4.Контрольные вопросы

4.1 Назначение измерительных трансформаторов напряжения.

4.2 Классификация измерительных трансформаторов напряжения.

4.3 Конструкция измерительных трансформаторов напряжения.

4.4 Область применения измерительных трансформаторов напряжения.

Лабораторная работа №4 Высоковольтные изоляторы

1. Цель работы

Знакомство с конструкцией и назначением изоляторов.

2. Порядок выполнения работы

При выполнении лабораторной работы изучить:

1. Классификацию и конструкцию высоковольтных изоляторов.

2. Область применения высоковольтных изоляторов.

3. Обозначение и технические характеристики высоковольтных изоляторов.

4. Их основные преимущества и недостатки

5. Ответить на вопрос преподавателя.

3. Основные положения

По своему назначению и конструктивному выполнению изоляторы классифицируются на

1. Опорные

2. Проходные

3. Подвесные

По роду установки изоляторы внутренней и наружной установки.

Изоляторы должны отвечать ряду требований, определяющих их электрические и механические характеристики, в соответствии с назначением и номинальным напряжением, а также загрязненностью среды в районе установки. К электрическим характеристикам относятся: номинальное напряжение, пробивное напряжение, разрядные и выдерживаемые напряжения промышленной частоты в сухом состоянии и под дождем. Основной механической характеристикой является минимальная разрушающая нагрузка, приложенная к головке изолятора в направлении перпендикулярном оси.

Опорные изоляторы предназначены для изоляции и крепления шин или токоведущих частей аппаратов на заземленных металлических или бетонных конструкциях, а также для крепления проводов ВЛ на опорах.

Различают опорные стержневые и штыревые.

Стержневые изоляторы имеют фарфоровый корпус цилиндрической или конической формы с гладкой или ребристой поверхностью в зависимости от назначения изолятора ( для внутренней - серии ИО или наружной серии ИОС). К фарфоровому корпусу прикреплены металлические части: сверху – для крепления шинодержателя и проводника или частей изолятора, снизу – фарфоровый корпус изолятора закреплен на чугунном основании, снабженным фланцем с отверстиями для болтов, с помощью которого он крепится на основание несущей конструкции. Изоляторы, рассчитанные на значительную механическую нагрузку, имеют снизу квадратные фланцы.

Изоляторы серии ИО изготавливаются на напряжение 10 -35 кВ. На рис. 1-2 показаны опорно-стержневые изоляторы внутренней установки на напряжение 6-10 кВ.

Рис. 1 Опорный стержневой изолятор для внутренней установки типа ОД-10	Рис. 2 Опорный стержневой изолятор для внутренней установки типа ОМД-10

Опорные изоляторы, предназначенные для наружной установки серии ИОС, имеют более развитую поверхность ребер, необходимую для повышения разрядного напряжения под дождем. Их изготавливают для напряжения 10 – 110 кВ.

	Опорные штыревые изоляторы для наружной установки напряжением 6-35 кВ имеют фарфоровый корпус с развитой поверхностью в виде ребер и отверстием внизу для крепления на стальном штыре. Под дождем фарфоровый корпус смачивается только сверху. Снизу под ребрами он остается сухим, вследствие чего изолятор способен противостоять приложенному напряжению.
Рис. 3 Опорный штыревой изолятор типа ШН-6

Штыревые изоляторы для номинального напряжения до 10 кВ имеют монолитный фарфоровый корпус ( рис. 3). Изоляторы для более высоких напряжений имеют фарфоровый корпус, состоящий из нескольких частей, соединенных с помощью цемента ( рис. 4, 5). При таком выполнении фарфорового корпуса увеличиваются пробивное напряжение изолятора и его механическая прочность.

Рис. 4 Опорный штыревой изолятор типа ШТ-35	Рис. 5 – опорный штыревой изолятор типа ИШД-35

Для напряжения 110 кВ применяются изоляторы типа ОНС – 110 – 2000 ( О – опорный, Н – наружной установки, С – стержневой) на напряжение 110 кВ и выдерживающий нагрузку на изгиб 20 кН. В электроустановках напряжением выше 110 кВ применяются шинные опоры – колонны или трехгранные опоры в виде пирамид ( описание приведено ниже). Поскольку с увеличение номинального напряжения увеличивается высота колонны и изгибающий момент у основания, опорные фарфоровые изоляторы относительного большого диаметра из-за их малой механической прочности имеют ограниченное применение.

Чаще используют полые изоляторы относительно большого диаметра с внутренними перегородками, препятствующими проникновению влаги и образованию разрядов внутри полости (рис. 6). Иногда вместо перегородок во внутренней полости для предотвращения внутренних разрядов прибегают к заполнению ее компаундом или трансформаторным маслом. Однако в этом случае изоляторы должны иметь хорошее уплотнение, препятствующие вытеканию исполнителя. Для РУ 110- 220 кВ используют колонны из 3-5 изоляторов на напряжение 35 кВ. Проходные изоляторы предназначены для проведения проводников сквозь заземленные кожухи аппаратов, стены и перекрытия зданий. Проходные изоляторы , предназначенные для ввода проводов

Рис. 6 – Колонна из опорных стержневых изоляторов для наружной установки с напряжением 110 кВ.

воздушных линий в здания (линейные вводы), а также изоляторы для аппаратов и трансформаторов для наружной установки имеют фарфоровый корпус с развитыми ребрами (в части, обращенной наружу) для увеличения разрядного напряжения под дождем.

Изоляторы с фарфоровым корпусом без наполнителя выпускают для номинальных напряжений до 35 кВ включительно.

В качестве примера этого типа на рис. 7 показан проходной изолятор внутренней установки серии ПА.

Они имеют полый фарфоровый корпус с небольшими ребрами. Длина корпуса ( от края фланца до колпака) зависит от номинального напряжения, а диаметр корпуса определяется сечением токоведущего стержня (номинальным током), а также номинальной разрушающей нагрузкой.
	Рис. 7 – Проходной изолятор с фарфоровым корпусом типа ПА-6/400

Проходные изоляторы с номинальным напряжением выше 2000 А изготавливают без стержней. Размеры внутренней полости выбраны достаточными, чтобы пропустить через изолятор прямоугольную шину или пакет из нескольких полос, а при очень большом токе трубу круглого или квадратного сечения. Проходные изоляторы для внутренней установки до 35 кВ включительно имеют полый фарфоровый корпус с небольшими ребрами. Проходные изоляторы 110 кВ и выше в зависимости от назначения получили название линейных или аппаратных вводов. Кроме фарфоровой, они имеют бумажно-масляную изоляцию. Через определенное число слоев бумаги закладывают слои фольги для выравнивания электрического поля в осевом и радиальном направлениях. Намотанный изолятор прогревают под вакуумом ( для удаления остатков воздуха и влаги), после чего его пропитывают трансформаторным маслом. Изолятор снабжают фарфоровыми покрышками и герметизируют, так как проникновение влаги даже в небольших количествах резко снижает изоляционные свойства бумаги.

Ввод Рис. 8 состоит из следующих частей:

Металлической соединительной втулки 1, предназначенной для закрепления ввода в кожухе аппарата или в проеме стены, верхней 2 и нижней 3 фарфоровых покрышек, защищающих внутреннюю изоляцию от атмосферной влаги и служащих одновременно резервуаром для масла, заполняющего ввод. Вводы обычно герметизированы. Для компенсации температурных изменений в объеме масла предусмотрены компенсаторы давления, встроенные в верхнюю часть ввода или помещенные в особый бачок давления 4, соединенный с выводом гибким трубопроводом. Вводы имеют измерительное устройство, которое служит для контроля давления в системе ввод – бак.

Подвесные изоляторы предназначены для крепления многопроволочных проводов воздушных линий к опорам. Их конструируют так, чтобы они могли противостоять растяжению.

Рис. 8 – Герметизированный бумажно-масляный ввод 500 кВ с выносным баском давления	Рис. 9 – Подвесной тарельчатый изолятор

Различают подвесные изоляторы тарельчатые и стержневые.

Тарельчатый изолятор (рис. 9) имеет фарфоровый или стеклянный корпус в виде диска (тарелки) с шарообразной головкой. Нижняя поверхность диска выполнена ребристой для увеличения разрядного напряжения под дождем, верхняя поверхность диска – гладкая, с не большим уклоном для стекания дождя. Краю диска придана форма капельницы, чтобы обеспечить стекание воды без смачивания нижней поверхности.

Внутрь фарфоровой головки введен стальной стержень, укрепленный на цементе. Сверху фарфоровую головку охватывает колпак из ковкого чугуна с гнездом для введения в него стержня другого изолятора или ушка для крепления гирлянды к опоре. Все соединения выполнены шарнирными.

Внутренней и наружной поверхностям фарфоровой головки придана такая форма, чтобы при натяжении провода фарфор испытывал сжатие ( как известно, прочность фарфора и стекла при сжатии значительно выше, чем при натяжении). Так обеспечивают высокую механическую прочность подвесных изоляторов. Они способны выдержать натяжение проводов в несколько тысяч килограммов.

Подвесные изоляторы стержневого типа (рис.10) имеют ребристый фарфоровый корпус и два колпака, укрепленных в цементе. Крепление изолятора к опоре и крепление провода выполненными шарнирными. В отличие от тарельчатых изоляторов фарфор стержневых изоляторов подвержен растяжению. В связи с эти механическая прочность стержневых изоляторов является возможность полного их разрушения электрической дугой или при ударах извне, при этом происходит падение провода.

Тарельчатые изоляторы в таких случаях полностью не разрушаются, они теряют свою электрическую прочность, но сохраняют механическую и способны длительно выдерживать натяжение провода. К основным недостаткам фарфоровых изоляторов следует отнести: склонность к хрупкому растрескиванию и разрушению, относительно низкие допускаемые механические напряжения, неопределенность прочностных свойств в состоянии

Рис. 10 – Подвесной стержневой изолятор типа СП-110

«изгиб плюс кручение» , проблемы с обеспечением долговременной надежной армировки фланцев-оконцевателей.

Диагностика механического состояния фарфоровых изоляторов с определением остаточного ресурса - сложная задача. В какой-то мере она решается регулярными осмотрами, ремонтами, акустико-эмиссионным контролем и т.п. Однако эти мероприятия усложняют эксплуатацию изоляторов. Практически фарфоровая изоляция, использующаяся в электроэнергетике более 100 лет, стала тормозом в дальнейшем развитии коммутационных аппаратов. Для устранения отмеченных недостатков фарфоровых изоляторов в настоящее время отечественные заводы освоили технологию производства полимерных изоляторов различного назначения (рис.11).

Рис. 11

Основные преимущества этих изоляторов:

- высокие разрядные характеристики;

- высокая гидрофобность поверхности даже в загрязненном состоянии ( уникальное свойство кремнийорганики – передача гидрофобности на слой поверхностных загрязнений - обеспечивает низкие токи утечки и высокие разрядные характеристики в условиях загрязнения и увлажнения);

- высокая стойкость к ударным электромеханическим нагрузкам

- сейсмостойкость и вибростойкость;

- отсутствие необходимости в регламентных работах по защите цементных швов от влаги;

- высокая сопротивляемость актам вандализма;

- малый вес

-низкие расходы на транспортировку, отсутствие боя;

-высокая надежность и долговечность;

-нормируемый срок эксплуатации 30 лет;

-гарантийный срок эксплуатации 10-15 лет.

Ниже показана конструкция подвесных (рис. 12,13) и опорных (рис. 14,15,16) полимерных изоляторов.

Полимерные изоляторы для ЛЭП 35-500 кВ Основными конструктивными элементами являются: 1 Стальной оконцеватель, защиту от коррозии которого обеспечивает метод горячего цинкования. 2 Экран защитный , изготовлен из алюминиевого сплава. Функции – выравнивание напряженности электрического поля вдоль изолятора, защита несущего элемента при перекрытиях, снижении уровня радиопомех. 3 Несущий элемент – стержень из однонаправленного стеклопластика, обладающий высокой электрической прочностью вдоль волокон. 4 Подслой , обеспечивающий высокую адгезию между несущим стержнем и защитной оболочкой 5 Полимерная защитная оболочка. Выполнена из высокомолекулярного каучука, который обладает высокой трекингостойкостью и гидрофобностью. Функции – защита несущего элемента от атмосферных воздействий, формирование длины пути утечки тока.

Рис. 12- Линейный подвесной стержневой изолятор ЛК 70/10-IV

Рис. 13

Изолятор предназначен для использования в натяжных и поддерживающих подвесках линий электропередачи с наибольшим рабочим напряжением 12 кВ. По электрическим характеристикам изолятор соответствует нормам, предъявляемым к 20 кВ изоляторам.

Полимерные опорно-стержневые изоляторы напряжением 10,35, и 110 кВ

1 Фланцы изолятора – изготавливаются литьем из высокопрочного чугуна марки ВЧ-50. Для защиты от коррозий применяется метод горячего цинкования. Присоединительные размеры фланцев могут быть изготовлены по требованию заказчика. 2 Заделка трубы во фланце исключает попадание влаги во внутренние полости и обеспечивает длительную работу изолятора в условиях воздействия изгибающих и крутящих нагрузок. 3 Внутреннее устройство изолятора обеспечивает герметичность внутренних полостей, защиту несущего элемента от конденсата и развития сквозного заряда. 4 Применение стеклопластиковой трубы в качестве несущего элемента гарантирует высокие показатели прочности изолятора на изгиб и кручение.
	Рисунок 14
Опорный стержневой полимерный изолятор на напряжение 10 кВ.

Рис. 15

Опорный стержневой полимерный излятор на напряжение 20 кВ

Рис. 16

Эти изоляторы используются при производстве разъединителей, комплектных распределительных устройств, токопроводов, шинных опор и т.д. Их применение позволяет значительно повысить надежность электрооборудования.

Полимерные изоляторы обладают малой массой по сравнению с фарфоровыми аналогами. Например, полимерный изолятор ИОСПК на 110 кВ весит всего 25 кг. Фарфоровый изолятор на это же напряжение весит 75 кг, что в 3 раза превышает вес полимерного изолятора ИОСПК (рис. 17).

Буквы в обозначении расшифровываются следующим образом;

И - изолятор; О - опорный; С- стержневой; П - полимерный; К - защитная оболочка из кремнийорганической резины; Л - линейный;

2,4;10; 12,5; 20 – минимальное разрушающее усилие на изгиб в течение срока службы 30 лет в кН; 110, 35, 10 – номинальное напряжение в кВ; II,III- категория исполнения по ГОСТ 1515; 1 – категория размещения по ГОСТ 15150, что обеспечивает стабильную работу при температуре окружающего воздуха от - 60^◦С до + 50^◦С.

ОНШ-35-20 3 шт = ИОСПК-20-110/550-01 IV-УХЛ1

Рис. 17

Изготавливаются также изоляторы серии ИЩСПК с IV степенью загрязненности. По классификации IV степень загрязненности считается очень сильная. Загрязненность такого рода встречается в следующих районах: Промышленные районы, которые подвержены воздействию проводящей пыли и промышленных дымов, образующих достаточно толстый слой проводящих отложений. Прибрежные районы, подверженные воздействию морских брызг и ветра с моря. Засушливые районы с отсутствием в течении длительного времени дождей, подверженные воздействию сильных ветров с песком и солью с последующей регулярной конденсацией влаги.

Стеклопластиковая труба полимерного изолятора (стержень у изоляторов серии ИОСПК) покрывается защитным слоем из кремнийорганической резины. Данная резина обладает уникальными свойствами отталкивать воду – гидрофобностью. Это свойство кремнийорганической резины также уменьшает загрязнения полимерного изолятора, что очень важно при использовании его в загрязненных районах. Дело в том, что со временем на теле фарфорового изолятора под воздействием климатических факторов как бы «цементируется». Для очистки изоляторов проводятся специальные работы, которые отнимают массу времени и сил. Полимерные изоляторы ИОСПК в несколько раз меньше загрязняются по сравнению с фарфоровыми аналогами, соответственно снижаются затраты при работах связанны с их очисткой. Кремнийорганика в силу своей химической природы и состава обладает высокой стойкостью к ультрафиолету и длительному воздействию влаги и грязи. Свойства кремнийорганической резины отталкивать воду также предотвращают обледенение и образование инея на поверхности изолятора. Также резина обладает способностью сопротивляться образованию токоведущих дорожек на поверхности изолятора – трекингостойкость. Испытания показали. Что использование кремнийорганической резины обеспечивает надежную работу изоляции в течении 30 лет.

Вводы для выключателей на напряжение 35-110 кВ, типа BRBB.

Конструкция ввода: Вводы BRBB (рис. 18) относятся к вводам с твердой RBР изоляцией. Основой ввода является твердое изоляционное тело, состоящее из электроизоляционной лакированной бумаги, намотанной на латунную трубу. При намотке на бумагу наносятся графитовые обкладки для выравнивания электрического поля. Фарфоровый изолятор прижат к фланцу посредством пружинной системы, находящейся в верхней части ввода. Во вводах BRBB полностью отсутствует масло. Для защиты изоляционного пространства от увлажнением между телом и фарфоровым изолятором заполняется двухкомпонентным наполнителем «Микагель». Для удаления воздуха из бака на фланце ввода есть

Рис. 18

аэрационное отверстие с резьбой.

Последняя обкладка внутренней изоляции соединена с изолированным тест-выводом, который служит для измерения тангенса угла диэлектрических потерь, емкости внутренней изоляции и частичных разрядов. Конструкция тест-вывода такова, что последняя обкладка автоматически заземляется в условиях эксплуатации. Она разземляется посредством подключения тест-адаптера для проведения измерений емкости и тангенса угла диэлектрических потерь.

В вводе BRBB на 35 кВ для подсоединения к дугогасительной камере используется медный сердечник, на который намотан изоляционный остов.

Ввод BRBB на 110 кВ (рис. 19) аналогичен вводам BRBТ на 35 кВ и отличается от последних наличием токоведущего стержня, проходящего внутри центральной трубы ввода. В нижней части токоведущего стержень соединен с медным фланцем для подсоединения к дугогасительной камере выключателя.

Для всех вводов типа BRBB используются фарфоровые покрышки противотуманного типа, с чередующимися длинными и короткими ребрами. Основные параметры: Номинальное линейное напряжение 35-110 кВ. Грозовой испытательный импульс 550 кВ. Номинальный ток 800 А, 2000 А. Угол установки от0 до 90 градусов. Они пожаробезопасны и не требуют технического обслуживания
		Рис. 19
	Трансформаторные вводы на напряжение 110 кВ типа BRBТ Конструкция ввода: Трансформаторные вводы BRBТ (рис. 20) также относятся к вводам с твердой RBТ изоляцией и конструктивно аналогичны выше рассмотренным вводам. Различие заключается в способе их подключения. Для подключения обмотки трансформатора используется внутренняя контактная шпилька, которая в верхней части ввода типа BRBТ-90-110-550/800 соединена с внешней контактной шпилькой. Во вводах типа BRBТ-90-110-550/2000
Рис. 20

Внутренняя и внешняя контактные шпильки совмещены в одном узле.

Основные параметры:

Номинальное линейное напряжение 110 кВ.

Грозовой испытательный импульс 550 кВ.

Номинальный ток 800 А, 2000 А.

Угол установки от0 до 90 градусов.

Вводы не требуют технического обслуживания.

Высоковольтные вводы типа BOIT Конструкция вводов: Главной изоляцией ввода (рис.21) является тело конденсаторного типа: бумага, намотанная на трубу из алюминиевого сплава с вложенными алюминиевыми обкладками для выравнивания электрического поля. Верхний и нижний фарфоровые изоляторы и монтажный фланец закреплены концевыми гайками на центральной трубе. Уплотнения выполнены маслостойкими резиновыми прокладками. Кольцевое пространство между телом ввода и фарфоровыми изоляторами заполнено очищенным дегазированным трансформаторным маслом. В верхней части имеется пространство заполненное азотом для компенсации температурного расширения масла. Для вводов с относительно не большим количеством масла для компенсации температурного расширения достаточно пространство верхней части фарфорового изолятора. Для вводов с большим количеством масла для этой цели в верхней части имеется расширитель. Одно из преимуществ данных вводов – отсутствие избыточного давления масла во вводе, за счет наличия азотной подушке в расширителе ввода.

Рис. 21

В вводах BOIT используются расширители двух типов: с указателем уровня масла и без него. При отсутствии маслоуказателя уровень масла может быть определен с помощью сухого щупа, вставляемого в отверстие для залива масла.

Для контроля состояния изоляции ввода также имеется тест-вывод. В рабочем положении тест-вывод заземлен, посредством пружинного механизма. Для подключения измерительного кабеля используется специальный адаптер, который включен в комплект поставки. Испытательное одноминутное напряжение тест-вывода 2 кВ, рабочее напряжение - 1 кВ.

Они применяются для масляных трансформаторов на напряжения 110-500 кВ.

Шинные опоры

Шинные опоры на номинальные напряжения от 35 до 1150 кВ предназначены для поддержания проводов (шин), а шинные опоры на номинальное напряжение 330, 500 и 750 кВ также для установки высокочастотных заградителей и неподвижных контактов подвесных разъединителей и заземлителей в открытых распределительных устройствах переменного тока.

УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ

Ш – шинная; О – опорная; П – с полимерной изоляцей ( в исполнении с фарфоровой изоляцией индекс отсутствует); Х₁ – номинально напряжение (35, 66, 110, 132, 150, 220, 330, 500, 750, или 1150 Кв); Х₂ – исполнение фарфоровой изоляции ( Б или II) по ГОСТ 9920-89 ( в исполнении I индекс отсутствует); Х₃ – вариант исполнения (от 1 до 6); Х₄ – Климатические исполнения по ГОСТ 15150-69

(У, УХЛ, Т); 1 – категория размещения по ГОСТ 15150-69.

Таблица 1 – Технические характеристики

Наименование технических характеристик	Типоисполнение шинных опор
	ШО-35-УХЛ1	ШО-35Б-УХЛ1	ШОП-35-УХЛ1	ШО-110-УХЛ1	ШО-110Б-УХЛ1	ШОП-110-УХЛ1	ШО-150-УХЛ1	ШО-1150Б- УХЛ1		ШО-220- УХЛ1	ШО-220Б- УХЛ1		ШО-66Б-Т1	ШО-132-Т1		ШО-220-Т1		ШО-220Б-Т1
Номинальное напряжение, кВ	35			110			150			220			66	132		220
Наиболее рабочее напряжение, кВ	40,5			126			170			252			72,5	145		252
Номинальная частота, Гц	50
Испытательное кратковремен- ное (одноминутное) напряжение промышленной частоты, кВ	95			230			300		440			230			300		440

Продолжение таблицы 1

Испытательное напряжение грузового импульса 1,2/50 мкс, кВ	190			450			650		900		650	450	900
Длинна пути утечки внешней изоляции не менее, см	70	105	116	190	280	280	300	380	380	570	190	280	380	570
Допустимое тяжение проводов, Н	1480											590
Верхнее рабочее значение температуры воздуха, ОС	+40											+50
Нижнее рабочее значение температуры воздуха, ОС	-60											-10
Толщина корки льда при гололеде, мм	20											-
Скорость ветра при гололеде, м/с	15
Скорость ветра при отсутствии гололеда, м,с	40
Высота установки над уровнем моря, м	1000

Продолжение таблицы 1

Типа изолятора

С4-195/IУХЛ1

C4-195. I IУХЛ1

ИОСПК-4-35/190-IVУХЛ1

С4-450.IУХЛ1

С4-450. IУХЛ1

ИОСПК-6-110/450-IУХЛ1

ИОС-35-1000УХЛ1 ИОС-110-1250УХЛ1

С6-950 IУХЛ1

С6-950 IУХЛ1

С6-950. I IУХЛ1

ИОС-110-400Т

ИОС-35-1000Т11

С6-950. IТ1

С6-950. IIТ1

Минимальная разрушающая нагрузка изоляторов на изгиб, Н

4000

4000

4000

6000

10000/12500

6000

4000

10000/4000

6000

Таблица 2

Наименование технических характеристик	Типоисполнение шинных опор
	ШО-330-УХЛ1	ШО-330. II-УХЛ1	ШО-500-УХЛ1	ШО-500. II-УХЛ1	ШО-750-У1	ШО-1150-У1		ШО-500. II-Т1
Номинальное напряжение, кВ	330		500		750	1150		500
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	362		525		787	1200		550
Номинальная частота, Гц	50
Испытательное кратковременное (одноминутное) напряжение промышленной частоты, кВ	560		760		830		1150		760
Испытательное напряжение грузового импульса 1,2/50 мкс, кВ	1175		1550		1950		2900		1150
Испытательное напряжение коммутационного импульса	950		1230		1425		2100		1230

Продолжение таблицы 2

Наименование технических характеристик	Типоисполнение шинных опор
	ШО-330-УХЛ1	ШО-330. II-УХЛ1		ШО-500-УХЛ1	ШО-500. II-УХЛ1		ШО-750-У1	ШО-1150-У1	ШО-500. II-Т1
Длина пути утечки внешней изоляции, не менее, см	530	800		840	1180		1338	1710	1180
Допустимое тяжение проводов шинных опор, Н: - для крепления проводов - для установки неподвижных контактов подвесных разъединителей - для установки высокочастотных заградителей	1480 1480 490		1960 1480 980				1960 - -	4900 - -	2500 - -
Допускаемая вертикальная нагрузка от высокочастотных заградителей, Н	6450		10000				-	-	-
Верхнее рабочее значение температуры воздуха, ОС	+40								+50
Нижнее рабочее значение температуры воздуха, ОС	-60					-45			-10
Толщина корки льда при гололеде, мм	20								-
Скорость ветра при гололеде, м/с	15								-
Скорость ветра при отсутствии гололеда, м,с	40							35	40
Высота установки над уровнем моря, м	1000							500	1000

Продолжение таблицы 2

Тип изоляторов	С8-1300./ IУХЛ1	С8-1300. IIУХЛ1	С8-1800. IУХЛ1	С8-1800. IIУхл1	ИОС-110/600УХЛ1	ИОС-110/2000УХЛ1	С8-1800. IIТ1
Минимальная разрушающая нагрузка изоляторов на изгиб, Н	8000				6000	20000	8000

Конструкция

Шинные опоры состоят из опорно-изоляционных конструкций и шинодержателей.

Опорно-изоляционные конструкции (ОИК) шинных опор на номинальные напряжения от 35 до 500 кВ для поддержания проводов выполнены в виде одиночных изоляционных колонок, состоящих из одного, двух и трех изоляторов по высоте.

ОИК шинных опор на номинальные напряжения 330 и 1150 кВ для установки высокочастотных заградителей и неподвижных контактов подвесных разъединителей и заземлителей состоят из двух параллельно установленных колонок изоляторов.

ОИК шинных опор на номинальные напряжения 750 и 1150 кВ представляют собой пространственные ферменные конструкции в виде треног, состоящих из шести и девяти ярусов изоляторов по высоте соответственно. Изоляторы между собой связаны горизонтальными поясами жесткости.

ОИК шинной опоры на напряжение 750 кВ собирается на сварной раме. Рама шинной опоры на напряжение 1150 кВ для удобства транспортирования поставляется в разобранном виде.

На верхних фланцах изоляторов устанавливаются колодки или шинодержатели, которые в зависимости от заказа позволяют крепления от одного до шести проводов.

Шинные опоры на напряжение 330 кВ и выше оборудованы экранами для защиты опор от коронования и обеспечения равномерности распределения напряжения по их высоте.

Габаритные, установочные, присоединительные размеры и масса шинных опор

На рисунках 22, 23, 24 показаны шинные опоры на номинальные напряжения от 35 до 220 кВ, а в таблице 3 приведены их масса – габаритные показатели.

Рис. 22	Рис. 23.	Рис. 24

Таблица 3

Типоисполнение	Рисунок	Н, мм		Н1, мм		Масса max., кг
ШО-35-УХЛ1	22	530		490		11,5
ШО-35Б-УХЛ1						13
ШОП-35-УХЛ1						9,5
ШО-110-УХЛ1		1130		1090		38,5
ШО-110Б-УХЛ1						45,5
ШОП-110-УХЛ1						36,5
ШО-66Б-Т1		1110		1060		63
ШО-150-УХЛ1	23	1700		1660		128
ШО-150Б-УХЛ1		2175		2130		135
ШО-220-УХЛ1
ШО-220-Т1
ШО-132-Т1		1615		1575		106
ШО-220Б-УХЛ1	24	2195		2150		178
ШО-220Б-Т1

На рис. 25, 26 показаны шинные опоры на номинальное напряжение 330 кВ для поддерживания проводов, а на рис. 27, 28 для установки контактов подвесных разъединителей и заземлителей и для установки высокочастотных заградителей соответственно. Масса – габаритные показатели этих шинных опор приведены в таблицах 4 и 5.

Рис. 25	Рис. 26

Для установки контактов подвесных разъединителей и заземлителей	Для установки высокочастотных заградителей
Рис. 27	Рис. 28

Таблица 4

Типоисполнение	Рисунок	d провода, мм		Масса, кг
ШО-330-1УХЛ1	25	24,1		322
ШО-330. II-УХЛ1				364
ШО-330-2УХЛ1		27,7; 30,6; 33,2		322
ШО-330. II-УХЛ1				364
ШО-330-3УХЛ1	26	45		325
ШО-330. II-УХЛ1				367
ШО-330-4УХЛ1		59		328
ШО-330-4УХЛ1				370
Таблица 5
Типоисполнение	Рисунок		Масса,кг
ШО330-5УХЛ1	27			678
ШО-330. II-5УХЛ1				763
ШО-330-6УХЛ1	28			684
ШО-330. II-6УХЛ1				168