоведущих час-
тях электроустановки, заведомо находящихся под соответствующим
напряжением.
Проверку отсутствия напряжения у отключенного оборудования
производят на всех фазах, а у выключателей и разъединителей — на всех
вводах (зажимах).
В электроустановках напряжением выше 1 кВ пользоваться указате-
лем напряжения необходимо в диэлектрических перчатках. В электро-
установках напряжением до 1 кВ с заземленной нейтралью при приме-
нении двухполюсного указателя отсутствие напряжения проверяется
между фазами и между каждой фазой и заземленным корпусом обору-
дования или заземляющим (зануляющим) проводом.
Для применения рекомендован указатель напряжения типа УВНК- 10Б,
с помощью которого определяют наличие напряжения в ВЛ 6—10 кВ с зем-
ли без подъема на опору ВЛ и без диэлектрических перчаток, в том чис-
ле в коридоре нескольких воздушных линий на каждой ВЛ в отдельно-
Рис. 6.9. Указатель напряжения с комплектом заземляющих штанг
237
сти, на продольной ВЛ по опорам контактной сети, а также в ВЛ с изо-
лированными проводами.
Заземления накладывают на токоведущие части всех фаз отключен-
ной для работы электроустановки, ВЛ — со всех сторон, откуда может
быть подано напряжение (рис. 6.9, б). Места наложения заземлений в
РУ определены, а на ВЛ выбирают так, чтобы заземления были уста-
новлены с двух сторон и видны работающим (рис. 6.10).
Рис. 6.10. Последовательность наложения переносного заземления
на провода ВЛ 6—10 кВ (ВЛ ПЭ)
238
Переключение разъединителей. Разъединители ВЛ включают и отклю-
чают по приказу энергодиспетчера, в одно лицо (электромонтер с ква-
лификационной группой не ниже III по электробезопасности).
При получении приказа работник, производящий переключение,
должен записать текст приказа и повторить его энергодиспетчеру, ко-
торый убеждается в правильности принятия приказа по записи в опе-
ративном журнале.
Работник, получивший утвержденный энергодиспетчером приказ на
переключение разъединителя, обязан выполнить его лично. Для пере-
ключения разъединителя с ручным приводом необходимо иметь при себе
текст полученного приказа, ключ от замка привода разъединителя, ре-
зиновые диэлектрические перчатки. Соответствие ключа замку приво-
да проверяют по бирке. Резиновые диэлектрические перчатки осмат-
ривают, убеждаются в отсутствии механических повреждений и по штам-
пу устанавливают срок их годности.
При проходе к разъединителю и обратно соблюдают личную безо-
пасность (при нахождении на железнодорожных путях, при обнаруже-
нии провисших или оборванных проводов и других повреждений элек-
троустановок). До переключения разъединителя убеждаются в правиль-
ности названия разъединителя по надписи на его приводе и по тексту
приказа энергодиспетчера, проверяют с земли фактическое исходное
положение разъединителя, его состояние, осматривают тягу и привод,
наличие и исправность заземления привода разъединителя. Снимают
замок и открывают крышку привода. Резиновые диэлектрические пер-
чатки надевают на обе руки и производят переключение разъедините-
ля. Крышку привода закрывают и навешивают замок. Осмотром с зем-
ли убеждаются, что переключение выполнено правильно и разъедини-
тель занимает новое положение.
При переключении разъединителей с приводом дистанционного уп-
равления вручную запрещается прикасаться к проводам, находящимся
в его корпусе. Не допускается нарушать целость тяги привода и остав-
лять открытой его крышку.
Переключение разъединителя по дистанционному управлению вы-
полняют по приказу энергодиспетчера. Внешним осмотром проверяют
состояние и заземление пульта управления. Убеждаются в соответствии
наименования разъединителя на пульте его наименованию в приказе.
Включают пульт управления, нижний тумблер ставят в положение «Вкл.»
и по сигнальной лампе проверяют исходное положение разъединителя.
239
Правый верхний тумблер ставят в положение «РУ», а левый верхний
тумблер — в положение, необходимое для переключения разъедините-
ля, т.е. «Вкл.» или «Откл». Нажимают на кнопку «Кн» в течение 3—5 с
или до тех пор, пока не сработает реле контроля переключения. Отпус-
кают кнопку и убеждаются по сигнальной лампе в том, что разъедини-
тель переключился. На пульт управления вывешивают переносной пла-
кат безопасности согласно приказу энергодиспетчера. Отключают пульт
управления. Порядок переключения с пульта управления конкретных
разъединителей устанавливается местной инструкцией.
Переключение разъединителя по телеуправлению осуществляет энер-
годиспетчер, который предварительно в оперативный журнал записы-
вает задание на переключение. По сигнализации на стойке щита управ-
ления он проверяет фактическое положение разъединителя. Нажатием
соответствующих ключей на пульте энергодиспетчер осуществляет пе-
реключение; по сигнализации на щите убеждается в том, что переклю-
чение состоялось, и затем закрывает кнопки пульта колпачками. Пере-
ключения разъединителей также производятся энергодиспетчером с
применением автоматизированной системы телемеханического управ-
ления (АСТМУ). О произведенном переключении разъединителя энер-
годиспетчер делает запись в оперативном журнале.
Переключение разъединителей могут выполнять работники других
служб, прошедшие обучение по охране труда и проверку знаний уста-
новленным порядком. Список лиц, получивших право выполнять пе-
реключения, должен находиться у энергодиспетчера.
Без приказа энергодиспетчера разъединители можно отключить в
аварийных случаях, не терпящих промедления, а также при угрозе жиз-
ни людей с последующим уведомлением энергодиспетчера.
Порядок передвижения по железнодорожным путям. Проход к приво-
дам разъединителей, обходы с осмотром устройств ВЛ и кабельных ли-
ний, проход бригады к месту работы и обратно выполняют по разрабо-
танным маршрутам. Разрешается проход в одно лицо или бригадой по
обочине земляного полотна или в стороне от пути на расстоянии не бли-
же 2 м от крайнего рельса, а на скоростных участках — не ближе 5 м.
На перегонах идут навстречу движению поездов. Бригада должна
идти по одному или по два человека в ряд. Руководитель работ (или на-
значенное им лицо) должен следовать сзади бригады и вести наблюде-
ние. При плохой видимости пути бригаду ограждают сигналисты с раз-
вернутыми красными флагами (ночью — с фонарями с красным огнем)
240
на расстоянии зрительной связи так, чтобы приближающийся поезд был
замечен на расстоянии не менее 500 м от бригады.
При невозможности прохода по обочине земляного полотна допус-
кается проход по пути, при этом следует идти навстречу правильному
движению поездов, кроме того, должно быть ограждение. По мосту или
в тоннеле длиной менее 50 м проходят при отсутствии поездов. На мос-
тах и в тоннелях длиной более 50 м при проходе поезда укрываются на
специальных площадках или в нишах.
За 400 м до приближающегося поезда уходят в сторону от пути на
расстояние не менее 2 м от крайнего рельса, а при проходе скоростного
поезда — не менее 5 м, останавливаются в безопасном месте, наблюда-
ют за проходом токоприемника, ходовыми частями подвижного соста-
ва, проверяют соблюдение габарита погрузки.
При встрече в рабочем режиме путевых машин тяжелого типа уходят
в сторону от пути на расстояние не менее 5—10 м, а при встрече снего-
очистителя — не менее 25 м.
Если возникает необходимость перейти пути, останавливаются,
убеждаются в отсутствии поездов и пересекают пути под прямым уг-
лом. Запрещается наступать на рельсы, концы железобетонных шпал,
ставить ногу между рамным рельсом и остряком, между путевым рель-
сом и контррельсом, на крестовину, тяги переводного устройства стре-
лочного перевода. Стоящий подвижной состав обходят на расстоянии
не менее 5 м от крайнего вагона, локомотива или переходят через со-
став по тормозной площадке. Между стоящими вагонами проходят при
наличии расстояния между ними более 10 м. Необходимо проявлять
особую осторожность при выходе на соседний путь. Не допускается
переходить через состав над и под сцепными приборами, под вагонами,
обходить вагоны, сокращая расстояние, перебегать перед поездом, сто-
ять на соседнем пути при проходе поезда, ходить между высокими плат-
формами, находиться на железнодорожных путях без производствен-
ной необходимости.
При проходе по пути необходимо обращать внимание на препят-
ствия: провода заземлений, трубы, кабельные воронки, предельные
столбики, стрелочные приводы и т.п. Особенно внимательными необ-
ходимо быть в ночное время, зимой, а также на сортировочных путях, в
горловинах станций, вблизи работающих машин и механизмов.
Перевозка людей. Перевозка бригад электромонтеров к месту работ
и обратно выполняется на автомобилях (автолетучках), предназначен-
241
ных для этой цели. Перед выездом назначают из числа членов бригады
ответственного за безопасность перевозки людей, который должен на-
ходиться в кузове автомобиля на заднем сиденье. Его фамилию указы-
вают в путевом листе. Водитель автомобиля должен иметь права на уп-
равление транспортным средством для перевозки людей и знать мест-
ные условия работы. Он проводит устный инструктаж членам бригады
о соблюдении правил дорожного движения и безопасности при посад-
ке, переезде и высадке, проверяет противопожарный инвентарь.
Во время движения скорость автомобиля не должна превышать
50 км/ч, дверь кузова должна быть закрыта, пассажиры должны нахо-
диться на сиденьях и при необходимости держаться за поручни. В кузо-
ве автомобиля не допускается курить, стоять, открывать дверь во время
движения, высовываться в окно. Для высадки и посадки пользуются
специальной лестницей. В холодное время года в кузове должен рабо-
тать обогреватель, в темное время суток необходимо включать освеще-
ние. Между водителем автомобиля и членами бригады в кузове должна
быть связь.
В кабине машиниста автомотрисы (АДМ, АГВ, АРВ) разрешается
перевозить не более 9—14 человек, включая машиниста и его помощ-
ника (или сопровождающего) (табл. 6.5). Люди (бригада) должны си-
деть на диванах. Посадку и высадку людей на перегоне ведут с полевой
стороны пути, на станции — с широкого междупутья или с полевой сто-
роны пути.
Таблица 6.5
Марка автомотрисы	Число мест, не более	Скорость, км/ч, не более
АДМ-1	11	90
АДМ-2	14	90
В пути следования машинист и его помощник (или сопровождаю-
щий) внимательно следят за свободностью пути, положением стрелок,
за показаниями сигналов, сигнальных указателей и знаков, называют
вслух показания сигналов, КЛУБ-П (КЛУБ-УП) в соответствии с уста-
новленным регламентом переговоров. Одновременно обращают вни-
мание на состояние воздушных линий, опор, наличие питания сигналь-
ных точек на силовых опорах (при наличии) и т.п. Члены бригады так-
же должны наблюдать за состоянием опор, проводов ВЛ, показаниями
сигналов, свободностью пути.
242
Регламент переговоров при поездной и маневровой работе. Регламент
переговоров между машинистом ССПС и его помощником (сопровож-
дающим) в пути следования или при маневровой работе должен соблю-
даться в соответствии с требованиями распоряжения ОАО «РЖД» от
26 сентября 2003 г. № 876р «О регламенте переговоров при поездной и ма-
невровой работе на железнодорожном транспорте общего пользования».
Помощник машиниста (сопровождающий) докладывает машинисту о
подаваемых сигналах светофоров; о показаниях блока БИЛ-П (БИЛ-УП)
системы КЛУБ-П (КЛУБ-УП); сигналах, подаваемых с пути; сигналах
ограждения мест производства работ и др. Машинист, убедившись в
правильности информации, повторяет его доклад. Примерный регла-
мент переговоров приведен в табл. 6.6.
Таблица 6.6
Условия	Доклад помощника ма- шиниста	Повторение доклада машинистом с выпол- нением соответствую- щих действий
1	2	3
При отправлении поезда с бокового пути станции при разрешающем показании выходного светофора	Выходной с «	» пути «	» (называет показа- ние сигнала), скорость по съезду «	»	Вижу выходной с «	» пути «	», скорость по съезду «	»
При проследовании вы- ходного светофора	Скорость по перегону «	» км/ч	По перегону скорость «	» км/ч
При наличии предупреж- дений об ограничении скорости на перегоне	На «	» км, пк «	» ог- раничение скорости до «	» км/ч	Ограничение скорости на «	» км, пк «	» до «	» км/ч
При подъезде к сигналу уменьшения скорости	Желтый щит (диск), «	» км, пк «	», скорость «	» км/ч	Вижу желтый щит (диск), на «	» км, пк «	», скорость «	» км/ч
При подъезде к сигналь- ному знаку «Начало опасного места»	Начало опасного места, скорость «	» км/ч	Выполняю, скорость «	» км/ч
При проследовании сиг- нального знака «Конец опасного места»	Конец опасного места	Конец опасного места
При подъезде к зеленому щиту (диску)	Зеленый щит (диск), ско- рость по перегону «	» км/ч	Скорость «	» км/ч
243
Окончание табл. 6.6
1	2	3
При н 1личии желтого огня г г, проходном све- тофор :	Желтый, скорость не более «	» км/ч	Вижу желтый, скорость не более «	» км/ч
При в :гуплении поезда на блс к-участок с запре- щают! им показанием светос юра	Впереди красный, ско- рость за 400 м не более 20 км/ч	Вижу красный
При п ^следовании про- ходно 'Э светофора с красн: 1м огнем, после остан< вки перед ним, негорд щего или с непо- нятны vf показанием	Скорость не более 20 км/ч, сигнал бдительности	Скорость не более 20 км/ч ( машинист по- дает сигнал бдительно- сти)
При с. едовании к переез- ду в п юделах видимости	Внимание, впереди пере- езд	Вижу переезд
При п 1иближении к пе- реезд)	Переезд свободен	Переезд свободен
При 31 леном огне на входн iM светофоре	Зеленый входной (на многопутных участках называют номер пути). Скорость по станции «	» км/ч	Вижу зеленый входной по «	» пути. Скорость по станции «	» км/ч
При ж :лтом огне на входн' >м светофоре	Желтый входной (на многопутных участках называют номер пути). Скорость не более «	» км/ч	Вижу желтый входной по «	» пути, скорость не более «	» км/ч
При д .ух желтых огнях на вхо гном светофоре	Входной два желтых (на многопутных участках называют номер пути). Скорость не более «	» км/ч	Вижу два желтых на входном по «	» пути. Скорость не более «	» км/ч
Прие\ поезда на стан- цию п >и неисправности входн! со светофора	Входной станции (назва- ние станции) по «	» пути лунно-белый ми- гающий (красный), име- ется приказ на его про- следование (письменное разрешение), маршрут приема на «	» путь го- тов, скорость нс более 20 км/ч	Машинист убеждается в правильности выдан- ных разрешений, по- вторяет доклад помощ- ника машиниста
244
Заземление воздушной линии. Подготовка переносной заземляющей
штанги. Для заземления проводов ВЛ 6—10 кВ и воздушных линий ВЛ
0,4 кВ применяют специальную заземляющую штангу (с одним древ-
ком и тремя зажимами для наложения их на провода воздушной линии).
Перед установкой штангу осматривают. Она должна иметь медный
заземляющий трос площадью сечения не менее 25 мм2 для заземления
ВЛ напряжением до 1000 В, на ВЛ 6—10 кВ — площадью сечения не
менее 50 мм2. Обращают внимание на заземляющий трос; обрывы жил,
ослабление крепления троса к башмаку или к штанге не допускается.
Проверяют исправность соединений, общее состояние накидного крюка
и древка. Заземляющий трос крепится к искусственному заземлителю
или тяговому рельсу.
До наложения заземления на провода воздушных линий, находящих-
ся с полевой стороны опор контактной сети, заземляющий провод штан-
ги специальным зажимом (башмаком) надежно прикрепляют к тяговому
рельсу (см. рис. 6.10). Если заземление на рельс затруднено, разрешается
подключать штангу к тросу группового заземления, к металлической опо-
ре или заземляющему спуску опоры. Убеждаются в отсутствии обрыва
заземляющего спуска и надежности крепления его к тяговому рельсу или
к средней точке путевого дроссель-трансформатора.
Искровые промежутки и диодные заземлители в цепи заземления
шунтируют, устанавливая шунтирующую штангу.
Наложение переносного заземления на провода ВЛ 6—10 кВ выпол-
няют в строгой последовательности. После присоединения провода за-
земления к тяговому рельсу завешивают первую заземляющую штангу
на нижний провод, вторую — на верхний провод, ближний к опоре, тре-
тью — на верхний провод, дальний от опоры с полевой стороны.
Снятие заземляющих штанг выполняют в обратной последователь-
ности. Места подключения заземления должны быть зачищены. Зазем-
ление ВЛ 6—10 кВ, проводов ДПР, расположенных на опорах контакт-
ной сети, на период работ выполняют на тяговый рельс; не допускается
заземлять эти провода на искусственный заземлитель. В случае зазем-
ления провода ВЛ на металлическую опору проверяют целостность за-
земляющего спуска.
Заземление места работ. Работу на разъединителях со снятием на-
пряжения выполняют при установке двух заземляющих штанг. На весь
период работ разъединитель шунтируют медным тросом площадью се-
чения не менее 50 мм2 с креплением его к шлейфам болтовыми зажи-
245
мами. Шунт устанавливают только после заземления обеих ветвей при
включенном положении разъединителя.
Отключенную линию автоблокировки заземляют с двух сторон в
пределах видимости; отключенную линию автоблокировки, располо-
женную параллельно контактной сети переменного тока, ВЛ 35 кВ и
выше на протяжении 2 км и более заземляют с установкой заземляю-
щих штанг через 100 м и менее. Крайние заземления должны быть двой-
ными. Отключенные линии автоблокировки, расположенные парал-
лельно ВЛ 110 кВ и выше на расстоянии менее 100 м, заземляют у каж-
дой опоры (рис. 6.11).
Рис. 6.11. Схемы заземления воздушных линий ВЛ СЦБ:
а — заземление ВЛ в пределах видимости; б — заземление ВЛ, расположенных
параллельно контактной сети переменного тока и ВЛ 35 кВ и выше; в — заземле-
ние ВЛ, расположенной параллельно ВЛ 110 кВ и выше на расстоянии менее 100 м
246
При производстве работ на силовой опоре в кабельном ящике изы-
мают низковольтные предохранители или отключают низковольтные
провода (при АВМ) и заземляют их.
При работах с нарушением целостности проводов (разрыв без уста-
новки шунта) устанавливают двойные заземления с обеих сторон от
места разрыва на расстоянии не более 100 м от него.
Работа на высоте. Подъем на железобетонную опору. Для подъема на
железобетонную опору используют приставные лестницы или специ-
альные когти при работах со снятием напряжения и вдали от частей,
находящихся под напряжением. В этом случае должна быть полностью
исключена возможность касания токоведущих частей, находящихся под
напряжением.
Приставную деревянную лестницу устанавливают к опоре по месту.
Перед подъемом на опору электромонтеру необходимо надеть предох-
ранительный пояс. Во время подъема лестницу должен удерживать внизу
один из членов бригады.
Для подъема на опору можно применять специальные когти или лазы
(рис. 6.12).
Рис. 6.12. Работа с приставной лестницы (а)\ когти для подъема
на железобетонные опоры (б)
247
Крепление предохранительным поясом. Работы на высоте более 1 м от
уровня земли до ступней ног работающего выполняют с предохрани-
тельным поясом и под наблюдением второго лица. На опору поднима-
ются с полевой стороны или с боковой — при наличии проводов с по-
левой стороны опоры. В процессе подъема закрепление предохрани-
тельным поясом не требуется. Во время работы на высоте работающие
закрепляются карабином или стропой предохранительного пояса за
опору, окончательно (надежно) закрепляют части так, чтобы при слу-
чайном падении работающего была исключена возможность прибли-
жения его на расстояние менее 2 м к частям, находящимся под напря-
жением, при работе на заземленных конструкциях.
Не допускается крепление предохранительным поясом за наклон-
ные части, а также незакрепленные тросы, провода, конструкции. Рас-
стегивать карабин для крепления его на новой точке можно только тог-
да, когда есть надежная опора для ног.
До начала работ следует подобрать предохранительный пояс по раз-
мерам работающего, осмотреть его, обратив внимание на состояние
карабина, срок механических испытаний. Работать с неисправным пре-
дохранительным поясом запрещается.
Подъем груза на высоту. В процессе работы, если есть необходи-
мость поднимать или опускать груз массой до 25 кг, работу выполняют
с помощью «удочки» в виде бесконечного каната, к которому крепят
груз. Работник, находящийся внизу, поднимает или опускает его че-
рез ролик. Груз массой более 25 кг поднимают или опускают полиспа-
стами плавно, без рывков и усилий, превышающих допустимые. Сво-
бодный конец полиспаста используют для удержания груза от раска-
чивания при подъеме.
Запрещается закреплять веревки, предназначенные для подъема де-
талей и инструмента, непосредственно к работающему на высоте. Сто-
ять под грузом запрещается. При пользовании полиспастами необхо-
димо следить за тем, чтобы не происходило повреждений каната, не
допускать захлестывания его в обойме, крепления каната за острые углы,
срыва крюка с натяжного зажима или струбца, проскальзывания зажи-
ма. Монтажные струбцы должны быть испытаны и иметь необходимую
грузоподъемность.
Наблюдение во время работы. Работы выполняют только в присутствии
наблюдающего. При рассредоточении бригады далее одного пролета для
каждой группы в наряде-допуске должен быть указан наблюдающий. Его
248
квалификация должна соответствовать категории и характеру работ. Ра-
ботник, назначенный наблюдающим, должен во всех случаях находить-
ся вблизи от работающих, но не далее одного пролета, и вести непрерыв-
ное наблюдение за ними, контролируя соблюдение требований охраны
труда и своевременно предупреждая о любой возникающей опасности.
Если на месте работ присутствуют руководители службы электрифика-
ции и электроснабжения или дистанции электроснабжения, то они обя-
заны осуществлять надзор за соблюдением работающими требований
охраны труда.
Работа на воздушных линиях. Работу на воздушных линиях 6—35 кВ
выполняют со снятием напряжения и наложением заземления с двух
сторон от места работ. Расстояние между заземляющими штангами дол-
жно быть: на участках постоянного тока — в пределах видимости рабо-
тающих, а на участках переменного тока — не более 100 м. При наруше-
нии целости проводов устанавливают двойные заземления и вновь мон-
тируемые провода заземляют дополнительно по концам участка работы.
Воздушные линии и провода ДПР заземляют на рельс. При невоз-
можности заземления на рельс провода ВЛ и ДПР, расположенные на
отдельно стоящих опорах, заземляют на собственный контур опоры или
устанавливают искусственный заземлитель, забивая в грунт металли-
ческий стержень на глубину не менее 0,5 м. При работе на кабельной
опоре провода ВЛ, ДПР и жилы кабеля заземляют на контур опоры.
Работу на воздушной линии напряжением до 1000 В выполняют со сняти-
ем напряжения и наложением заземления с двух сторон от места работ.
Для выполнения работ воздушную линию отключают с двух сторон, в том
числе со стороны питания. На рукоятке рубильника или другого отключа-
ющего аппарата вывешивают плакат «Не включать. Работа на линии».
Смену электрических ламп в прожекторах., установленных на спе-
циально оборудованных жестких поперечинах, выполняют без снятия
напряжения с контактной сети, но со снятием напряжения с питающей
линии и наложением заземления.
Обрыв провода, находящегося под напряжением, с падением на землю
или провисанием его представляет опасность для лиц, приблизивших-
ся к нему на расстояние менее 8 м (рис. 6.13). В таких местах потенциал
между правой и левой ногами может достигнуть опасной величины.
Выход из опасной зоны возможен мелкими шагами, не превышающи-
ми длину стопы, не отрывая подошвы ног от земли. Место обрыва про-
вода ограждают и немедленно принимают меры к отключению и зазем-
249
Рис. 6.13. Схема ограждения при обрыве провода и уровень шагового напря-
жения (а); выход из опасной зоны (б)
лению оборванных проводов. О случаях неисправностей необходимо
сообщать энергодиспетчеру.
Работа с применением грузоподъемных машин и механизмов. Разработ-
ку котлованов под опоры ВЛ выполняют вручную или механизированно:
котлованокопателем, бурильно-крановой машиной. До начала работ со-
гласовывают возможность производства земляных работ установленным
порядком. Разработку котлована вручную проводят с минимальным объе-
250
мом земляных работ, котлован разрабатывают ступенями с укреплением
стенок щитами.
Установку опор ВЛ или их замену выполняют краном автомотрисы
АДМ или АГВ, или краном на железнодорожном ходу, или автокраном,
бурильно-крановой машиной. Строповку опоры осуществляют тросо-
вой петлей на расстоянии 1—2 м от центра тяжести в сторону вершины
опоры. Две расчалки крепят ниже центра тяжести. Опору поднимают
до вертикального положения на высоту 0,5 м от земли, затем стрелой
крана ее перемещают, направляют расчалками и погружают в котлован.
При непосредственной близости опоры от дна котлована ее разворачи-
вают и регулируют положение опоры относительно пути (оси воздуш-
ной линии). После этого опору опускают на дно котлована, расчалками
и стрелой регулируют ее наклон и фиксируют. Котлован засыпают и
трамбуют грунт через каждые 200 мм.
После закрепления опоры в котловане опускают крюк и снимают
строп. Подъем на опору для снятия стропа выполняют с приставной
лестницы. Не допускается поднимать опору, засыпанную землей и при-
мерзшую к земле, подтаскивать груз крюком крана, работать крану при
срабатывании ограничителя грузоподъемности.
Люди не должны находиться в котловане, стоять между грузом и сте-
ной здания, вагоном. Расстояние между стрелой крана (грузом) и частями
ВЛ, находящимися под напряжением, должно быть не менее 2 м. В ночное
время место работ должно быть освещено. Связь между руководителем
работ и машинистом специального самоходного подвижного состава осу-
ществляют по радио или знаковой сигнализацией: движением руки, днем
с развернутым желтым или красным флагом, ночью — с фонарем.
Смену проводов воздушной линии (ВЛ 6—35 кВ, ДПР), подвешенных
на опорах контактной сети и отдельно стоящих опорах обходов, выпол-
няют со снятием напряжения. Подготовительные работы ведут вдали
от частей, находящихся под напряжением. С полевой стороны у опоры
устанавливают на козлы барабан с проводом. Раскатывают провод по
земле вдоль сменяемого провода. Закрепляют новый провод и делают
предварительную вытяжку. Шунтирование проводами ВЛ заземлений
опор контактной сети не допускается.
Отключают напряжение от ВЛ (ДПР). Место работ заземляют с двух
сторон на рельс на участках постоянного тока, через 100 м — на участ-
ках переменного тока. На опорах шунтируют искровые промежутки и
диодные заземлители.
251
Новый провод вытягивают полиспастами. «Удочкой» поднимают
провод до кронштейна (в середине анкерного участка) и укладывают
его в крючья или монтажные ролики либо кладут на траверсу. Далее
поднимают середину между подвесными точками и т.д. Сменяемый про-
вод выкладывают из седел (снимают вязки с изоляторов) и опускают на
землю. Новый провод перекладывают в седла (на изоляторы) и закреп-
ляют. Стрелы провеса проводов в пролетах должны соответствовать
монтажным таблицам (см. п. 3.7).
Работа на линиях автоблокировки. Заземление места работы. Как
было отмечено (см. п. 6.7.7), отключенную линию автоблокировки за-
земляют с двух сторон (см. рис. 6.11). Заземляющий трос штанги под-
ключают к заземляющему спуску опоры или искусственному заземли-
телю, затем устанавливают зажимы крюка на провода всех фаз линии и
закорачивают их.
При выполнении работ на двухцепных линиях автоблокировки от-
ключают и заземляют одновременно обе линии.
В качестве искусственного заземлителя применяют металлический
стержень диаметром 16 мм, забитый в грунт на глубину не менее 0,5 м.
До подключения заземления к заземляющему спуску последний осмат-
ривают, проверяют его состояние. Обрывы, повреждение коррозией
проводов не допускаются.
Провода напряжением 110—220 В на расстоянии менее 0,8 м от опо-
ры отключают и заземляют. При смене проводов линий автоблокиров-
ки отключают и заземляют все сигнальные провода (при их наличии).
Работа на воздушных линиях. Перед подъемом на высоту осматрива-
ют и проверяют состояние опоры, железобетонных приставок, степень
загнивания деревянной опоры, отсутствие следов возгорания древеси-
ны. На железобетонную опору линии автоблокировки поднимаются с
помощью специальных приспособлений (или приставной деревянной
лестницы), на деревянную опору — с помощью когтей, надежно зак-
репленных на ногах ремнями. Стропа предохранительного пояса долж-
на охватить стойку опоры. Работают на опоре, прочно стоя на обеих
ногах. На угловую опору поднимаются со стороны наружного угла. Не
допускается подниматься на опоры, имеющие дефекты и загнивание
древесины свыше нормы (см. п. 2.2). Работу на опоре с недопустимой
степенью загнивания ведут с телескопической вышки или люльки ма-
шины с шарнирной стрелой на базе автомобиля или трактора (МШТС)
(рис. 6.14). Опоры усиливают оттяжками или подкосами. Развязку про-
252
водов воздушной линии выполняют начиная с верхних проводов; за-
канчивают нижними.
Работа на кабельных линиях. Кабельные линии проверяют осмотром
во время обхода. Работа машин и механизмов в зоне трассы кабеля на
Рис. 6.14. Подъем на опору с применением монтерских когтей (а); работа на
деревянной опоре с недопустимой степенью загнивания (б); с автогидроподъ-
емника (в); с МШТС-2Т (г)
253
расстоянии менее 5 м и земляные работы на расстоянии менее 1 м не
допускаются.
Проверяют состояние пикетных столбиков (реперов), установлен-
ных через 100 м, на изломах трассы, у входа в здание, в местах пересече-
ния с дорогами.
На кабельных опорах обращают внимание на состояние кабельных
воронок, изоляторов и заземления. Работу на кабеле выполняют при
снятом напряжении и заземлении всех фаз и брони кабеля с двух сто-
рон. Проверку кабеля напряжением до 1000 В выполняют мегаоммет-
ром на 2500 В. На период измерения заземления временно снимают и
после окончания измерений вновь накладывают (см. п. 3.4).
При раскопке кабеля земляные работы согласовывают. Прокол и
разрезание кабеля выполняют специальным приспособлением. Муфту
устанавливают по разработанной технологии. Обращают внимание на
охрану труда при разогреве кабельной массы, заливке муфты, работе с
паяльной лампой. Работать на кабеле, переносить кабель в траншее без
снятия напряжения не допускается.
Работа субподрядных организаций. Работы субподрядных организаций
по обновлению и ремонту устройств электроснабжения, в том числе воз-
душных и кабельных линий, выполняют в соответствии с требованиями
технического указания Департамента электрификации и электроснабже-
ния ОАО «РЖД» № 0-02/07 от 01.02.2007 г. «О введении «Положения о
взаимодействии между персоналом дистанций электроснабжения и суб-
подрядных организаций (электромонтажных поездов, строительно-мон-
тажных и других организаций) при производстве работ на контактной
сети, воздушных и кабельных линиях электропередачи» № ЦЭТ-19/5 и
других нормативных актов.
Испытания подъемных механизмов и защитных средств. Все применяе-
мые при работе подъемные механизмы, приспособления и защитные
средства осматривают и испытывают в установленные сроки. Результаты
оформляют протоколом, регистрируют в журнале содержания подъем-
ных механизмов и защитных средств произвольной формы и наносят
клеймо (штамп) с указанием номера, срока годности, результатов испы-
таний и наименования лаборатории дистанции электроснабжения.
Переносная ручная лебедка. До начала механических испытаний про-
мывают механизм лебедки, осматривают трос, смазывают подшипни-
ки скольжения, зубчатую передачу. Обращают внимание на четкость
срабатывания защелки храпового механизма, на целостность прядей
254
троса. При обрыве 11 проволок троса на длине одного шага или износе
поверхностного слоя до 30 % и обрыве пяти проволок трос заменяют
полностью. Проверяя размеры крюка, обращают внимание на высоту
сечения его рабочей части. Для проведения испытания трос лебедки
выпускают на полную длину, оставив два витка на барабане.
Блок ЛБ-300. Перед испытаниями осматривают его вращающиеся
части, убеждаются в отсутствии заеданий, проверяют исправность тор-
моза. В шестеренках не допускаются поврежденные зубья и люфты на
осях. Проверяют трос, его закрепление на барабане и корпусе. Все тру-
щиеся части и трос смазывают. Для испытания трос выпускают на пол-
ную длину, оставив один виток на барабане.
Полиспасты. Предварительно осматривают щеки блоков, реборды
роликов и крюк. Крюк должен быть надежно закреплен на оси и легко
вращаться. Проверяют состояние каната, крепление его к обойме, на-
личие коуша. При осмотре каната обращают внимание на его соответ-
ствие диаметру ролика и грузоподъемности крюка.
Испытания лебедок, блока ЛБ-300 и полиспаста. При испытании пере-
носной лебедки, блока ЛБ-300 и полиспаста статической нагрузкой груз
плавно поднимают на высоту 100 мм и удерживают его в течение 10 мин,
а при испытании динамической нагрузкой Рисп груз пять раз резко под-
нимают на высоту 100 мм и резко опускают.
Статическая нагрузка при периодических испытаниях Рисп = 1,1 Рн,
при испытаниях после изготовления и ремонта РИСП=1,25РН, динами-
ческая соответственно />„РП=Ри и Рирп=1,1Р„ (здесь Р„ — допустимая
рабочая нагрузка).
Предохранительные пояса. До начала механических испытаний пре-
дохранительный пояс осматривают, обращая внимание на целостность
ремня, цепи или ленточной стропы, работу карабина, который дол-
жен четко фиксировать закрытое положение. Для испытания застеги-
вают ремень на крайнее отверстие и располагают его на горизонталь-
ном круглом брусе. Выпрямляют цепь или ленточную стропу и к кара-
бину прикладывают вертикальную нагрузку Рисп = 4000 Н (400 кгс)
при периодических испытаниях, испытаниях после изготовления или
капитального ремонта и удерживают ее в течение 5 мин. Аналогично
прикладывают испытательную нагрузку к большому полукольцу.
Монтерские когти. Перед испытаниями когти осматривают. Прове-
ряют состояние ступни, острия когтей. Для испытания когти укрепля-
ют на столбе в рабочем положении, прикладывают к середине стремян-
255
ного ремня статическую вертикальную нагрузку Рисп=1350 Н (135 кгс)
и удерживают ее в течение 5 мин при периодических испытаниях и
Р =1800 Н (185 кгс) при испытаниях после изготовления и ремонта.
Навесные и приставные лестницы. До начала механических испытаний
лестницы осматривают. Врезные ступеньки, деревянные стойки не дол-
жны иметь трещин и сколов, а стяжные болты стоек — разрывов. Обра-
щают внимание на состояние крючьев, их крепление к стойкам и состо-
яние стоек в верхней части. На приставных лестницах дополнительно
осматривают наконечники. Испытания проводят после изготовления или
ремонта статической нагрузкой Рисп=2000 Н (200 кгс) и периодически
статической нагрузкой Рисп=1800 Н (180 кгс) в течение 5 мин.
Для навесных лестниц нагрузку прикладывают к середине каждой
ступени, а для приставных — к середине ступени, находящейся на рас-
стоянии 2/3 длины лестницы от низа. Лестницу приставляют к стене
под углом 25°. В процессе испытаний и после них не должно быть де-
формаций частей и узлов лестниц. Перед применением в работе лест-
ницы должны быть осмотрены руководителем работ и исполнителем.
Изолирующие и измерительные штанги. После изготовления и перио-
дически в процессе эксплуатации изолирующие штанги испытывают
один раз в 2 года, а измерительные — один раз в год переменным током
частотой 50 Гц трехкратным линейным напряжением, но не менее 40 кВ
в течение 5 мин. В сезон измерений измерительные штанги испытыва-
ют дополнительно один раз в год. Испытательное напряжение прикла-
дывают к изолирующей части между концом штанги и упорным коль-
цом. Штанга считается пригодной к работе, если в процессе испыта-
ний не возникли поверхностные электрические разряды, отсутствуют
местные нагревы, не было колебаний стрелок амперметра и вольтмет-
ра. После испытаний наносят штамп у упорного кольца со стороны изо-
лирующей части. В штампе указывают номер штанги, результаты
испытаний, срок годности.
В процессе хранения штанги осматривают один раз в год, при этом
обращают внимание на срок годности, состояние поверхности изоли-
рующей части, механическую прочность штанги. Штанга должна хра-
ниться в специальном футляре.
Штанга типа ШДИ-27,5, выпускаемая заводом МЭЗ ОАО «РЖД»,
испытывается высоким напряжением на электрическую прочность
изоляции один раз в год и в сезон измерений один раз в три месяца.
Измерительный прибор штанги проверяется подачей напряжения до
256
9,6 кВ на щупы. Показание на шкале измерительного прибора долж-
но соответствовать подаваемому напряжению. Допускаются откло-
нения ±10 %.
К работе со штангой допускается персонал дистанции электроснаб-
жения, прошедший специальный инструктаж по применению, испы-
танию, хранению и перевозке штанг.
Испытания резиновых диэлектрических перчаток. Резиновые диэлек-
трические перчатки для работы в электроустановках напряжением бо-
лее 1000 В испытывают переменным током частотой 50 Гц после изго-
товления по техническим условиям, а также периодически в процессе
эксплуатации напряжением 6 кВ в течение 1 мин. Испытательное на-
пряжение поднимают со скоростью 2—3 кВ/с.
Испытания проводят в металлической ванне с водой. Внутрь перча-
ток также заливают воду. Общий уровень воды не должен быть менее 50 мм
от края перчаток. Резиновые диэлектрические перчатки считаются вы-
державшими испытания, если не произойдет пробой, а ток утечки ока-
жется не более 6 мА.
Струбцины, скобы, зажимы, натяжные муфты, коврики и инструмент.
Перед испытаниями осматривают приспособления. Струбцины долж-
ны быть из стального каната диаметром не менее 9 мм, длина заплетки
не менее 400 мм, длина ушка (кольца) не менее 75 мм. Обрывы жил не
допускаются. Проволоки должны быть заправлены так, чтобы не вызы-
вать механическую травму рук.
Скобы должны иметь неповрежденные резьбы, гайку, шплинт. Тре-
щины в скобе и валике не допускаются.
Крюковые зажимы не должны иметь повреждений резьбы на болтах,
трещин на крюках.
Натяжные муфты и зажимы не должны иметь повреждений резь-
бы, трещин в металле, механических повреждений. У натяжных зажи-
мов клинья должны иметь насечку и не должны выпадать из зажима.
Испытания проводят поочередно или одновременно, соединив зажи-
мы последовательно. Нагрузку 2РН прикладывают плавно и поддержива-
ют в течение 10 мин. Приспособления считаются исправными, если в
период испытаний не произошло снижения нагрузки, на скобах, крюко-
вых зажимах, натяжных муфтах и зажимах не появились трещины и дру-
гие дефекты, нет обрыва жил или выползания проволок на струбцине.
Динамические испытания винтовых домкратов, струбцин, скоб, зажи-
мов, натяжных муфт и других приспособлений не проводятся; они под-
17-773
257
вергаются осмотру. Испытания подъемных механизмов и приспособ-
лений производятся в соответствии с указаниями действующих госу-
дарственных и отраслевых стандартов, технических условий и правил.
Штампы для электрозащитных средств должны содержать номер за-
щитного средства и дату следующего испытания. Штамп должен быть
хорошо виден, наноситься несмываемой краской или наклеиваться на
изолирующей части, у края резиновых изделий и предохранительных
приспособлений. На средствах защиты, не выдержавших испытания,
штамп должен быть перечеркнут красной краской.
Новые и находящиеся в эксплуатации диэлектрические коврики под-
вергаются осмотру. Механические повреждения, а также жировые пят-
на не допускаются.
Перед электрическими испытаниями инструмент с изолирующи-
ми рукоятками осматривают, проверяют его исправность, а также со-
стояние изолирующих рукояток. Новый инструмент для электроуста-
новок до 1000 В испытывают напряжением 6 кВ, при периодических
испытаниях — напряжением 2 кВ. Продолжительность испытаний
составляет 1 мин.
Места повышенной опасности. Порядок выявления мест повышен-
ной опасности в устройствах электроснабжения, их обозначение и лик-
видация установлены Техническим указанием Департамента электри-
фикации и электроснабжения ОАО «РЖД» № 0-04/05 от 26.09.2005 г.
№ ЦЭТ-19/41 «Об определении опасных мест на контактной сети, тя-
говых и понизительных подстанциях, постах секционирования, пунк-
тах параллельного соединения и линиях электропередачи».
Места повышенной опасности выявляют комиссионно и обознача-
ют предупреждающими знаками-указателями и плакатами «Внимание!
Опасное место» (Приложение 8), в том числе:
1.	Опоры, на которых установлено два и более разъединителя, две и
более кабельные муфты различных присоединений;
2.	Опоры, на которых крепятся провода пересекающихся различных
линий напряжением до 1000 В;
3.	Участки линий освещения пешеходных мостов, расположенных
над контактной сетью.
4.	Расстояние между токоведущими частями и зданиями или соору-
жениями не менее 2,2 м при напряжении 10 кВ, не менее 2,3 м при на-
пряжении 20 кВ и не менее 2,4 м при напряжении 35 кВ;
258
5.	Опоры с совместной подвеской проводов ВЛ напряжением 6—10 кВ
и до 1 кВ, если при выполнении работ на одной из линий можно при-
близиться к другой линии на расстояние менее 2 м;
6.	Деревянные опоры с загниванием более допустимых норм и др.
Для обеспечения безопасного производства работ должны быть раз-
работаны карты технологического процесса подготовки работы в опас-
ном месте и утверждены начальником дистанции электроснабжения.
Сводный перечень опасных мест должен быть у энергодиспетчера, в
районе электроснабжения и в других причастных линейных подразде-
лениях дистанции электроснабжения. Перечень опасных мест должен
быть вывешен в уголках по охране труда. Знание персоналом перечней
и карт технологических процессов подготовки работы в опасных мес-
тах проверяют при периодических испытаниях по охране труда.
6.8.	Меры безопасности на дежурном пункте района
электроснабжения
Работа на сверлильном станке. На заготовке в центре делают углубле-
ние керном, устанавливают сверло в сверлильный патрон и закрепляют
патрон в отверстии шпинделя, затем заготовку закрепляют в тисках.
Тиски с заготовкой перемещают до совпадения оси сверла и углубле-
ния и закрепляют тиски. Засверливают отверстие на глубину 1/3 режу-
щей кромки и проверяют правильность засверливания. Плавно нажи-
мая на рукоятку подачи шпинделя, просверливают отверстие. При свер-
лении стали применяют охлаждающую жидкость. Чугун сверлят не
применяя охлаждения.
Работа на заточном станке. Заточный станок осматривают. Обраща-
ют внимание на закрепление абразивного круга на шпинделе станка,
состояние защитного кожуха, прозрачного экрана. Абразивный круг
должен быть испытан и не должен иметь трещин. Трещины определяют
путем простукивания деревянным молотком боковой поверхности. Чис-
тый звук свидетельствует об отсутствии трещин, глухой, дребезжащий —
о наличии трещины. Проверяют и при необходимости устанавливают
зазор не более 2—3 мм между краем круга и подручником. Подручник
должен быть на уровне оси вращения круга. Допускается его смещение
выше оси круга не более 10 мм. Проверяют наличие и состояние зазем-
ления электродвигателя.
259
Ликвидация возгорания электрооборудования. При возникновении
возгорания электропроводки, электроаппаратуры напряжением до 1000 В
очаг пожара локализуют без снятия напряжения углекислотным огнету-
шителем. При снятом напряжении с электроустановки очаг пожара лока-
лизуют дополнительно пенным огнетушителем (ОП-5, ОХП-Ю и др.), а
также водой, песком. Горящую промасленную паклю, ветошь, разли-
тый бензин, масло тушат песком.
6.9.	Обучение безопасным методам труда
Обучение электромонтеров районов электроснабжения, автоблоки-
ровки проводят в учебных центрах, учебных классах, на полигонах. На
занятиях изучают нормативные акты ЦЭ ОАО «РЖД», Правила устрой-
ства электроустановок ПУЭ, технологические карты на работы по ре-
монту устройств ВЛ, правила безопасности, безопасные приемы, пере-
довые методы труда и другие вопросы, предусмотренные программой
обучения. На учебном полигоне и стендах проводят практические за-
нятия, закрепляя теоретический материал.
Устройства, воздушные линии учебного полигона должны быть за-
землены на рельс и контур заземления. Занятия ведут опытные работ-
ники (квалификационная группа не ниже V) в соответствии с требова-
ниями Правил безопасности при эксплуатации контактной сети и уст-
ройств электроснабжения автоблокировки железных дорог. Обучаемый
электромонтер выполняет задания непосредственно под наблюдением
руководителя занятий.
После окончания обучения установленным порядком квалификаци-
онная комиссия проверяет знания электромонтерами устройств, охрану
труда. При положительных результатах проверки выдают удостоверение
установленного образца с правом производства работ в электроустанов-
ках напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ и талон № 1, талон-предупрежде-
ние № 1 (с зеленой полосой на лицевой стороне талона).
Квалификационная комиссия при начальнике дистанции электро-
снабжения проверяет знания правил и инструкций у работников райо-
нов электроснабжения при повышении квалификации и периодически
у работников, имеющих квалификационную группу IV и V по электро-
безопасности.
Квалификационная комиссия при начальнике района электроснаб-
жения периодически (в установленные сроки) проверяет знания пра-
260
вил и инструкций у работников района электроснабжения, имеющих
квалификационную группу II и III по электробезопасности.
Рекомендуется использовать тренажер, экзаменационные билеты.
Результаты проверки оформляют в специальном журнале установлен-
ной формы.
Условные сокращения приведены в настоящем пособии в Приложе-
нии 9.
Контрольные вопросы и задания
1.	Расскажите об аварийно-восстановительных средствах и их уком-
плектованности.
2.	Какие методы временного восстановления ВЛ и опор Вы знаете?
3.	Опишите порядок переключения разъединителей.
4.	Расскажите о работе на высоте и требованиях охраны труда.
5.	Приведите порядок проверки отсутствия напряжения на ВЛ, обо-
рудовании и порядок наложения заземления места работ.
6.	Приведите порядок испытания защитных и монтажных средств,
нормы и сроки.
7.	Перечислите требования охраны труда на дежурном пункте.
8.	Расскажите об обучении безопасным методам труда.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 1
Условные графические обозначения
Условные графические обозначения в схемах воздушных и кабель-
ных линий приведены в табл. 1.1.
Таблица 1.1
Наименование	Обозначение			
1	2			
1. Линия кабельная: 1.1. В траншее 1.2. В асбестоцементной трубе в траншее		 WK	 +	1 WK				
2. Концевые разделки: 2.1. Кабельная воронка 2.2. Кабельная муфта на опоре	т Г			
3.	Линия электропередачи воздушная: 3.1.	Общее обозначение 3.2.	На самостоятельных опорах 3.3.	На опорах контактной сети		 WL 	 3 г 4	5 -О—-—О- WL -О- —г	г— WL-T— 0123	0124	0125			
4.	Опора: 4.1.	Промежуточная 4.2.	Угловая, концевая 4.3.	А-, АП-образная переходная 4.4.	А-образная с разъединителем 4.5.	Промежуточная с разъединителем	/	>1 ООП		i § )«—	
	<			
		>		
5. Мачта прожекторная: 5.1. Железобетонная 5.2. Металлическая	С Е	) Ч		
		]		
				
262
Продолжение табл. 1.1
1	2
6. Подстанция комплектная трансформа-	
торная (КТП):	1
6.1. Общее обозначение	КТП-250/25
6.2. Трансформатор	Т	\^.501-18..
6.3. Действующая (только для проектной	
документации)	
7. Камера секционирования	£ХЗ
8. Трансформатор напряжения	
	
	•||—
9. Трансформатор тока	рпТТ
	
10. Вентильный разрядник	—E3D—1"
11. Ограничитель перенапряжения	—\ s	।—in
12. Шкаф распределительный	°
13. Шкаф клеммный на опоре	r|3h
	°U °111
14. То же, с конденсаторами	—R н|—io
15. Ящик для подключения передвижных	
механизмов	
16. Установка светильников наружного	АДА
освещения на жестких поперечинах	n Q ;	> п 1 Г 1
17. Выключатель линий электроснабжения	
нетяговых потребителей:	|оот
17.1. Нормально включенный	й
17.2. Нормально отключенный	
18. Предохранитель			
263
Окончание табл. 1.1
1	2
19. Разъединитель трехполюсный с руч- ным приводом: 19.1. Нормально включенный 19.2. Нормально отключенный	ф )Н{
20.	Разъединитель трехполюсный с элек- тродвигательным приводом: 20.1.	Нормально включенный 20.1.1.	С телеуправлением 20.2.	Нормально отключенный	
21. Разъединитель однополюсный (на опе- ративных схемах): 21.1. Нормально включенный 21.2. Нормально отключенный	
22. Выключатель однополюсный (на опе- ративных схемах): 22.1. Нормально включенный 22.2. Нормально отключенный	гм -ЛЧГ 0
23. Выключатель автоматический	
Приложение 2
Границы обслуживания устройств электроснабжения
1. Из указания ЦЭ в ЦШ от 08.05.1986 г. № ЦЭЭ-48
В связи с поступающими запросами из-за неполного изложения в
приказах МПС РФ № 19Ц от 26.07.75 г. и № 24Ц от 24.06.80 г. порядка
обслуживания резервных электростанций персоналом участков энер-
госнабжения и дистанций сигнализации и связи ЦЭ и ЦШ разъясняют,
что на участки энергоснабжения возложена обязанность обеспечения
железнодорожных потребителей электроэнергией, получаемой от
энергосистем Минэнерго и доставляемой до потребителей через пун-
кты питания (ТП, ЦРП и т.п.) и распределительные высоковольтные
сети, находящиеся на балансе участков энергоснабжения. Ими же об-
служиваются резервные стационарные и передвижные электростан-
ции, предназначенные для подачи электроэнергии в указанные сети в
случае отключения питания со стороны внешнего источника элект-
роснабжения.
На дистанции сигнализации и связи возложено обслуживание ре-
зервных электростанций, находящихся на их балансе и предназначен-
ных только для питания в качестве местного резерва усилительных пун-
ктов, домов связи, постов ЭЦ, ДП, МРЦ и радиорелейных линий.
2. Выписка из указания ЦШ, ЦЭ от 20.06.1984 г. № ЦЭЭ-48
Границей обслуживания устройств энергоснабжения для питания
постов ЭЦ являются кабельные наконечники, подключенные к щиту
ЩВП. Обслуживание кабеля от ТП (КТП) до щита ЩВП (исключая
болтовые соединения) возлагается на участки энергоснабжения, далее,
начиная с болтовых соединений (включая автомат), — на дистанции
сигнализации и связи.
Границей обслуживания устройств энергоснабжения для питания
сигнальных точек являются концы питающих проводов. Обслуживание
проводов от трансформатора КТП (ТП) до низковольтного шкафа (ис-
ключая болтовые соединения) возлагается на участки энергоснабжения,
далее, начиная с болтовых соединений (включая рубильник), — на дис-
танции сигнализации и связи.
265
Выписка из Инструкции по технике безопасности при эксплуатации
вьн совольтно-сигнальных линий автоблокировки и диспетчерской цент-
рал 1ации (ЦЭ-3425 от 26.01.77 г.)
1асток энергоснабжения осуществляет обслуживание и несет от-
вет венность за исправное содержание высоковольтной воздушной и
каб 1ьной линий автоблокировки и продольного электроснабжения,
вкл чая опоры, высоковольтное оборудование силовых опор (разъеди-
нит чи, разрядники, предохранители типа ПКН, силовые трансформа-
тор типа ОМ), провода от выводов низкой стороны силового транс-
фо; атора до низковольтных предохранителей (АВМ) в кабельном ящи-
ке । сключая болтовые соединения); комплектно-трансформаторных
под ганций (КТП, КТПО) и низковольтных кабелей от ТП, КТП и ЦРП
до едохранителей вводных кабелей постов ЭЦ (исключая болтовые
сое, :нения).
, тстанция сигнализации и связи осуществляет обслуживание и не-
сет . ветственность за исправное содержание кабельных ящиков, уста-
нов ‘иных на опорах высоковольтных линий; низковольтных предох-
ран гелей (АВМ), установленных в кабельных ящиках и кабельных
ящ! ах ТП-20Б (включая болтовые соединения); кабельных линий от
кле м кабельных ящиков и щитков КТПО до релейных шкафов, ре-
лей .IX будок и постов ЭЦ, питающихся от силовых трансформаторов
ОМ гравере, штырей, изоляторов и проводов сигнальных линий, низ-
ков ьтных разрядников’и заземлений низковольтного оборудования.
Приложение П.З
Перечень основных планово-предупредительных
и ремонтных работ в устройствах электроснабжения (ППР)
В табл. 3.1 приведены перечень основных планово-предупредитель-
ных и ремонтных работ и типовые нормы времени на техническое об-
служивание и текущий ремонт устройств электроснабжения СЦБ и дру-
гих нетяговых потребителей.
Таблица 3.1
№ п/п	Наименование основных работ	Перио- дич- ность	Измери- тель	Норма на изме- ритель, чел./ч
1	2	3	4	5
1	Обход с осмотром ВЛ 6-10-35 кВ	1 раз в год	1 км линии	0,61
2	Обход с осмотром ВЛ 0,4 кВ	1 раз в год	1 км линии	0,69
3	Проверка наличия и степень загнивания деревянных опор	1 раз в 3 года	1 стойка	0,1
4	Измерение сопротивления и выборочная проверка состояния заземляющих уст- ройств ВЛ	1 раз в 3 года	1 опора	0,645
5	Проверка отсутствия перекрытия сигналов приемо-отправочных путей	1 раз в 3 мес.	Пост	0,315
6	Проверка состояния и верховой осмотр одностоечных деревянных опор	1 раз в 3 года	Опора	0,315
7	Проверка состояния и верховой осмотр железобетонных опор	1 раз в 3 года	Опора	0,383
8	Проверка состояния и ремонт вентильных разрядников на деревянных и железобе- тонных опорах	1 раз в 6 лет	1 ком- плект	1,13
9	Выборочная перетяжка проводов ВЛ-6-10 кВ на деревянных опорах	1 раз в 3 года	1 км 3-про- водной линии	17,1
10	Выборочная перетяжка проводов ВЛ-0,4 кВ на деревянных опорах	1 раз в 3 года	1 км 4-про- водной линии	24,3
267
Продолжение табл. 3.1
1	2	3	4	5
11	Смена постоянных знаков на опорах ВЛ до 10 кВ	1 раз в 4 года	Знак	0,105
12	Расчистка трассы ВЛ от древесно- кустарниковой растительности и деревьев, угрожающих падением на ВЛ	1 раз в год	100 м2	1,17
13	Проверка состояния концевых кабельных разделок и профилактические испытания кабельных линий напряжением 6—10 кВ	1 раз в 3 года	Кабель	1,33
14	Проверка состояния концевых кабельных разделок и профилактические испытания кабельных линий напряжением до 1 кВ	1 раз в 6 лет	Кабель	0,628
15	Обход с осмотром ТП и РП	1 раз в месяц	Под- станция	0,3
16	Доливка масла в силовые трансформаторы и масляные выключатели	1 раз в год	Аппарат	0,517
17	Проверка состояния и ремонт КТП	1 раз в год	Под- станция	4,35
18	Проверка состояния и ремонт шин и разъ- единителей РУ 6—10 кВ	1 раз в 4 года	1 ячейка	0,717
19	Проверка состояния и ремонт трансфор- матора напряжения НТМИ 6—10 кВ	1 раз в год	Транс- форма- тор	0,958
20	Проверка состояния и ремонт масляного выключателя (ВМ)	1 раз в год	ВМ	1,61
21	Проверка состояния и ремонт трансфор- матора ТМ 40—250 кВА	1 раз в год	Транс- форматор	1,15
22	Проверка состояния и ремонт трансфор- матора ТМ 400—1000 кВА	1 раз в год	Транс- форма- тор	1,88
23	Проверка состояния и ремонт автоматов наружного освещения АО, АОН	2 раза в год	Авто- мат	0,8
24	Уборка помещений РУ	2 раза в год	1 м2 пола	0,143
25	Замер освещенности объектов	4 раза в год	Точка	0,367
26	Проверка состояния и ремонт прожектор- ного освещения на железобетонных и металлических мачтах	2 раза в год	Про- жектор- ная мачта	3,8
268
Окончание табл. 3.1
1	2	3	4	5
27	Замена ламп накаливания в прожекторах на железобетонных и металлических мач- тах	4 раза в год	Про- жектор	0,425
28	Замена ламп накаливания в светильниках на деревянных опорах	4 раза в год	Лампа	0,373
29	Замена ламп накаливания в служебных помещениях	4 раза в год	Лампа	0,163
30	Проверка запуска дизель-генераторного агрегата ДГА	4 раза в год	1 агре- гат	0,53
31	Осмотр трассы кабельной линии, проло- женной в земле	4 раза в год	1 км линии	0,433
32	Проверка состояния и ремонт шин и вы- ключателя нагрузки РУ 6—10 кВ	1 раз в 4 года	1 ячейка	3,56
33	Измерение нагрузки и напряжения в элек- троустановках до 1 кВ	2 раза в год	1 изме- рение	0,407
34	Проверка состояния и ремонт светильни- ков и прожекторов с пультами управления на железобетонных и металлических мач- тах	4 раза в год	Све- тильник	3,35
35	Проверка состояния и ремонт светильни- ков наружного освещения с люминес- центными или ртутными лампами на же- лезобетонных и металлических мачтах	2 раза в год	Све- тильник	1.4
36	Проверка состояния и ремонт пружинных и грузовых приводов масляных выключа- телей (МВ)	1 раз в год	Привод	2,01
37	Проверка состояния железобетонных опор или железобетонных приставок деревян- ных опор	1 раз в 6 лет	Опора	0,045
38	Проверка наличия и степень загнивания деревянных опор на железобетонных при- ставках	1 раз в 3 года	Стойка	0,0366
Приложение 4
Объем круглого леса для деревянных опор воздушных
линий (табл. 4.1)
Таблица 4.1
иаметр в sc нем р /бе, мм	Длина ок- ружности в верхнем отрубе, мм	Объем, мм3, при длине стойки (опоры), м				
		5	8	10	И	12
по	500	0,12	0,22	0,31	0,36	0,38
ISO	570	0,16	0,28	0,38	0,43	0,46
2(>0	630	0,19	0,33	0,45	0,52	0,55
2;о	690	0,23	0,40	0,53	0,60	0,65
2'0	755	0,27	0,47	0,62	0,71	0,76
Приложение 5
Механические расчеты воздушных линий
1.	Установление исходного расчетного режима
Критический пролет. Максимальное натяжение подвешенный про-
вод в процессе эксплуатации может получить в режиме минимальной
температуры (?т,п) или в режиме наибольшей добавочной нагрузки (<?тах)
при гололеде и ветре или при максимальном ветре. Возникает вопрос,
какой из этих режимов следует принимать в качестве исходного при
расчете проводов и тросов.
Расчеты показывают, что соотношение натяжений проводов при раз-
личных температурах и дополнительных нагрузках в основном зависит от
длины пролета. Рассмотрим зависимость натяжения провода от темпера-
туры и нагрузки при малых и больших пролетах. Предположим, что длина
пролета стремится к нулю. Примем условно ее предельное значение I — О,
тогда уравнение состояния провода примет вид Нх — Щ — ct.ES (tx — /j),
откуда видно, что при малых пролетах изменения натяжения провода оп-
ределяются в основном изменениями температуры, а наибольшее натяже-
ние будет иметь место в режиме минимальной температуры.
Если обе части уравнения разделить на /2, то
<?ч2	?2 нх~нх а^"9
Ч	1	Л	1 ।	Л Л
24//2 24 Н,2	ESI2 I2
ч	1
При больших пролетах величины этого уравнения, имеющие /2 в зна-
менателе, будут иметь небольшое значение, а при /= <» обратятся в нули.
2	2
q <7,
В этом случае —Решив это уравнение относительно IE и
247/2 24Н2
ч 1
q
проведя упрощения, имеем Н =—Н , откуда следует, что при боль-
х 1
ших пролетах изменение натяжения провода зависит в основном от из-
менения нагрузки, и наибольшее натяжение будет в режиме наиболь-
шей добавочной нагрузки.
Очевидно, что между малыми пролетами, в которых наибольшее
натяжение провода возникает при минимальной температуре, и боль-
шими пролетами, в которых наибольшее натяжение возникает при
271
Рис. П5.1. Изменения натяжений
провода и в зависимости
от чины Полета
наибольшей добавочной нагрузке
(гололед, ветер), должен нахо-
диться разграничивающий пролет
(рис. П5.1), в котором натяжение
провода достигает максимального
допустимого значения как при ми-
нимальной температуре, так и при
наибольшей нагрузке. Такой про-
лет называют критическим /кр. Его
можно найти из уравнения, если
отнести в нем величины с индек-
сом х к режиму наибольшей доба-
вочной нагрузки, а величины с ин-
дексом 1 — к режиму минимальной
температуры. Примем:
qx = ^тах — суммарная максимальная нагрузка на провод при голо-
леде и ветре или при максимальном ветре;
(х = ;тах — температура, при которой ведется расчет провода на до-
полнительные нагрузки;
qx = q — нагрузка от веса провода;
fl = ?min — минимальная расчетная температура;
Нх= Нх = Ятах — максимальное допустимое натяжение провода.
Тогда при / = Ln получим:
кр
q2 I2
^тах кр
24Я2
max
?2/2
—-^-=а('	 )•
24//2	' q max min
max
Решая это уравнение относительно 1кр, найдем
24а(/ -t . )
I — I 9 max min7
кр- maxJ 2	2
Y ^max
Как видно из полученной формулы, значение критического про-
лета зависит от климатических условий (tq max, Ymin, <7max), а также от
физических свойств и максимального допустимого натяжения прово-
да (a, g, Нтах).
272
Определив критический пролет, сравнивают его с расчетным. Если
расчетный пролет меньше критического, то исходным расчетным ре-
жимом будет режим минимальной температуры, если больше критичес-
кого — исходным расчетным режимом будет режим наибольшей доба-
вочной нагрузки.
Критическая температура. В некоторых случаях необходимо знать,
в каком режиме стрела провеса будет иметь наибольшее значение: при
гололеде или максимальной температуре. При определенной темпе-
ратуре стрела провеса провода, находящегося под воздействием веса,
достигнет такого же значения, как при наличии гололеда на проводе.
Такую температуру называют критической и обозначают ?кр. Зная эту
температуру и сопоставляя ее с наивысшей (расчетной) для данного
района, можно решить, при каком режиме стрела провеса получит мак-
симальное значение:
t
кр
+—— 1-— ,
= t
г
где tT — температура образования гололеда на проводе; Нт — натяжение провода
при гололеде; g — нагрузка от веса провода; gr — нагрузка на провод от гололеда.
В формулу не входит длина пролета. Следовательно, для рассматри-
ваемого провода с заданными параметрами критическая температура
будет одинаковой для пролетов различной длины, в которых Нг имеет
одно и то же значение.
Нетрудно доказать, что если наивысшая температура в данном рай-
оне выше критической, то максимальная стрела провеса будет при наи-
высшей (максимальной) температуре; если наивысшая температура в
данном районе ниже критической, то максимальная стрела провеса бу-
дет при гололеде (без ветра). В последнем случае для определения вы-
соты провода над землей или над сооружениями можно ограничиться
вычислением стрел провеса при гололеде.
2.	Расчет проводов в анкерном участке
Анкерные участки состоят из нескольких пролетов различной дли-
ны. Если бы в точках подвеса провод имел жесткое закрепление, то на-
тяжение и стрелы провеса провода в каждом из этих пролетов при из-
менении атмосферных условий изменялись по своему закону в зависи-
мости от длины пролета. В действительности же промежуточные
18-773
273
крепления провода выполняют так, что при появлении небольшой раз-
ности натяжений провода в смежных пролетах происходит смещение
точек крепления вдоль анкерного участка (за счет наклона подвесной
гирлянды изоляторов, поворота кронштейнов и т.п.) и выравнивание
натяжения провода по всему анкерному участку. Изменение натяжения
в общем случае отличается от изменения натяжения в каждом отдель-
ном пролете при неподвижных точках подвеса. Для каждого анкерного
участка с любым сочетанием пролетов можно подобрать такой пролет,
при котором изменение натяжения провода в нем будет происходить
таким же образом, как в рассматриваемом анкерном участке.
Эквивалентным пролетом называют такой пролет, в котором при
изменении температуры и дополнительной нагрузки натяжение прово-
да будет изменяться по тому же закону, как и в анкерном участке при
действительно имеющихся пролетах.
Рассмотрим анкерный участок, состоящий из пролетов различной
длины /р /2,1у-1„, (рис. П5.2). Удлинение провода в пролете при изме-
нении температуры и нагрузки от t\ и qx до значений tx и qx может быть
найдено из выражения:
24/7 2	24 Н 2 247/2 24772
ч	1	\ ч	17
Суммируя удлинение Д7, во всех пролетах анкерного участка и при-
нимая во внимание, что значения величин q и //будут одинаковыми
для каждого пролета при каждом режиме, получим:
Рис. П5.2. Схема анкерного участка воздушной линии:
1 — воздушная линия; 2 — промежуточные опоры; 3 — анкерная опора; 4 —
оттяжка анкерной опоры; L — длина анкерного участка воздушной линии; /],
/2 — длина пролетов; 1п — остальная длина пролетов в анкерном участке
274
2AL=
24H2
\ ч
24^1J '
Разделив это выражение на SI, найдем относительное удлинение про-
вода в данном анкерном участке:
247/2 24J/2 Ц ’
\ ч I У '
Приравняв это относительное удлинение сумме упругого и темпера-
турного относительных удлинений, получим:
—--------- —£-=——-+а(7 —Л)
24//2 24//2 S/ ES
\ ч 1 У '
Так как в эквивалентном пролете, согласно его определению, значе-
ния натяжений провода будут такими же, как и в рассматриваемом ан-
керном участке, то для эквивалентного пролета может быть составлено
следующее уравнение:
q2l2 q2l2 Н -Н.
—ч- э . _ 21 э. _____L+a(/ _t\
24Н2 24Н2 ES
ч 1
Приравнивая левые части этих выражений, найдем:
24//2
\ ч
24//2 Ц 24Н2
1 /	' X ч
?12
24Н2
I2
э
откуда имеем:
S/. э
275
Е/з //.3+/3+/?+...+/3
[ _ I 11 2 3_____________п_
3 Цы. \к+/,+/,+...+/
V I V 1 2 3	п
В общем виде формула для определения эквивалентного пролета
следующая:
I п
у/=1
где — длина пролета с номером; п — число пролетов в анкерном участке; /ау =
= Х/; — длина анкерного участка.
Расчеты провода рассматриваемого анкерного участка ведут по эк-
вивалентному пролету, зная, что натяжения проводов в различных его
пролетах равны натяжению, полученному для эквивалентного пролета.
При выборе исходного режима критический пролет сравнивают с эк-
вивалентным.
Что касается стрел провеса провода, то они будут в разных пролетах
различны. Их можно определить для каждого пролета в отдельности или
с помощью зависимости
/2
э
где fj — стрела провеса провода в /-м пролете анкерного участка; f3 — стрела
провеса провода в эквивалентном пролете при определенной температуре; /,• —
длина /-го пролета, для которого определяется стрела провеса провода.
3.	Порядок расчета проводов
Конечной целью расчета проводов воздушной линии является оп-
ределение их натяжений и стрел провеса при различных температурах
для построения монтажных кривых и составления монтажных таблиц.
При расчете определяют натяжения проводов при режиме гололеда с
ветром и режиме максимального ветра, которые необходимо знать для
выбора нагрузок на опоры при этих режимах. Кроме того, иногда вы-
являют максимальную стрелу провеса проводов при гололеде (без вет-
ра) или отклонение провода от вертикальной плоскости в какой-либо
точке пролета при максимальном ветре. Натяжения провода опреде-
276
ляют исходя из условия, что при исходном расчетном (наиболее тяже-
лом для провода) режиме натяжение провода будет равно его макси-
мальному натяжению.
Поскольку провода воздушных линий рассчитывают по методу до-
пускаемых напряжений, максимальное допустимое натяжение провода
Z/max находят делением разрушающей нагрузки при растяжении Нраз на
номинальный коэффициент запаса прочности к3, т.е.
^Апах — ^раз/^з — аствр^/^з’
где а — коэффициент, учитывающий разброс механических характеристик и
условия скрутки проволоки, принимаемый 0,95 при числе проволок в проводе
не более 37 и 0,90 — при числе проволок более 37; авр — временное сопротив-
ление разрыву материала проволоки; 5 — расчетная площадь поперечного се-
чения провода.
Разрушающие нагрузки проводов при растяжении приведены в табл.
3.1—3.6. Номинальный коэффициент запаса прочности к3 устанавли-
вают в зависимости от материала и конструкции провода, а также тре-
бований надежности линий.
Коэффициент запаса прочности новых проводов должен быть не
менее: для стальных тросов блочных компенсаторов — 4; для продоль-
ных тросов, сталеалюминиевых проводов и одножильных проволок —
2,5, для других многопроволочных проводов — 2.
На участках линий с повышенными требованиями к надежности (на-
пример, в населенной местности, на мостах, при пересечении железно-
дорожных путей и т.д.), а также для уменьшения веса опорных устройств
провода и тросы подвешивают с ослабленным натяжением, принимая
коэффициент запаса прочности равным трем. Максимальное натяже-
ние проводов и тросов не должно превышать наибольшие натяжения,
на которые рассчитаны изоляторы и арматура воздушной линии.
Приложение 6
Электрические и механические формулы
1. Электрическое сопротивление
Активное сопротивление:
Г = Р^’ 'l=r20[/+a(t1-20)],
где г — активное сопротивление проводника, Ом; р — удельное сопротивление
проводника, Оммм2 * /м; / — длина проводника, м; — активное сопротивле-
ние проводника при температуре, Ом; г20 — активное сопротивление провод-
ника при температуре 20 °C, Ом; a — температурный коэффициент изменения
сопротивления, 1 / °C; Л — температура проводника, °C; 5— поперечное сече-
ние проводника, мм4.
Реактивные сопротивления переменному току.
Реактивное сопротивление емкости, Ом:
X -J—
с (ОС 2л/С
Реактивное сопротивление индуктивности, Ом:
XL = (oL = 2nfL,
где w = 2л/— угловая частота, рад/с; / — частота переменного тока, Гц; L —
индуктивность, Гн; С — электрическая емкость, Ф.
Полное сопротивление переменному току, Ом:
2. Закон Ома
Определение. В электрической цепи с последовательным соединением
элементов ток на всех участках имеет одинаковую величину. Соотноше-
ние между током и напряжением определяется законом Ома.
Для постоянного тока:
I—U/r.
Для переменного тока:
I = U/Z,
278
где I — ток, A; U — напряжение, В; г — активное сопротивление; Z— полное
сопротивление переменному току.
3.	Первый закон Кирхгофа
Определение. Сумма всех токов, приходящих к узлу, равняется сумме
всех токов, отходящих от узла.
57=0.
4.	Мощность
Постоянного тока'.
Однофазного переменного тока:
P = UI • cos,f;
Q = UI • sin /;
S = UI = \]p2+ Q2.
Трехфазного тока:
P - 3UI - cos/;
e = 3Wsin/;
S = 3UI = <Jp2 + Q2,
где U — напряжение фазное, В; I— сила тока, А; Р— активная мощность, Вт;
<р — угол сдвига фаз между током и напряжением; Q — реактивная мощность,
вар.; S — кажущаяся мощность, В-А.
5.	Механические формулы
5.1.	Горизонтальные нагрузки от давления ветра на провод:
Р = Р'1;
пр к ’
И2 1
р = С
х 16
279
где Рпр — нагрузка от действия ветра, кгс; / — длина пролета, м; р = 0,4—
0,6 кгс/м — для проводов ВЛ; Сх = 1,2 для проводов ВЛ; d — диаметр прово-
да, мм; V— скорость ветра, м/с
5.2.	Горизонтальные нагрузки от действия ветра на железобетонную
опору
V1
Р = С —5 ,
on X 1g on
где Роп — нагрузка от действия ветра, кгс; Сх — аэродинамический коэффици-
ент, Сх = 0,7 для конических опор; V — скорость ветра, м/с; 50П = 3,46 м2 —
площадь диаметрального сечения опоры.
Приложение 7
Аварийный и страховой запас материально-технических
ресурсов
Выписка из распоряжения ОАО «РЖД»
от 29 июня 2007 г. № 1208р
«О нормах и порядке применения
аварийно-восстановительного запаса
материально-технических ресурсов по хозяйству
электрификации и электроснабжения»
Высоковольтные линии электроснабжения устройств
сигнализации, централизации и блокировки (СЦБ)
и связи (табл. П7.1)
Измеритель: на 100 км линии
Таблица П7.1
№ п/п	Код СКМТР	Наименование материалов (МТР)	Единица измере- ния	Нормы запаса
1	2	3	4	5
1	3185330113 5314110201	Опоры (столбы) деревянные пропитанные или железобетон- ные: опора автоблокировки железо- бетонная СВ-105-3,6 опора деревянная линии элек- тропередачи	ШТ.	2 2
2	5894110210	Приставка железобетонная для деревянных опор воздушных линий электропередач и связи ПТ 1,7—4,25	шт.	2
3	3511000017 3511004304	Провод АС-35, АС-50 *: голый неизолированный ста- леалюминиевый АС-35 неизолированный АС-50	кг	75 125
* В 111—V гололедных районах должен применяться провод АС-50.
281
Продолжение табл. П7.1
1	2	3	4	5
4	3537003101	Кабель силовой АВВГ 3x95+1x70	м	100
5	934000006	Сталь круглая горячекатаная СТЗСП 6 (при наличии ВЛ на деревянных опорах)	кг	30
6	3493530102 3493530125 3185330217 3185330204	Изоляторы: линейный высоковольтный штыревой ШФ-10 ШФ-20 подвесной ПС70Е подвесной ПСД 70-Е и других типов	комп- лект **	1
7	3411140401	Трансформатор ОМ-1,25/10 и других типов	шт. каждого типа	2
8	3414520409	Трансформатор 3HOM-35/65 (применяется на линиях ДПР)	шт.	2
9	3414210121	Разъединитель РЛНД-1-1ОБ/63ОН (с ручным приводом)	шт.	1
10	3185310002 3414320002 3185310108 3185310081	Разрядники 6, 10 кВ или ограни- чители перенапряжения: ОПН-6/7,2-Ю(1)УХЛ1 РВО-6 У1 ОПН-10/12/10/400 УХЛ1 РВО-Ю У1	шт.	3 3 3 3
И	3599000356	Муфта концевая термоусажи- ваемая ЗКНТП 10-35-50	шт.	2
12	3599000376	Муфта кабельная соединитель- ная термоусаживасмая с болтовыми соединителями 1СТП 4х(35-50)	шт.	2
13	255420004	Кабельная масса	кг	10
14	3185336351	Штыри (макушечные)	шт.	10
** Комплект включает количество высоковольтных изоляторов на 1 км трех-
проволной воздушной линии.
282
Окончание табл. П7.1
1	2	3	4	5
15	0253510016	Масло трансформаторное*** АНГРОЛ ГК	т	0,2
16	0251310004 0251120010	Топливо для ДГА (при наличии ДГА): дизельное топливо летнее (Л-0.2.62) или бензин автомо- бильный А-80		двухсуточ- ный запас
*** Масло трансформаторное учитывается для неэлсктрифицированных уча-
стков. Для электрифицированных участков трансформаторное масло учтено в таб-
лице тяговых подстанций.
Специальный самоходный подвижной состав (ССПС)
и автомобильный транспорт (табл. П7.2)
Измеритель: на одну автомотрису (автолетучку)
Таблица П7.2
№ п/п	КОД СКМТР	Наименование поддержи- вающих конструкций, мате- риалов (МТР)	Единица измерения	Нормы запаса
1	0251120010	Бензин автомобильный А-80	т	0,5
2	0251310000 0251310008	Дизельное топливо* *: дизельное топливо летнее Л-0,2-62 или дизельное топливо зимнее 3-0,5	т	0,5 0,5
3	3481100260	Аккумулятор 6СТ-182	шт.	2
* В зимнее время для специального самоходного подвижного состава (ССПС) и
транспортных средств должен быть пятисуточный запас топлива (основание: пункт
5.2 Инструкции по обеспечению надежности работы устройств электроснабжения
железных дорог в зимнее время ЦЭ-713, утвержденной МПС России 8 декабря
1999 г.)
283
Страховой запас материально-технических ресурсов
по хозяйству электрификации и электроснабжения
Выписка из распоряжения ОАО «РЖД»
от 23 августа 2007 г. № 1576р
«О нормах и порядке применения страхового запаса
материально-технических ресурсов по хозяйству
электрификации и электроснабжения»
Высоковольтные линии электроснабжения устройств сигнализа-
ции, централизации и блокировки (СЦБ) и связи (табл. П7.3)
Измеритель: на 100 км линии
Таблица П7.3
№ п/п	Код СКМТР	Наименование материалов (МТР)	Единица измерения	Нормы запаса
1	2	3	4	5
1	3185330113 5314110201	Опоры (столбы) деревянные пропи- танные или железобетонные: опора автоблокировки железобе- тонная СВ-105-3,6 опора деревянная линии электро- передач	шт. шт.	1 1
2	5894110210	Приставка железобетонная для де- ревянных опор воздушных линий электропередачи и связи ПТ 1,7-4,25	шт.	2
3	3185331120	Траверса для двойного крепления проводов КС-110	шт.	8
4	3511000017 3511004304	Провода АС-35, АС-50 *: неизолированные сталеалюминиевые АС-35, неизолированные АС-50	кг	50
5	3537003101	Кабель силовой АВВГ 3x95+1x70	м	50
6	3551000310 3551000298	Провода установочные: с медными жилами с поливинил- хлоридной изоляцией плоские с разделительным основанием ППВ 2x2,5 или с медной жилой с поливинилхло- ридной изоляцией повышенной гибкости ПВЗ-1,5	м	80
* В 111—V гололедных районах должен применяться провод АС-50.
284
Окончание табл. ГТ7.3
1	2	3	4	5
7	0934000006	Сталь круглая горячекатаная СТЗСП 6	КГ	10
8	3493530102 3493530125 3185330217 3185330204	Изоляторы: линейный высоковольтный штыревой ШФ-10 ШФ-20 подвесной ПС70-Е подвесной ПСД 70-Е и других типов	комп- лект **	0,5
9	3411140401	Трансформатор ОМ-1,25/10/0,23 кВ и других типов	шт.	2
10	3414520409	Трансформатор напряжения измери- тельный 3HOM-35-65 (применяемый на линиях ДПР)	шт.	2
11	3414210121	Разъединитель РЛНД-1-10Б/630Н (с ручным приводом)	шт.	1
12	3424100169	Предохранитель высоковольтный ПКТ-102-6-50-31.5 УЗ	шт.	4
13	3424100736 3424100784	Предохранитель высоковольтный ПКН-10 0,5А или ПКН-10 2А	шт. каждого типа	10
14	3599000356	Муфта концевая термоусаживаемая ЗКНТП 10-35-50	шт.	1
15	3599000376	Муфта кабельная соединительная термоусаживаемая с болтовыми со- единителями 1СТП 4 х (35-50)	шт.	1
16	0255420004	Кабельная масса	кг	5
17	3185336351	Штыри макушечные	шт.	3
18	1211190040	Проволока стальная общего назначе- ния термообработанная О-С 6 (вязаль- ная проволока)	кг	10
** Комплект включает количество высоковольтных изоляторов на 1 км трех-
проводной воздушной линии.
Распределительные электрические сети и трансформаторные
подстанции нетяговых потребителей (табл. П7.4)
Измеритель: на 100 км линий до 1 кВ / выше 1 кВ
Таблица П7.4
№ п/п	КОД СКМТР	Наименование поддер- живающих конструк- ций, материалов (МТР)	Единица измерения	Норма запаса
1	2	3	4	5
1	3185330113 5863110108 5314110201	Опоры (столбы) дере- вянные пропитанные или железобетонные: опора автоблокировки железобетонная СВ-105-3,6 или опора осветительная железобетонная СВ-110 опора деревянная ли- нии электропередачи	ШТ.	2/2
2	5894110210 5894110012	Приставка железобе- тонная для деревянных опор воздушных линий электропередачи и связи ПТ1,7-4,25 Приставка железобе- тонная для деревянных опор воздушных линий электропередачи и связи ПТ2,2-3,25	шт.	2/2
3	3185330330 3185331120 3185336347	Хомуты, траверсы и кронштейны комплект- но на одну опору: хомут крепления крон- штейнов КС-131 траверса для двойного крепления проводов КС-НО кронштейн высоко- вольтной линии про- дольного электро- снабжения КВЛЦ-50	шт.	2/2 2/2 2/2
286
Продолжение табл. П7.4
1	2	3	4	5
4	3185339011 3185330247 3185331989 2291190006 3499400002	Арматура креплений воздушной трехпровод- ной линии: оголовок жесткой по- перечины ОГ-1 штырь для изолятора ШВ22-2 колпачок комплек- тующий к траверсам К-5 колпачок полиэтиле- новый для изолятора КП-16М крюк к изолятору КВ-18	шт.	На 0,5 км ВЛ 10/10 30/30 30/30 30/30 30/30
5	0933000082	Катанка БСТЗКП 6	кг	10/10
6	1211190040	Проволока стальная общего назначения тер- мообработанная О-С 6	кг	5/5
7	3185336351	Штыри Ш-22Д или ШВ-22	шт.	5/5
8	3499400002	Крючья КН-18	шт.	8/12
9	3185330101 3185330135	Зажим плашечный ПАМ 2-1 или зажим плашечный за- земляющего провода КС-066-2	шт.	4/6
10	3511000017 3511000021	Провод голый неизоли- рованный сталеалюми- ниевый АС-35 или провод голый неизо- лированный стале- алюминиевый АС-70	кг	150/150
11	3551000937	Провод с алюминиевой жилой с поливинилхло- ридной изоляцией АПВ 25 (провод устано- вочный)	м	80/80
287
Продолжение табл. П7.4
1	2	3	4	5
12	3493430005 3493390103 3493540122 3493540101	Изоляторы всех приме- няемых типов: изолятор опорный ИО-10-500 УХЛ1 изолятор керамиче- ский армированный проходной ИП-10/400- 7,5 УХЛ2 изолятор ШС-20Г изолятор низковольт- ный ТФ-20	ШТ.	10/15
13	3414210120 3414210121	Разъединители: РНЛД-10Б/400Н или РЛНД-10/630Н	шт.	—/1
14	3599000356	Муфта концевая термо- усаживаемая ЗКНТП10- 35-50	шт.	—72
15	3599011476 3599011175 3599013203 3599029890	Муфты: кабельная свинцовая со- единительная СС-110- КЗП-75 кабельная свинцовая со- единительная СС-100- КЗЧ-75 кабельная свинцовая со- единительная СС-90- КЗЧ-65 кабельная свинцовая со- единительная СС-100- КЗП-75	шт.	2/2
16	3599011476 3599011175 3599013203 3599029890	Муфты: кабельная свинцовая соединительная СС-110-КЗП-75 кабельная свинцовая соединительная СС-100-КЗЧ-75 кабельная свинцовая соединительная СС-90-КЗЧ-65 кабельная свинцовая соединительная СС-100-КЗП-75	шт.	2/2
288
Продолжение табл. П7.4
1	2	3	4	5
17	0255410006	Состав для заливки ка- бельных муфт МБ-70 (кабельная масса)	КГ	—/10
18	3536004177 3536000025	Кабели силовые: ААБЛ 3 х 70 10 кВ ААБЛ 4 х 70 1 кВ	м	50/50
19	3414410059 3414420046 3414420055	Трансформаторы тока 10, 35 кВ для каждого напряжения: ТЛМ-10-43-0,5/10 или ТПЛ-Ю-М или ТФЗМ-35Б	шт.	—/1 —/1 —/1
20	3414510101 3414510303 3414520409	Трансформаторы напря- жения 6, 10, 35 кВ для каждого напряжения: НТМИ-6 или НТМИ-10 или измерительный 3HOM-35/65	шт.	—/1 —/1 —/1
21	3411120107 3411220104 3411220106 3411220108	Силовые трансформато- ры 10 кВ мощностью 100 кВ-А и выше: масляный ТМ-100/10 или масляный ТМ- 250/10/0,4 или масляный ТМ-400/10 или масляный ТМ-63О/1О	шт.	—/1
22	3187880579 3421300042 3421300070	Выключатели автомати- ческие: 98.823.004.432.2 8РЕМ0400Аили АЕ2046 100А или АЕ2066 100А	комплект	2/— 2/— 2/—
23	3422100065 3424500005 3421500806 3421500015	Рубильник 100— 600 А: ВР32-31А30220 100А ВР32-35А-30220 250А или ВР32-37А-30221 —0 УХЛЗ 400А ВР32-39А-30220 630А	шт.	2/— 2/—
289
Окончание табл. П7.4
1	2	3	4	5
24	3414320002 3185310471 3185310081 3185310207	Разрядники вентильные 6—10 кВ или ограничи- тели перенапряжения: РВО-6 У1 или ОПН-6У1 РВО-ЮУ1или . ОПН-10/12-10 (1) УХЛ1	ШТ.	—/3
25	3414910183	Высоковольтные предо- хранители	шт.	—/6
26	0253510010	Масло трансформатор- ное ТКП	кг	—/200
27	3461400106	Светильник ЖКУ-250	шт.	5/—
Специальный самоходный подвижной состав (ССПС)
и автомобильный транспорт (табл. П7.5)
Измеритель: на одну автомотрису (на одну автолетучку)
аварийно-восстановительных средств
Таблица П7.5
№ п/п	КОД СКМТР	Наименование под- держивающих кон- струкций, материа- лов (МТР)	Единица измерения	Норма запаса
1	251120010	Бензин автомобиль- ный А-80	т	0,5
2	0251310000 0251310008	Дизельное топливо*: топливо дизельное летнее Л-0,2-62 или топливо дизельное зимнее	т	0,5
* В зимнее время для специального самоходного подвижного состава (ССПС)
и транспортных средств должен быть пятисуточный запас топлива (основание:
пункт 5.2 Инструкции по обеспечению надежности работы устройств электроснаб-
жения железных дорог в зимнее время ЦЭ-713, утвержденной МПС России
8 декабря 1999 г.).
290
Приложение 8
Плакаты и знаки безопасности
(рис. П8.1)	Таблица Л8.1
Размеры, мм					
Н	L	1	В	М	К
25	13	5	4	6	1
40	20	8	6,4	10	1,6
64	33	13	10	16	2,5
100	51	20	16	25	4
160	82	32	26	40	6
250	127	50	42	63	11
а
б
L СТОЙ
V НАПРЯЖЕНИЕ
. ИСПЫТАНИЕ
Ч ОПАСНО
* ДЛЯ ЖИЗНИ
4 НЕ ВЛЕЗАЙ
7 УБЬЕТ
в
Внимание!
Опасное
место!
ОСТОРОЖНО!
НЕГАБАРИТНОЕ
МЕСТО
Внимание!
Опасное
место!
ЗАЗЕМЛЕНО
Рис. П.8.1. Обозначение опасных мест в устройствах электроснабжения:
а — опасные места; б — плакаты; в — знак-указатель (красного цвета) и его
размеры в табл. П8.1
291
Приложение 9
Условные сокращения
АВЗ — аварийно-восстановительный запас
АВР — автоматическое включение резерва
АВМ — автоматический выключатель
АПВ — автоматическое повторное включение
АЭС — атомная электрическая станция
ВЛ — воздушная линия электропередачи
ВЛ СЦБ — высоковольтная линия электроснабжения устройств сиг-
нализации, централизации и блокировки
ВЛ ПЭ — высоковольтная линия продольного электроснабжения
железнодорожных потребителей и резервного электроснабжения уст-
ройств СЦБ и связи
ГЭС — гидроэлектростанция
ДГА — дизель-генераторный агрегат автоматизированный
ДПР — два провода-рельс или дополнительный провод-рельс, ос-
новное питание нетяговых потребителей и резервное питание устройств
СЦБ на участках переменного тока
ДИСК — система автоматического контроля подвижного состава на
ходу поезда
ЖР — переносная электростанция
КЛ — кабельная линия
КТСМ — комплекс технических средств по модернизации системы
автоматического контроля подвижного состава на ходу поезда
КРУН — камера распределительного устройства наружной установки
КТП — комплектная трансформаторная подстанция
ПОНАБ — пункт обнаружения нагрева букс
ОАО «РЖД» — Открытое акционерное общество «Российские же-
лезные дороги»
ОПН — ограничитель перенапряжений нелинейный
ПКН — предохранитель наружной установки с кварцевым заполни-
телем
ПП — пункт питания
ПУЭ — Правила устройства электроустановок
ПУТЭКС — Правила устройства и технической эксплуатации кон-
тактной сети электрифицированных железных дорог
292
РУ — распределительное устройство
СЦБ — сигнализация, централизация и блокировка
ТП — трансформаторная подстанция
ТЭЦ — тепловая электрическая станция
УКСПС — устройство контроля схода подвижного состава
ЦЭ—Департамент электрификации и электроснабжения ОАО «РЖД»
ШЧ — дистанция сигнализации, централизации и блокировки
Ш — служба автоматики и телемеханики
Э — служба электрификации и электроснабжения
ЭЦ — пост диспетчерской централизации
ЭЧЭ — тяговая подстанция
ЭЧС — район электроснабжения
ЭЧК — район контактной сети
ЭЧ — дистанция электроснабжения
ЭП — электроприемник
Рекомендуемая литература
1.	Инструкция по сигнализации на железных дорогах Российской
Федерации. ЦРБ-757 от 26.05.2000 г.
2.	Инструкция по движению поездов и маневровой работе на желез-
ных дорогах Российской Федерации. ЦД-790 от 16.10.2000 г.
3.	Инструкция по безопасности при эксплуатации электроустано-
вок тяговых подстанций и районов электроснабжения железных дорог
ОАО «РЖД» № 4054 от 17.03.2008 г.
4.	Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту устройств
электроснабжения сигнализации, централизации, блокировки и связи
на федеральном железнодорожном транспорте ЦЭ-881 от 01.12.2002 г.
5.	Инструкция о порядке восстановления поврежденных устройств
электроснабжения на железных дорогах ЦЭ-871 от 27.12.2001 г. — М.:
Трансиздат, 2002. — 73 с.
6.	Инструкция по обеспечению надежности работы устройств электро-
снабжения железных дорог в зимних условиях ЦЭ-713 от 08.12.1999 г. —
М.: Трансиздат, 1999. — 48 с.
7.	Инструкция энергодиспетчеру дистанции электроснабжения же-
лезных дорог ЦЭ-684 от 24.09.1999 г. — М.: Трансиздат, 1999. — 32 с.
8.	Инструкция дежурному района электроснабжения железных до-
рог ЦЭ-549 от 21.04.1998 г. — М.: Трансиздат, 1998. — 17 с.
9.	Инструкция по категорийности электроприемников нетяговых
потребителей железнодорожного транспорта ЦЭ-4846 от 11.03.1991 г. —
М.: Транспорт, 1992. — 9 с.
10.	Инструкция по защите железнодорожных подземных сооруже-
ний от коррозии блуждающими токами ЦЭ-518 от 09.10.1997. — М.:
Трансиздат, 1999. — 124 с.
11.	Инструкция по заземлению устройств электроснабжения на
электрифицированных железных дорогах ЦЭ-191 от 10.06.1993 г. — М.:
1993. - 66 с.
12.	Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности)
при эксплуатации электроустановок. — М.: НЦЭНАС, 2001.
294
13.	Правила технической эксплуатации железных дорог Российской
Федерации. ЦРБ-756 от 26.05.2000 г.
14.	Правила устройства электроустановок ПУЭ, 7-е изд. — М.: Изда-
тельство НЦ ЭНАС, 2003.
15.	Правила безопасности при эксплуатации контактной сети и уст-
ройств электроснабжения автоблокировки железных дорог ЦЭ-750. —
М.: Трансиздат, 2000.
16.	Правила устройства и технической эксплуатации контактной сети
электрифицированных железных дорог ЦЭ-868 от 11.12.2001 г. — М.:
Трансиздат, 2002. — 184 с.
17.	Положение об обеспечении безопасной эксплуатации техничес-
ких сооружений и устройств железных дорог при строительстве, рекон-
струкции и (или) ремонте объектов инфраструктуры ОАО «РЖД», утв.
ОАО «РЖД» 16.02.2006 г. № 1258.
18.	Силовое оборудование тяговых подстанций железных дорог.:
Сборник справочных материалов. — М.: Трансиздат, 2004. — 307 с.
19.	Технологические карты на работы по содержанию и ремонту уст-
ройств контактной сети электрифицированных железных дорог. Кн. III.
Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт линейных
устройств нетягового электроснабжения на опорах контактной сети и
самостоятельных опорах на обходах ЦЭ-197-5/1-3 от 16.02.2000 г. — М.:
Трансиздат, 2000. — 256 с.
20.	Типовые нормы времени на техническое обслуживание и теку-
щий ремонт устройств электроснабжения СЦБ и других нетяговых по-
требителей, утв. МПС России 18.04.1997 г. — М.: Трансиздат, 1997. —
206 с.
21.	Указания по техническому обслуживанию и ремонту опорных
конструкций контактной сети № К-146-2002 от 25.10.2002 г. — М.:
Трансиздат, 2003. — 88 с.
22.	Электрифицированные железные дороги России. 1928—2004. —
М.: ИНТЕКСТ, 2004. - 336 с.
23.	Бори Ю.В., Чекулаев В.Е. Контактная сеть: Иллюстрированное
пособие. — М.: Транспорт, 2001. — 247 с.
24.	Герман Л.А., Векслер М.Н., Шелом И.А. Устройства и линии элек-
троснабжения автоблокировки. — М.: Транспорт, 1987. — 192 с.
25.	Ерохин Е.А. Монтаж и капитальный ремонт контактной сети и
воздушных линий. — М.: ГОУ «Учебно-методический центр по образо-
ванию на железнодорожном транспорте», 2007. — 220 с.
295
26.	Ерохин Е.А. Устройство, эксплуатация и техническое обслужива-
ние контактной сети и воздушных линий. — М.: ГОУ «Учебно-мето-
дический центр по образованию на железнодорожном транспорте»,
2007. - 406 с.
27.	Мамошин Р.Р., Зимакова А.Н. Электроснабжение железных дорог. —
М.: Транспорт, 1980.
28.	Михеев В.П. Контактные сети и линии электропередачи: Учеб-
ник для вузов железнодорожного транспорта. — М.: Маршрут, 2003. —
416 с.
29.	Могидин Ф.А. Сооружение воздушных линий электропередачи. —
М.: Высшая школа, 1978. — 319 с.
30.	Подольский В.И. Железобетонные опоры контактной сети. Кон-
струкция, эксплуатация, диагностика. — М.: ИНТЕКСТ, 2007. — 152 с.
31.	Почаевец В. С. Электрооборудование и аппаратура электрических
подстанций. — М.: Трансиздат, 2002. — 56 с.
32.	Ройзен О.Г. Техника высоких напряжений: Учебное иллюстриро-
ванное пособие. — М.: Маршрут, 2005. — 39 с.
33.	Чайкина Л.П. Техника высоких напряжений: Учебник для техни-
кумов и колледжей ж.-д. транспорта. — М.: Маршрут, 2005. — 229 с.
34.	Чекулаев В.Е., Зайцев А.И. Восстановление контактной сети и
воздушных линий. — М.: Транспорт, 1992. — 129 с.
35.	Чекулаев В.Е., Зайцев А.И. Повышение надежности контактной
сети и воздушных линий. — М.: Транспорт, 1992. — 112 с.
36.	Чекулаев В.Е., Зимакова А.Н. Техническое обслуживание и ремонт
устройств электроснабжения нетяговых потребителей на железных до-
рогах. — М.: Маршрут, 2006. — 69 с.
37.	Чекулаев В.Е., Каркошка Л.З. Машины и механизмы в хозяйстве
электроснабжения на железнодорожном транспорте. — М.: Маршрут,
2004. - 71 с.
Оглавление
Введение.....................................................3
Diaea 1. Электроснабжение потребителей электрической энергии.4
1.1.	Общие требования........................................4
1.2.	Категории электроприемников.............................7
1.3.	Электроснабжение устройств СЦБ........................10
1.4.	Схемы электроснабжения устройств СЦБ и нетяговых
потребителей на неэлектрифицированных участках железных
дорог.......................................................10
1.5.	Схемы электроснабжения устройств СЦБ и нетяговых
потребителей на электрифицированных линиях..................15
1.6.	Транспозиция проводов..................................24
Diaea 2. Техническое обслуживание опорных и поддерживающих
конструкций.................................................25
2.1.	Организация технического	обслуживания и ремонта........25
2.1.1.	Общие положения..................................25
2.2.	Техническое обслуживание и ремонт опор,
прожекторных мачт и приставок...............................31
2.2.1.	Классификация опор воздушных линий...............31
2.2.2.	Железобетонные опоры.............................32
2.2.3.	Деревянные опоры.................................34
2.2.4.	Металлические опоры............................. 37
2.2.5.	Проверка и ремонт опор воздушных линий...........37
2.2.6.	Проверка степени загнивания деревянной опоры.....38
2.2.7.	Проверка и ремонт железобетонных прожекторных
мачт	41
2.2.8.	Проверка и ремонт металлических прожекторных
мачт	42
2.2.9.	Квалификация дефектов железобетонных
и металлических мачт...................................42
2.2.10.	Приборы при диагностике мачт, опор и их
фундаментов............................................43
297
2.3.	Техническое обслуживание поддерживающих
конструкций воздушных линий................................46
2.3.1.	Поддерживающие конструкции......................46
2.3.2.	Проверка и регулировка кронштейнов и траверс.......53
2.4.	Сведения о грунтах....................................53
Пгава 3. Техническое обслуживание и ремонт воздушных и кабельных
линий автоблокировки, продольного электроснабжения и ДПР...55
3.1.	Провода воздушных линий...............................55
3.1.1.	Общие требования................................55
3.1.2.	Конструкция проводов............................56
3.1.3.	Влияние метеорологических и климатических условий
на воздушные линии.....................................57
3.1.4.	Защитные меры воздушных линий...................65
3.1.5.	Осмотр состояния проводов.......................66
3.1.6.	Воздушные линии.................................66
3.2.	Самонесущие изолированные провода.....................67
3.3.	Соединения проводов...................................72
3.4.	Кабельные линии.......................................77
3.4.1.	Общие технические требования....................77
3.4.2.	Кабельные муфты и концевые заделки..............81
3.4.3.	Диагностика кабелей.............................84
3.4.4.	Габариты сближения кабелей с опорами............84
3.5.	Арматура воздушных линий .............................84
3.5.1.	Основные требования к арматуре..................84
3.5.2.	Штыри и колпачки для крепления изоляторов.......89
3.6.	Техническое обслуживание изоляторов воздушных линий...89
3.6.1.	Изоляторы и их основные технические характеристики.89
3.6.2.	Требования к изоляторам перед их установкой
и в эксплуатации.......................................98
3.6.3.	Длина пути утечки тока и степень загрязненности
атмосферы.............................................100
3.6.4.	Диагностика фарфоровых тарельчатых изоляторов
в эксплуатации....................................... 101
3.7.	Натяжение, стрелы провеса и техническое обслуживание
крепления проводов воздушных линий....................... 104
3.7.1.	Варианты крепления (вязки) проводов к изоляторам... 104
3.7.2.	Техническое обслуживание крепления подвесных
изоляторов в гирлянде................................ 106
298
3.7.3.	Техническое обслуживание крепления штыревых
изоляторов........................................... 106
3.7.4.	Натяжение проводов воздушных линий и ветровые
нагрузки............................................. 107
3.7.5.	Монтажные таблицы стрел провеса проводов
воздушных линий...................................... 108
3.7.6.	Измерение стрелы провеса провода воздушных линий .... 110
3.8.	Габариты воздушных и кабельных линий.................111
3.8.1.	Габариты	воздушных линий...................... 111
3.8.2.	Габариты	кабельных линий........................ 114
3.9.	Техническое обслуживание и ремонт жестких анкеровок
воздушных линий.......................................... 116
3.9.1.	Проверка	жестких анкеровок воздушных линий......116
3.9.2.	Проверка прогиба опоры, состояния оттяжек
и анкеров............................................ 116
3.10.	Техническое обслуживание и ремонт заземлений......... 116
3.10.1.	Технические требования и нормы................116
3.10.2.	Проверка сопротивления опор ВЛ СЦБ............120
3.10.3.	Измерения сопротивления и проверка состояния
индивидуального заземлителя КТП 6—10 кВ.............. 121
3.11.	Обход с осмотром состояния устройств электроснабжения
воздушных и кабельных линий.............................. 124
3.11.1.	Основные требования к обходу................. 124
3.11.2.	Осмотр	воздушных линий....................... 125
3.11.3.	Осмотр	кабельных линий....................... 127
3.11.4.	Осмотр	опор.................................. 128
3.11.5.	Осмотр	кронштейнов........................... 129
3.11.6.	Осмотр	изоляторов............................ 130
3.11.7.	Осмотр разъединителей.........:.............. 130
3.11.8.	Оформление результатов обхода с осмотром......131
3.12.	Проверка осмотром состояния воздушных переходов через
железнодорожные пути, автомобильные дороги, ВЛ, контактную
сеть и сближения с другими объектами ВЛ.................. 131
Пгава 4. Техническое обслуживание и ремонт силового и линейного
оборудования............................................. 133
4.1.	Разъединители наружной установки.................... 133
4.2.	Приводы разъединителей воздушных линий.............. 135
4.3.	Техническое обслуживание разъединителей, приводов
и пультов управления..................................... 139
299
4.3.1.	Общие требования.............................. 139
4.3.2.	Разъединитель РЛНД-35/600(1000)............... 141
4.3.3.	Разъединитель РЛНД-10/400(600)................ 142
4.3.4.	Осмотр пультов и моторных приводов
разъединителей....................................... 142
4.3.5.	Проверка работы электрических цепей дистанционного
управления........................................... 146
4.3.6.	Осмотр привода ПДВ............................ 147
4.3.7.	Осмотр ручного привода.........................149
4.4.	Разрядники и ограничители перенапряжения.............149
4.4.1.	Основные требования........................... 149
4.4.2.	Трубчатые разрядники.......................... 150
4.4.3.	Проверка и регулировка трубчатых разрядников.... 150
4.4.4.	Вентильные разрядники..........................153
4.4.5.	Испытание высоковольтных разрядников...........154
4.4.6.	Ограничители перенапряжения................... 156
4.4.7.	Защита открытых РУ.............................157
4.5.	Проверка состояния оборудования силовых опор........ 160
4.6.	Проверка состояния оборудования КТП..................163
4.6.1.	Общие требования...............................163
4.6.2.	Проверка	фундамента КТП........................163
4.6.3.	Работа на	КТП................................. 164
4.6.4.	Проверка	вентильных разрядников............... 166
4.6.5.	Проверка	трубчатых разрядников................ 167
4.6.6.	Проверка	высоковольтных предохранителей........168
4.6.7.	Проведение измерений.......................... 168
4.6.8.	Проверка низковольтного оборудования.......... 169
4.6.9.	Комплектное распределительное устройство наружной
установки............................................ 169
4.7.	Разъединители и выключатели......................... 169
4.7.1.	Разъединитель РВК-10-2000-УХЛЗ.................170
4.7.2.	Трехполюсный разъединитель РВ-10/630-УЗ........171
4.7.3.	Высоковольтные выключатели.................... 171
4.7.4.	Многообъемные (баковые) масляные выключатели
МКП-35............................................... 174
4.7.5.	Вакуумные выключатели..........................178
4.7.6.	Текущий ремонт вакуумных выключателей ВВЭ,
BB/TEL-10............................................ 178
4.7.7.	Элегазовые выключатели........................ 179
4.7.8.	Текущий ремонт элегазовых выключателей ВГТ, ВБЭ. 180
300
4.7.9.	Межремонтные испытания вакуумных и элегазовых
выключателей ВБ(Э)-10.................................181
4.8.	Рубильники и переключатели.......................... 182
4.9.	Автоматические выключатели и предохранители..........184
Гпава 5. Техническое обслуживание устройств электроснабжения.194
5.1.	Измерение уровня напряжения..........................194
5.2.	Проверка правильности калибровки плавких вставок
предохранителей и автоматических выключателей.............194
5.3.	Проверка отсутствия перекрытия сигналов на перегонах
и станциях при переходе питания устройств СЦБ с основного
на резервное и обратно................................... 196
5.4.	Техническое обслуживание устройств электроснабжения
до 1 кВ.................................................. 199
5.5.	Освещение станционных путей и пассажирских платформ.....204
5.6.	Учет электрической энергии...........................216
5.7.	Защита устройств электроснабжения от токов короткого
замыкания и перегрузок....................................216
Пгава 6. Обеспечение надежного электроснабжения потребителей
и охрана труда работающих.................................219
6.1.	Аварийно-восстановительные средства..................219
6.2.	Аварийно-восстановительный и страховой запас
материально-технических ресурсов..........................220
6.3.	Методы временного восстановления устройств
электроснабжения..........................................225
6.3.1.	Восстановление поврежденных опор и проводов
воздушных линий.......................................225
6.3.2.	Освещение места работ..........................227
6.3.3.	Предупреждение неисправностей при ветровых
нагрузках.............................................228
6.4.	Схемы плавки гололеда на проводах воздушных линий.......230
6.5.	Расчистка трасс воздушных линий......................231
6.6.	Дизель-генераторный агрегат — резервный источник
электроснабжения устройств СЦБ............................233
6.7.	Охрана труда при производстве работ в устройствах
электроснабжения..........................................236
6.8.	Меры безопасности на дежурном пункте района
электроснабжения..........................................259
6.9.	Обучение безопасным методам труда....................260
301
Приложение 1. Условные графические обозначения............262
Приложение 2. Границы обслуживания устройств
электроснабжения..........................................265
Приложение 3. Перечень основных планово-предупредительных
и ремонтных работ в устройствах электроснабжения (ППР)....267
Приложение 4. Объем круглого леса для деревянных опор воздуш-
ных линий.................................................270
Приложение 5. Механические расчёты воздушных линий........271
Приложение 6. Электрические и механические формулы........278
Приложение 7. Аварийный и страховой запас материально-
технических ресурсов......................................281
Приложение 8. Плакаты и знаки безопасности................291
Приложение 9. Условные сокращения.........................292
Рекомендуемая литература..................................294
Учебное издание
Виктор Михайлович Долдин
Анна Николаевна Зимакова
Евгений Александрович Ерохин
Василий Ефремович Чекулаев
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ НЕТЯГОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА.
УСТРОЙСТВО, ОБСЛУЖИВАНИЕ, РЕМОНТ
Учебное пособие
Подписано в печать 25.12.2009 г.
Формат 60x84 */16- Печ. л. 19,0. Тираж 1000 экз. Заказ 773.
ГОУ «Учебно-методический центр по образованию
на железнодорожном транспорте»
107078, Москва, Басманный пер., д. 6
Тел.: +7 (495) 262-12-47,
e-mail: marketing@umczdt.ni,
http:/www.umczdt.ru
ООО «Пиар-Пресс»
117525, Москва, ул. Днепропетровская, д. 7, корп. 1
Отпечатано в ООО «Дельта Финанс». 117536, г. Москва, Варшавское ш., д. 48.