Воздушные и кабельные линии электропередачи

Содержание страницы

1. Воздушная линия электропередачи

Воздушная линия электропередачи (ВЛ) – устройство, предназначенное для передачи или распределения электрической энергии по проводам с защитной изолирующей оболочкой (ВЛЗ) или неизолированным проводам (ВЛ), находящимся на открытом воздухе и прикрепленным с помощью траверс (кронштейнов), изоляторов и линейной арматуры к опорам или другим инженерным сооружениям (мостам, путепроводам). Главными элементами ВЛ являются:

• провода;
• защитные тросы;
• опора, поддерживающая провода и торосы на определенной высоте над уровнем земли или воды;
• изоляторы, изолирующие провода от тела опоры;
• линейная арматура.

За начало и за конец воздушной линии принимают линейные порталы распределительных устройств. По конструктивному устройству ВЛ делятся на одноцепные и многоценные, как правило 2-цепные.

Обычно ВЛ состоит из трех фаз, поэтому опоры одноцепных ВЛ напряжением выше 1 кВ рассчитаны на подвеску трёх фазных проводов (одной цепи) (рис. 1), на опорах двухцепных ВЛ подвешивают шесть проводов (две параллельно идущие цепи). При необходимости над фазными проводами подвешивается один или два грозозащитных троса. На опорах ВЛ распределительной сети напряжением до 1 кВ подвешивается от 5 до 12 проводов для электроснабжения различных потребителей по одной ВЛ (наружное и внутреннее освещение, электросиловое хозяйство, бытовые нагрузки). ВЛ напряжением до 1 кВ с глухозаземлённой нейтралью помимо фазных снабжена нулевым проводом.

Рис. 1. Фрагменты ВЛ 220 кВ: а – одноцепной; б – двухцепной

Провода воздушных линий электропередачи в основном изготавливаются из алюминия и его сплавов, в некоторых случаях из меди и ее сплавов, выполняются из холоднотянутой проволоки, обладающей достаточной механической прочностью. Однако наибольшее распространение получили многопроволочные провода из двух металлов с хорошими механическими характеристиками и относительно невысокой стоимостью. К проводам такого типа относятся сталеалюминиевые провода с отношением площадей поперечного сечения алюминиевой и стальной части от 4,0 до 8,0. Примеры расположения фазных проводов и грозозащитных тросов показаны на рис. 2, а конструктивные параметры ВЛ стандартного ряда напряжений приведены в табл. 1.

Рис. 2. Примеры расположения фазных проводов и грозозащитных тросов на опорах: а – треугольное; б – горизонтальное; в – шестиугольное «бочкой»; г – обратной «елкой»

Таблица 1. Конструктивные параметры воздушных линий

Номинальное напряжение ВЛ, кВ	Расстояние между фазными проводами, м	Длина пролета, м	Высота опоры, м	Габарит линии, м
Менее 1	0,5	40 – 50	8 – 9	6 – 7
6 – 10	1,0	50 – 80	10	6 – 7
35	3	150 – 200	12	6 – 7
110	4 – 5	170 – 250	13 – 14	6 – 7
150	5,5	200 – 280	15 – 16	7 – 8
220	7	250 – 350	25 – 30	7 – 8
330	9	300 – 400	25 – 30	7,5 – 8
500	10 – 12	350 – 450	25 – 30	8
750	14 – 16	450 – 750	30 – 41	10 – 12
1150	12 – 19	–	33 – 54	14,5 – 17,5

Для всех приведенных вариантов расположения фазных проводов на опорах характерно несимметричное расположение проводов по отношению друг к другу. Соответственно это ведет к неодинаковому реактивному сопротивлению и проводимости разных фаз, обусловленных взаимной индуктивностью между проводами линии и как следствие к несимметрии фазных напряжений и падению напряжения.

Для того чтобы сделать емкость и индуктивность всех трех фаз цепи одинаковыми, на линии электропередачи применяют транспозицию проводов, т.е. взаимно меняют их расположение друг относительно друга, при этом каждый провод фазы проходит одну треть пути (рис. 3). Одно такое тройное перемещение называется циклом транспозиции.

Рис. 3. Схема полного цикла транспозиции участков воздушной линии электропередачи: 1, 2, 3 – фазные провода

Транспозицию фазных проводов воздушной линии электропередачи с неизолированными проводами применяют на напряжение 110 кВ и выше и при протяженности линии 100 км и больше. Один из вариантов монтажа проводов на транспозиционной опоре показан на рис. 4. Следует отметить, что транспозицию токопроводящих жил иногда применяют и в КЛ, кроме того современные технологии проектирования и сооружения ВЛ позволяют технически реализовать управление параметрами линии (управляемые самокомпенсирующиеся линии и компактные воздушные линии сверхвысокого напряжения).

Рис. 4. Транспозиционная опора

Провода и защитные тросы ВЛ в определенных местах должны быть жестко закреплены на натяжных изоляторах анкерных опор (концевые опоры 1 и 7, устанавливаемые в начале и конце ВЛ, как это показано на рис. 5 и натянуты до заданного тяжения. Между анкерными опорами устанавливают промежуточные опоры, необходимые для поддержания проводов и тросов, при помощи поддерживающих гирлянд изоляторов с поддерживающими зажимами, на заданной высоте (опоры 2, 3, 6), устанавливаемые на прямом участке ВЛ; угловые (опоры 4 и 5), устанавливаемые на поворотах трассы ВЛ; переходные (опоры 2 и 3), устанавливаемые в пролете пересечения воздушной линией какого-либо естественного препятствия или инженерного сооружения, например, железной дороги или шоссе.

Рис. 5. Эскиз воздушной линии электропередачи

Расстояние между анкерными опорами называют анкерным пролетом воздушной линии электропередачи (рис. 6). Горизонтальное расстояние между точками крепления провода на соседних опорах называется длиной пролета L. Эскиз пролета ВЛ показан на рис. 7. Длину пролета выбирают в основном по экономическим соображениям, кроме переходных пролетов, учитывая, как высоту опор, так и провисание проводов и тросов, а также количество опор и изоляторов по всей длине ВЛ.

Рис. 6. Эскиз анкерного пролета ВЛ: 1 – поддерживающая гирлянда изоляторов; 2 – натяжная гирлянда; 3 – промежуточная опора; 4 – анкерная опора

Наименьшее расстояние по вертикали от земли до провода при его наибольшем провисании называют габаритом линии до земли – h. Габарит линии должен выдерживаться для всех номинальных напряжений с учетом опасности перекрытия воздушного промежутка между фазными проводами и наиболее высокой точкой местности. Также необходимо учитывать экологические аспекты воздействия высоких напряженностей электромагнитного поля на живые организмы и растения.

Наибольшее отклонение фазного провода f_п или грозозащитного троса f_т от горизонтали под действием равномерно распределенной нагрузки от собственной массы, массы гололеда и давления ветра называют стрелой провеса. Для предотвращения схлёстывания проводов стрела провеса троса выполняется меньше стрелы провеса провода на 0,5 – 1,5 м.

Конструктивные элементы ВЛ, такие как фазные провода, тросы, гирлянды изоляторов обладают значительной массой поэтому силы действующие на одну опору достигает сотен тысяч ньютон (Н). Силы тяжения на провод от веса провода, веса натяжных гирлянд изоляторов и гололедных образований направлены по нормали вниз, а силы, обусловленные ветровым напором, по нормали в сторону от вектора ветрового потока, как это показано на рис. 7.

Рис. 7. Эскиз пролета воздушной линии электропередачи

С целью уменьшения индуктивного сопротивления и увеличения пропускной способности ВЛ дальних передач используют различные варианты компактных ЛЭП, характерной особенностью которых является уменьшенное расстояние между фазными проводами. Компактные ЛЭП имеют более узкий пространственный коридор, меньший уровень напряженности электрического поля на уровне земли и позволяют технически реализовать управление параметрами линии (управляемые самокомпенсирующиеся линии и линии с нетрадиционной конфигурацией расщепленных фаз).

2. Кабельная линия электропередачи

Кабельная линия электропередачи (КЛ) состоит из одного или нескольких кабелей и кабельной арматуры для соединения кабелей и для присоединения кабелей к электрическим аппаратам или шинам распределительных устройств.

В отличие от ВЛ кабели прокладываются не только на открытом воздухе, но и внутри помещений (рис. 8), в земле и воде. Поэтому КЛ подвержены воздействию влаги, химической агрессивности воды и почвы, механическим повреждениям при проведении земляных работ и смещении грунта во время ливневых дождей и паводков. Конструкция кабеля и сооружений для прокладки кабеля должна предусматривать защиту от указанных воздействий.

Рис. 8. Прокладка силовых кабелей в помещении и на улице

По значению номинального напряжения кабели делятся на три группы: кабели низкого напряжения (до 1 кВ), кабели среднего напряжения (6…35 кВ), кабели высокого напряжения (110 кВ и выше). По роду тока различают кабели переменного и постоянного тока.

Силовые кабели выполняются одножильными, двухжильными, трехжильными, четырехжильными и пятижильными. Одножильными выполняются кабели высокого напряжения; двухжильными – кабели постоянного тока; трехжильными – кабели среднего напряжения.

Кабели низкого напряжения выполняются с количеством жил до пяти. Такие кабели могут иметь одну, две или три фазных жилы, а также нулевую рабочую жилу N и нулевую защитную жилу РЕ или совмещенную нулевую рабочую и защитную жилу PEN.

По материалу токопроводящих жил различают кабели с алюминиевыми и медными жилами. В силу дефицитности меди наибольшее распространение получили кабели с алюминиевыми жилами. В качестве изоляционного материала используется кабельная бумага, пропитанная маслоканифольным составом, пластмасса и резина. Различают кабели с нормальной пропиткой, обедненной пропиткой и пропиткой нестекающим составом. Кабели с обедненной или нестекающей пропиткой прокладывают по трассе с большим перепадом высот или по вертикальным участкам трассы.

Кабели высокого напряжения выполняются маслонаполненными или газонаполненными. В этих кабелях бумажная изоляция заполняется маслом или газом под давлением.

Защита изоляции от высыхания и попадания воздуха и влаги обеспечивается наложением на изоляцию герметичной оболочки. Защита кабеля от возможных механических повреждений обеспечивается броней. Для защиты от агрессивности внешней среды служит наружный защитный покров.

При изучении кабельных линий целесообразно отметить сверхпроводящие кабели для линий электропередачи в основу конструкции которых положено явление сверхпроводимости. В упрощенном виде явление сверхпроводимости в металлах можно представить следующим образом. Между электронами как между одноименно заряженными частицами действуют кулоновские силы отталкивания. Однако при сверхнизких температурах для сверхпроводящих материалов (а это 27 чистых металлов и большое количество специальных сплавов и соединений) характер взаимодействия электронов между собой и с атомной решеткой существенно видоизменяется. В результате становится возможным притягивание электронов и образование так называемых электронных (куперовских) пар. Возникновение этих пар, их увеличение, образование «конденсата» электронных пар и объясняет появление сверхпроводимости. С повышением температуры часть электронов термически возбуждается и переходит в одиночное состояние. При некоторой так называемой критической температуре все электроны становятся нормальными и состояние сверхпроводимости исчезает. То же происходит и при повышении напряженности магнитного поля. Критические температуры сверхпроводящих сплавов и соединений, используемых в технике, составляют 10 — 18 К, т.е. от –263 до –255°С.

Первые проекты, экспериментальные модели и опытные образцы таких кабелей в гибких гофрированных криостатирующих оболочках были реализованы лишь в 70—80-е годы XX века. В качестве сверхпроводника использовались ленты на основе интерметаллического соединения ниобия с оловом, охлаждаемые жидким гелием.

В 1986 г. было открыто явление высокотемпературной сверхпроводимости, и уже в начале 1987 г. были получены проводники такого рода, представляющие собой керамические материалы, критическая температура которых была повышена до 90 К. Примерный состав первого высокотемпературного сверхпроводника YBa₂Cu₃O_7–d (d < 0,2). Такой сверхпроводник представляет собой неупорядоченную систему мелких кристаллов, имеющих размер от 1 до 10 мкм, находящихся в слабом электрическом контакте друг с другом. К концу XX века были начаты и к этому времени достаточно продвинуты работы по созданию сверхпроводящих кабелей на основе высокотемпературных сверхпроводников. Такие кабели принципиально отличаются от своих предшественников. Жидкий азот, применяемый для охлаждения, на несколько порядков дешевле гелия, а его запасы практически безграничны. Очень важным является то, что жидкий азот при рабочих давлениях 0,8 — 1 МПа является прекрасным диэлектриком, превосходящим по своим свойствам пропиточные составы, используемые в традиционных кабелях.

Технико-экономические исследования показывают, что высокотемпературные сверхпроводящие кабели будут более эффективными по сравнению с другими видами электропередачи уже при передаваемой мощности более 0,4 — 0,6 ГВ·А в зависимости от реального объекта применения. Высокотемпературные сверхпроводящие кабели предполагается в будущем использовать в энергетике в качестве токопроводов на электростанциях мощностью свыше 0,5 ГВт, а также глубоких вводов в мегаполисы и крупные энергоемкие комплексы. При этом необходимо реально оценивать экономические аспекты и полный комплекс работ по обеспечению надежности таких кабелей в эксплуатации.

Однако следует отметить, что при строительстве новых и реконструкции старых КЛ необходимо руководствоваться положениями ПАО «Россети», согласно которым на КЛ запрещено применять:

• силовые кабели, не отвечающие действующим требованиям по пожарной безопасности и выделяющие большие концентрации токсичных продуктов при горении;
• кабели с бумажно-масляной изоляцией и маслонаполненные;
• кабели, изготовленные по технологии силанольной сшивки (силанольносшиваемые композиции содержат привитые органофункциональные силановые группы, и сшивание молекулярной цепи полиэтилена (ПЭ), приводящее к образованию пространственной структуры, в этом случае происходит за счет связи кремний-кислород-кремний (Si-O-Si), а не углерод-углерод (С-С), как это имеет место при пероксидном сшивании).

Кабельную продукцию в зависимости от конструкций подразделяют на кабели, провода и шнуры.

Кабель – полностью готовое к применению заводское электротехническое изделие, состоящее из одной или более изолированных токопроводящих жил (проводников), заключенных, как правило, в металлическую или неметаллическую оболочку, поверх которой в зависимости от условий прокладки и эксплуатации может иметься соответствующий защитный покров, в состав которого может входить броня. Силовые кабели в зависимости от класса напряжения имеют от одной до пяти алюминиевых или медных жил сечением от 1,5 до 2000 мм², из них сечением до 16 мм² – однопроволочные, свыше – многопроволочные.

Провод – одна неизолированная или одна и более изолированных жил, поверх которых в зависимости от условий прокладки и эксплуатации может иметься неметаллическая оболочка, обмотка и (или) оплетка волокнистыми материалами или проволокой.

Шнур – две или более изолированных, или особо гибких жил сечением до 1,5 мм², скрученных или уложенных параллельно, поверх которых в зависимости от условий прокладки и эксплуатации могут быть наложены неметаллическая оболочка и защитные покрытия.

Просмотров: 1 827

Как узнать напряжение ЛЭП по её внешнему виду: ammo1 — LiveJournal

Полезно знать, какое напряжение передаётся по линии электропередач (ЛЭП), так как для каждого напряжения существует своя безопасная зона от проводов.

Минимальное напряжение ЛЭП — 0.4 кВ (напряжение между каждым фазным проводом и нолём — 220 вольт). Такие линии обычно используются в дачных посёлках, они выглядят так.

Характерный признак — маленькие белые или прозрачные изоляторы и пять проводов (три фазы, ноль, фаза к фонарям освещения).

Для подвода напряжения к трансформаторам тех же дачных посёлков используются линии 6 и 10 кВ. 6-киловольтные линии используются всё реже.

Отличие от низковольтной линии в размере изоляторов. Здесь они гораздо больше. Для каждого провода используется один или два изолятора. Проводов всегда три.

Очень важно не путать эти линии. Я читал грустную историю про горе-строителей, которые хотели подключить бетономешалку напрямую к проводам ЛЭП и сдуру накинули крючки на 10-киловольтные провода вместо 220-вольтных.

Следующий стандартный номинал напряжения ЛЭП — 35 кВ.

Такую ЛЭП легко распознать по трём изоляторам, на которых закрепляется каждый провод.

У линии 110 кВ (110 тысяч вольт) изоляторов на каждом проводе шесть.

У линии 150 кВ изоляторов на каждом проводе 8-9.

Линии 220 кВ чаще всего используются для подвода электричества к подстанциям. В гирлянде от 10 изоляторов. ЛЭП 220 кВ могут значительно отличаться друг от друга, количество изоляторов может доходить до 40 (две группы по 20), но одна фаза у них всегда передаётся по одному проводу.

Недавно в Москве на пересечении Калужского шоссе и МКАД поставили две опоры ЛЭП 220 кВ необычного вида. О них подробно рассказала neferjournal: http://neferjournal.livejournal.com/4207780.html. Это фото из её поста.

ЛЭП 330 кВ, 500 кВ и 750 кВ можно распознать по количеству проводов каждой фазы.
330 кВ — по два провода в каждой фазе и от 14 изоляторов.

ЛЭП 500 кВ — по три провода, расположенных треугольником, на фазу и от 20 изоляторов в гирлянде.

ЛЭП 750 кВ — 4 или 5 проводов, расположенных квадратом или кольцом, на каждую фазу и от 20 изоляторов в гирлянде.

Убедиться в точности определения напряжения можно, посмотрев, что написано на опоре ЛЭП. Во второй строке указан номер опоры ЛЭП, а в первой строке указана буква и цифра через тире. Цифра — это номер высоковольтной линии, а буква — напряжение. Буква Т означает 35 кВ, С — 110 кВ, Д — 220 кВ.

Допустимые расстояния до токоведущих частей для разных типов ЛЭП.

Информация и часть фотографий для этого поста во многом почёрпнута из статьи Как по изоляторам определить напряжение ВЛ.

© 2016, Алексей Надёжин

---

Основная тема моего блога — техника в жизни человека. Я пишу обзоры, делюсь опытом, рассказываю о всяких интересных штуках. А ещё я делаю репортажи из интересных мест и рассказываю об интересных событиях.
Добавьте меня в друзья здесь. Запомните короткие адреса моего блога: Блог1.рф и Blog1rf.ru.

Второй мой проект — lamptest.ru. Я тестирую светодиодные лампы и помогаю разобраться, какие из них хорошие, а какие не очень.

популярные способы и альтернативные варианты

Электричество не относится к накопительным ресурсам. На сегодняшний день нет эффективных технологий, позволяющих аккумулировать энергию, выработанную генераторами, поэтому передача электроэнергии потребителям относится к актуальным задачам. В стоимость ресурса входят затраты на его производство, потери при транспортировке и расходы на монтаж и обслуживание ЛЭП. При этом от схемы передачи напрямую зависит эффективность системы электроснабжения.

Высокое напряжение, как способ уменьшения потерь

Несмотря на то, что во внутренних сетях большинства потребителей, как правило, 220/380 В, электроэнергия передается к ним по высоковольтным магистралям и понижается на трансформаторных подстанциях. Для такой схемы работы есть весомые основания, дело в том, что наибольшая доля потерь приходится на нагрев проводов.

Мощность потерь описывает следующая формула: Q = I² * R_л ,

где I – сила тока, проходящего через магистраль, R_Л – ее сопротивление.

Исходя из приведенной формулы можно заключить, что снизить затраты можно путем уменьшения сопротивления в ЛЭП или понизив силу тока. В первом случае потребуется увеличивать сечения провода, это недопустимо, поскольку приведет к существенному удорожанию электропередающих магистралей. Выбрав второй вариант, понадобится увеличить напряжение, то есть, внедрение высоковольтных ЛЭП приводит к снижению потерь мощности.

Классификация линий электропередач

В энергетике принято разделять ЛЭП на виды в зависимости от следующих показателей:

1. Конструктивные особенности линий, осуществляющих передачу электроэнергии. В зависимости от исполнения они могут быть двух видов:

• Воздушными. Передача электричества осуществляется с использованием проводов, которые подвешиваются на опоры.
  Воздушные линии электропередач
• Кабельными. Такой способ монтажа подразумевает укладку кабельных линий непосредственно в грунт или в специально предназначенные для этой цели инженерные системы. Обустройство блочной кабельной канализации

2. Вольтаж. В зависимости от величины напряжения ЛЭП принято классифицировать на следующие виды:

• Низковольтные, к таковым относятся все ВЛ с напряжением не более 1-го кВ.
• Средние – от 1-го до 35-ти кВ.
• Высоковольтные – 110,0-220,0 кВ.
• Сверхвысоковольтные – 330,0-750,0 кВ.
• Ультравысоковольтные — более 750-ти кВ. Ультравысоковольтная ЛЭП Экибастуз-Кокчетав 1150 кВ

3. Разделение по типу тока при передаче электричества, он может быть переменным и постоянным. Первый вариант более распространен, поскольку электростанции, как правило, оборудованы генераторами переменного тока. Но для уменьшения нагрузочных потерь энергии, особенно на большой дальности передачи, более эффективен второй вариант. Как организованы схемы передачи электричества в обоих случаях, а также преимущества каждого из них, будет рассказано ниже.
4. Классификация в зависимости от назначения. Для этой цели приняты следующие категории:

• Линии от 500,0 кВ для сверхдальних расстояний. Такие ВЛ связывают между собой отдельные энергетические системы.
• ЛЭП магистрального назначения (220,0-330,0 кВ). При помощи таких линий осуществляется передача электричества, вырабатываемого на мощных ГЭС, тепловых и атомных электростанциях, а также их объединения в единую энергосистему.
• ЛЭП 35-150 кВ относятся к распределительным. Они служат для снабжения электроэнергией крупных промышленных площадок, подключения районных распределительных пунктов и т.д.
• ЛЭП с напряжением до 20,0 кВ, служат для подключения групп потребителей к электрической сети.

Способы передачи электроэнергии

Осуществить передачу электроэнергии можно двумя способами:

• Методом прямой передачи.
• Преобразуя электричество в другой вид энергии.

В первом случае электроэнергия передается по проводникам, в качестве которых выступает провод или токопроводящая среда. В воздушных и кабельных ЛЭП применяется именно этот метод передачи. Преобразование электричества в другой вид энергии открывает перспективы беспроводного снабжения потребителей. Это позволит отказаться от линий электропередач и, соответственно, от расходов, связанных с их монтажом и обслуживанием. Ниже представлены перспективные беспроводные технологии, над совершенствованием которых ведутся работы.

Технологии беспроводной передачи электричества

К сожалению, на текущий момент возможности транспортировки электричества беспроводным способом сильно ограничены, поэтому об эффективной альтернативе методу прямой передачи говорить пока рано. Исследовательские работы в этом направлении позволяют надеяться, что в ближайшее время решение будет найдено.

Схема передачи электроэнергии от электростанции до потребителя

Ниже на рисунке представлены типовые схемы, из которых первые две относятся к разомкнутому виду, остальные — к замкнутому. Разница между ними заключается в том, что разомкнутые конфигурации не являются резервированными, то есть, не имеют резервных линий, которые можно задействовать при критическом увеличении электрической нагрузки.

Пример наиболее распространенных конфигураций ЛЭП

Обозначения:

1. Радиальная схема, на одном конце линии находится электростанция производящая энергию, на втором — потребитель или распределительное устройство.
2. Магистральный вариант радиальной схемы, отличие от предыдущего варианта заключается в наличии отводов между начальным и конечным пунктами передачи.
3. Магистральная схема с питанием на обоих концах ЛЭП.
4. Кольцевой тип конфигурации.
5. Магистраль с резервной линией (двойная магистраль).
6. Сложнозамкнутый вариант конфигурации. Подобные схемы применяются при подключении ответственных потребителей.

Теперь рассмотрим более подробно радиальную схему для передачи вырабатываемой электроэнергии по ЛЕП переменного и постоянного тока.

Рис. 6. Схемы передачи электроэнергии к потребителям при использовании ЛЭП с переменным (А) и постоянным (В) током

Обозначения:

1. Генератор, где вырабатывается я электроэнергия с синусоидальной характеристикой.
2. Подстанция с повышающим трехфазным трансформатором.
3. Подстанция с трансформатором, понижающим напряжение трехфазного переменного тока.
4. Отвод для передачи электироэнергии распределительному устройству.
5. Выпрямитель, то есть устройство преобразующее трехфазный переменный ток в постоянный.
6. Инверторный блок, его задача сформировать из постоянного напряжение синусоидальное.

Как видно из схемы (А), с источника энергии электричество подается на повышающий трансформатор, затем при помощи воздушных линий электропередач производится транспортировка электроэнергии на значительные расстояния. В конечной точке линия подключается к понижающему трансформатору и от него идет к распределителю.

Метод передачи электроэнергии в виде постоянного тока ( В на рис.6) от предыдущей схемы отличается наличием двух преобразовательных блоков (5 и 6).

Закрывая тему раздела, для наглядности приведем упрощенный вариант схемы городской сети.

Наглядный пример структурной схемы электроснабжения

Обозначения:

1. Электростанция, где электроэнергия производится.
2. Подстанция, повышающая напряжение, чтобы обеспечить высокую эффективность передачи электроэнергии на значительные расстояния.
3. ЛЭП с высоким напряжением (35,0-750,0 кВ).
4. Подстанция с понижающими функциями (на выходе 6,0-10,0 кВ).
5. Пункт распределения электроэнергии.
6. Питающие кабельные линии.
7. Центральная подстанция на промышленном объекте, служит для понижения напряжения до 0,40 кВ.
8. Радиальные или магистральные кабельные линии.
9. Вводный щит в цеховом помещении.
10. Районная распределительная подстанция.
11. Кабельная радиальная или магистральная линия.
12. Подстанция, понижающая напряжение до 0,40 кВ.
13. Вводный щит жилого дома, для подключения внутренней электрической сети.

Передача электроэнергии на дальние расстояния

Основная проблема, связанная с такой задачей – рост потерь с увеличением протяженности ЛЭП. Как уже упоминалось выше, для снижения энергозатрат на передачу электричества уменьшают силу тока путем увеличения напряжения. К сожалению, такой вариант решения порождает новые проблемы, одна из которых коронные разряды.

С точки зрения экономической целесообразности потери в ВЛ не должны превышать 10%. Ниже представлена таблица, в которой приводится максимальная протяженность линий, отвечающих условиям рентабельности.

Таблица 1. Максимальная протяженность ЛЭП с учетом рентабельности (не более 10% потерь)

Напряжение ВЛ (кВ)	Протяженность (км)
0,40	1,0
10,0	25,0
35,0	100,0
110,0	300,0
220,0	700,0
500,0	2300,0
1150,0*	4500,0*

* — на текущий момент ультравысоковольтная ВЛ переведена на работу с напряжением в половину от номинального (500,0 кВ).

Постоянный ток в качестве альтернативы

В качестве альтернативы электропередачи переменного тока на большое расстояние можно рассматривать ВЛ с постоянным напряжением. Такие ЛЭП обладают следующими преимуществами:

• Протяженность ВЛ не влияет на мощность, при этом ее максимальное значение существенно выше, чем у ЛЭП с переменным напряжением. То есть при увеличении потребления электроэнергии (до определенного предела) можно обойтись без модернизации.
• Статическую устойчивость можно не принимать во внимание.
• Нет необходимости синхронизировать по частоте связанные энергосистемы.
• Можно организовать передачу электроэнергии по двухпроводной или однопроводной линии, что существенно упрощает конструкцию.
• Меньшее влияние электромагнитных волн на средства связи.
• Практически отсутствует генерация реактивной мощности.

Несмотря на перечисленные способности ЛЭП постоянного тока, такие линии не получили широкого распространения. В первую очередь это связано с высокой стоимостью оборудования, необходимого для преобразования синусоидального напряжения в постоянное. Генераторы постоянного тока практически не применяются, за исключением электростанций на солнечных батареях.

С инверсией (процесс  полностью противоположный выпрямлению) также не все просто, необходимо допиться качественных синусоидальных характеристик, что существенно увеличивает стоимость оборудования. Помимо этого следует учитывать проблемы с организацией отбора мощности и низкую рентабельность при протяженности ВЛ менее 1000-1500 км.

Кратко о свехпроводимости.

Сопротивление проводов можно существенно снизить, охладив их до сверхнизких температур. Это позволило бы вывести эффективность передачи электроэнергии на качественно новый уровень и увеличить протяженность линий для использования электроэнергии на большом удалении от места ее производства. К сожалению, доступные на сегодняшний день технологии не могут позволить использования сверхпроводимости для этих целей ввиду экономической нецелесообразности.

95.Схемы замещения линий электропередачи. Параметры схемы замещения.

В большинстве случаев можно полагать, что параметры линии электропередачи (активное и реактивное сопротивления, активная и емкостная проводимости) равномерно распределены по ее длине. Для линии сравнительно небольшой длины распределенность параметров можно не учитывать и использовать сосредоточенные параметры: активное и реактивное сопротивления линии и , активную и емкостную проводимости линии и . Воздушные линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше длиной до 300- 400 км обычно представляются П-образной схемой замещения (рис. 2.1).

Рис. 2.1. П-образная схема за¬мещения воздушной линии электропередачи

Активное сопротивление определяется по формуле ,                                  (2.1)

где -удельное сопротивление, Ом/км, при температуре провода +20 °С; -длина линии, км.

Реактивное сопротивление определяется следующим об­разом:,                                   (2.2)

где  — удельное реактивное сопротивление, Ом/км.

Удельные индуктивные сопротивления фаз воздушной линии в общем случае различны. При расчетах симметрич­ных режимов используют средние значения .

,               (2.3)

где -радиус провода, см; —среднегеометрическое расстояние между фазами, см, определяемое следующим выражением:,                (2.4)

где  —расстояние между проводами соответ­ственно фаз . Например, при расположении фаз по углам равностороннего треугольника (рис. 2.2, а) со сто­роной  среднегеометрическое расстояние равно .

Активная проводимость линии соответствует двум ви­дам потерь активной мощности: от тока утечки через изо­ляторы и на корону.

Токи утечки через изоляторы малы, и потерями мощно­сти в изоляторах можно пренебречь. В воздушных линиях напряжением 110 кВ и выше при определенных условиях напряженность электрического поля на поверхности про­вода возрастает и становится больше критической. Воздух вокруг провода интенсивно ионизируется, образуя свече­ние — корону. Короне соответствуют потери активной мощ­ности. Наиболее радикальным средством снижения потерь мощности на корону является увеличение диаметра прово­да. В связи  этим задаются наименьшие допустимые се­чения по короне: на 110 кВ-70 , 150 кВ-120 , 220кВ-240.

Емкостная проводимость линии  обусловлена емко­стями между проводами разных фаз и емкостью провод- земля и определяется следующим образом:,                                 (2.6)

где —удельная емкостная проводимость, См/км, которая может быть определена по справочным таблицам или по следующей формуле:.                 (2.7)

Для большинства расчетов в сетях 110-220 кВ линия электропередачи обычно представляется более простой схемой замещения (рис. 2.3,6). В этой схеме вместо ем­- костной проводимости (рис.2.3, а) учитывается реактивная мощность, генерируемая емкостью линий. Половина ем­- костной мощности линии, Мвар, равна ,        (2.8)

где  и —фазное и междуфазное напряжение, кВ;  — емкостный ток на землю, .

Рис. 2.3. Схемы замещения линий электропередачи:а ,б-воздушная линия 110-330 кВ с емкостной проводимостью и с реактивной мощностью, генерируемой емкостью линий; в-воздушная линия  кВ; г-кабельная линия  кВ

Из (2.8) следует, что мощность , генерируемая лини­ей, сильно зависит от напряжения. Чем выше напряжение, тем больше емкостная мощность.

Для воздушных линий напряжением 35 кВ и ниже ем­костную мощность можно не учитывать (рис. 2.3, б). Для линий  кВ при длине более 300-400 км для оп­ределения параметров П-образной схемы замещения учи­тывают равномерное распределение сопротивлений и про­водимостей вдоль линии (гл. 7).

Кабельные линии электропередачи представляют такой же П-образной схемой замещения, что и воздушные ли­нии (рис. 2,1). Удельные активные и реактивные сопротив­ления  определяют по справочным таблицам, так же как и для воздушных линий. Из (2.3), (2.7) видно, что  уменьшается, а  растет при сближении фазных прово­дов. Для кабельных линий расстояния между проводами значительно меньше, чем для воздушных, и  очень мало. При расчетах режимов для кабельных сетей напряжением 10 кВ и ниже можно учитывать только активное сопротив­ление (рис. 2.3,г).

96. Схемы замещения двухобмоточных трансформаторов. Параметры схемы замещения.

Двухобмоточный трансформатор (рис. 2.4, а) можно представить в виде Г-образной схемы замещения (рис. 2.4, б). Продольная часть схемы замещения содержит  и —активное и реактивное сопротивления трансформа­тора.

 

Рис. 2.4. Двухобмоточный трансформатор

а-условное обозначение; б-Г-образная схема замещения; в-упрощенная схе­ма замещения

 

Поперечная ветвь схемы (ветвь намагничивания) со­стоит из активной и реактивной проводимостей  и . Активная проводимость соответствует потерям активной мощности в стали трансформатора от тока намагничива­ния  (рис. 2.4, б). Реактивная проводимость определяет­ся магнитным потоком взаимоиндукции в обмотках транс­форматора.

Для каждого трансформатора известны следующие параметры (каталожные данные): -номинальная мощность, МВ·А; —номинальные напряже­ния обмоток высшего и низшего напряжений, кВ;  — активные потери холостого хода, кВт;  % -ток холосто­го хода, % ; -потери короткого замыкания, кВт;  % -напряжение короткого замыкания, % . По этим данным можно определить все параметры схемы замеще­ния трансформатора (сопротивления и проводимости), а также потери мощности в нем.

Проводимости ветви намагничивания определяются ре­зультатами опыта холостого хода.

Нормальные схемы электрических соединений объектов электроэнергетики

 Правила выполнения нормальных схем электрических соединений объектов электроэнергетики, определены двумя стандартами. Это Стандарт Организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007-25.040.70.101-2011 Раздел 2 и ГОСТ Р 56303-2014.

 Несмотря на то, что на данный момент оба стандарта действующие и определяют требования к выполнению одних и тех же типов схем, требования в них, несколько отличаются (вероятно разработчики стандартов не дружат …).

 В данном материале, при составлении примеров графических обозначений элементов схем электрических соединений объектов электроэнергетики, за основу взят ГОСТ Р 56303-2014, так как по дате введения в действие он новее.
 Если вид графических обозначений, приведенных в примерах стандарта СТО 56947007-25.040.70.101-2011, отличается от аналогичных, приведенных в ГОСТ Р 56303-2014, добавлены соответствующие примечания.

 

Цветовое исполнение классов напряжения.

Класс напряжения	ГОСТ Р 56303-2014		СТО 56947007-25.040.70.101-2011
	Наименование цвета	Спектр (RGB)	Наименование цвета	Спектр (RGB)
1150 кВ	сиреневый	205:138:255	сиреневый	205:138:255
800 кВ	темно синий	0:0:168	темно синий	0:0:200
750 кВ	темно синий	0:0:168	темно синий	0:0:200
500 кВ	красный	213:0:0	красный	165:15:10
400 кВ	оранжевый	255:100:30	оранжевый	240:150:30
330 кВ	зеленый	0:170:0	зеленый	0:140:0
220 кВ	желто-зеленый	181:181:0	желто-зеленый	200:200:0
150 кВ	хаки	170:150:0	хаки	170:150:0
110 кВ	голубой	0:153:255	голубой	0:180:200
60 кВ	лиловый	255:51:204	—	—
35 кВ	коричневый	102:51:0	коричневый	130:100:50
20 кВ	ярко-фиолетовый	160:32:240	коричневый	130:100:50
15 кВ	ярко-фиолетовый	160:32:240	—	—
10 кВ	фиолетовый	102:0:204	фиолетовый	100:0:100
6 кВ	темно-зеленый	0:102:0	светло-коричневый	200:150:100
3 кВ	темно-зеленый	0:102:0	—	—
ниже 3 кВ	серый	127:127:127	—	—
до 1 кВ	—	—	серый	190:190:190

Условные графические обозначения элементов нормальных схем электрических соединений объектов электроэнергетики.

В примерах, использованы условные графические обозначения из библиотеки трафаретов Visio Нормальная схема ПС.

Шаг модульной сетки 2,5 мм.

Толщина линий условных обозначений и линий электрической связи 0,4 мм (По стандарту от 0,2 до 1,0 мм. Рекомендуемая — от 0,3 до 0,4 мм.)

Графическое обозначение трансформаторов.

 

Графическое обозначение коммутационных аппаратов.

 

 Графическое обозначение устройств компенсации, фильтров.

 

Графическое обозначение разрядников, ОПН.

 

Графическое обозначение генераторов, электродвигателей.

 

Графическое обозначение предохранителей.

 

Графическое обозначение линий электрической связи, шин, заземления.

	Наименование	Обозначение
1.	Линия электрической связи, ошиновка.
2.	ЛЭП — линия электропередач.  Отображается утолщенными линиями (двухкратное или большее увеличение толщины по отношинию к линиям, которыми выполнены УГО и ошиновка).
3.	Кабельная линия.  Линию электрической связи с одним ответвлением допускается изображать без точки.
4.	Пересечение линий электрической связи.
5.	Ответвления линии электрической связи.  Точка соединения, должна выполняться цветом, соответствующим классу напряжения линий электрической связи.  Линию электрической связи с одним ответвлением допускается изображать без точки.
6.	Шина.  Выполняться цветом, соответствующим классу напряжения, а точки подключения отводов, белым.
7.	Заземление.
Примечания:
1.	Для линий электропередач (п. 2,3), в СТО 56947007-25.040.70.101-2011, особых указаний не найдено. Вероятно, их толщина, по этому стандарту, равна толщине линий электрической связи.

 

 Пример изображения нормальной схемы электрических соединений условной подстанции, выполненной по ГОСТ Р 56303-2014 (формат PDF).

Схема выполнена в программе Visio с использование библиотеки трафаретов:

---

Как начертить нормальную схему электрических соединений объекта электроэнергетики (электрической подстанции, распределительного устройства)

 

---

Экибастуз — Кокшетау (линия электропередачи) — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 20 сентября 2019; проверки требует 1 правка. Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 20 сентября 2019; проверки требует 1 правка. Применяемые на ЛЭП 1150 кВ изоляторы ПСК-300А (верхний) и ПС-400А (средний) в сравнении с распространённым на ЛЭП 10-110 кВ изолятором ПС-70Е (нижний)

Линия электропередачи Экибастуз — Кокшетау — участок уникальной высоковольтной линии электропередачи переменного тока «Сибирь — Центр» проектного напряжения 1150 кВ. В настоящий момент работает под напряжением 500 кВ. Протяжённость участка — 432 километра, смонтирован на опорах со средней высотой 45 метров. Применяется расщепление фаз: каждая фаза состоит из 8 проводов, образующих в сечении правильный восьмиугольник. Вес проводов приблизительно 50 тыс. тонн.

Линия «Итат — Барнаул — Экибастуз — Кокчетав — Кустанай — Челябинск» построена в основном в 1980—1990 годах. Трасса линии проходит большей частью по территории Казахстана, протяжённость — 2344 км (длина казахстанского участка составляет 1421 км). По мере развития энергоисточников (мощных ГЭС и ТЭС), увеличения расстояний между энергоисточниками и потребителями, дальности передач электроэнергии и масштабов перетоков мощности возникла задача усиления протяженных связей между районами восточной зоны Единой энергетической системы России. Её планировалось решить путём наложения на сети 500 кВ электропередачи 1150 кВ от ТЭС КаТЭКа до Урала, то есть создания широтной сверхмощной передачи. Создание электропередачи СВН^[1] 1150 кВ Сибирь — Казахстан — Урал позволило бы наряду с транспортными функциями использовать часовые, месячные и годовые отклонения в балансах мощности по зонам, то есть обеспечивать реализацию системного эффекта.

В рамках решения этой задачи были введены в строй высоковольтные линии «Экибастуз — Кокчетав» (июль 1985 года^[2]) и «Кокчетав — Кустанай» (1988 год). К 1990 году ЛЭП напряжением 1150 кВ была построена на участке от Барнаула до Челябинска. Однако электроподстанции с высшим напряжением 1150 кВ были построены только на территории Казахстана (в самом Экибастузе, а также АТ 2х(3х667) МВА в Кокчетаве и АТ (3х667) МВА в Кустанае). ЛЭП Экибастуз-Кокчетав-Кустанай проработала на номинальном напряжении 1150 кВ с 1988 по 1991 год^[3]. Данная ЛЭП являлась единственной в мире линией электропередачи такого класса напряжения, её пропускная способность достигала 5500 МВт.

В 1998 году в качестве заключительного этапа создания межсистемного транзита Сибирь — Казахстан — Урал была введена в строй высоковольтная линия 1150 кВ Итат — Барнаул (Алтай) длиной 444,5 км. Сооружение высоковольтной линии номинальным напряжением 1150 кВ Итат — Барнаул (Алтай) увеличило возможность передачи избыточной электроэнергии и мощности из Восточной Сибири в дефицитную Западную. При этом пропускная способность увеличилась на 800—1000 МВт^[4].

Стоит отметить, что трансформаторы на 1150 кВ на российских ПС Челябинская и ПС Алтай (в сторону Экибастуза) так и не были установлены, поэтому участки Экибастуз — Барнаул (Алтай) и Костанай — Челябинск с самого начала работали на напряжении 500 кВ. Казахский участок Экибастуз — Кокшетау — Костанай около трёх лет работал на номинальном напряжении, однако потом было принято решение и его переключить на напряжение 500 кВ^[5].

На казахстанском участке пять из восьми проводов были сняты, а уникальное подстанционное оборудование 1150 кВ, изготовленное в 1981—1986 годах, пришло в негодность; на российских участках провод сохранён, но линия работает на напряжении 500 кВ. Тем не менее, она была задействована после аварии на Саяно-Шушенской ГЭС в 2009 году для компенсации выпадения сибирских мощностей^[5].

В 2012 году Олег Дерипаска заявил о намерении En+ возродить проект строительства энергомоста Сибирь — Казахстан — Урал на основе сверхмощной ЛЭП, который позволил бы увеличить перетоки между энергосистемами Сибири, Казахстана и Урала с сегодняшних 1,7 ГВт до 5 ГВт^[5].

Провод линии электропередачи — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 18 апреля 2016; проверки требуют 9 правок. Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 18 апреля 2016; проверки требуют 9 правок.

Провод воздушной линии электропередачи предназначен для передачи электрической энергии от источников к электроприёмникам потребителей.

Число проводов на опорах может быть разным. Обычно воздушная линия (ВЛ) рассчитана на передачу трёхфазного тока, поэтому опоры одноцепных ВЛ напряжением свыше 1 кВ рассчитаны на подвеску трёх фазных проводов, то есть одной цепи. На опорах двухцепных ВЛ подвешивают две параллельно идущие цепи, то есть 6 проводов.

Также бывают ВЛ с расщеплёнными фазами, когда вместо одного фазного провода большого сечения подвешивается несколько скреплённых между собой проводов меньшего сечения. Расщепление проводов применяется для устранения появления протяжённого коронного разряда (на жаргоне электриков — «короны») на проводах. Появление «короны» не только вызывает дополнительные потери в проводах, но и создаёт дополнительные искажения первоначально синусоидальной формы тока, на работу с которыми сети переменного тока не рассчитаны.

Обычно в каждой фазе ВЛ напряжением 6-220 кВ подвешивают по одному проводу, ВЛ 330 кВ — два провода, расположенных горизонтально, ВЛ 500 кВ — три провода по вершинам треугольника, ВЛ 750 кВ — четыре провода по углам квадрата или пять проводов по углам пятиугольника, ВЛ 1150 кВ — восемь проводов по углам восьмиугольника. Однако при необходимости увеличения пропускной способности линии число проводов в фазе может быть увеличено вне зависимости от класса напряжения линии. Также при необходимости число проводов в фазе может быть уменьшено (на больших переходах).

Для расщеплённых фаз существует понятие эквивалентного радиуса провода, которое рассчитывается по формуле: rPREKV=rPRan−1n{\displaystyle r_{PR}^{EKV}={\sqrt[{n}]{r_{PR}a^{n-1}}}}, где rPREKV{\displaystyle r_{PR}^{EKV}} — эквивалентный радиус провода, n{\displaystyle n} — количество проводов расщеплённой фазы, rPR{\displaystyle r_{PR}} — радиус проводов расщеплённой фазы, a{\displaystyle a} — расстояние между проводами в фазе.

При необходимости (с напряжения 110 кВ — обязательно) над фазными проводами подвешивается один или несколько грозозащитных тросов.

На опорах ВЛ до 1 кВ подвешивается от 5 до 12 проводов для электроснабжения различных потребителей по одной ВЛ (наружное и внутреннее освещение, электросиловое хозяйство, бытовые нагрузки).

ВЛ до 1 кВ с глухозаземлённой нейтралью помимо фазных снабжена нулевым проводом (так называемая «четырёхпроводная сеть»). Иногда на одних и тех же опорах могут быть подвешены провода линий разного напряжения и назначения. Обычно это практикуется для линий низших и средних классов напряжений.

Расположение проводов на опорах может быть:

• горизонтальное — в один ярус.
• вертикальное — один над другим в два-три яруса.
• смешанное — вертикально расположенные провода смещены один относительно другого по горизонтали (разновидности смешанного расположения проводов — «бочка», «ёлка», «обратная ёлка» и т. д.).
• треугольником — на одноцепных опорах.
• по схеме «зигзаг» на промежуточных опорах — на одноцепных ВЛ нижний провод на первой опоре подвешен к нижней траверсе, а на второй — к верхней; нижний провод подвешен наоборот: на первой опоре — к верхней траверсе, на второй — к нижней. Верхний провод крепят на первой опоре с правой стороны верхней траверсы, на второй — с левой. При такой схеме высота подвеса нижних проводов увеличивается в среднем на половину расстояния между нижней и верхней траверсами, что позволяет увеличить пролёт между опорами или уменьшить высоту опор. При подвеске на двухцепных ВЛ можно ещё больше увеличить длину пролётов, но при этом усложняется конструкция опор.

На воздушных линиях электропередач используются голые (без изоляции) провода, так как они расположены достаточно высоко . При передаче электроэнергии большей мощности используются провода большего сечения.

• Неизолированные провода описываются ГОСТ 839-80.
  • М — провод, состоящий из одной или скрученный из нескольких медных проволок.
  • А — провод, состоящий из одной или скрученный из нескольких алюминиевых проволок
  • АС — провод, состоящий из сердечника, сплетённого из оцинкованных стальных проволок, и намотки алюминиевых проволок. Получил наибольшее распространение. Также встречается устаревшее обозначение, обозначающее провод марки АС с отношением алюминий/сталь — около 6, например — АС400=АС400/64.
  • ПСО и ПС — провода, изготовленные из стали, соответственно однопроволочный и многопроволочный. Провод ПСО — это проволока телеграфная ГОСТ 1668-73.
  • АСКС — провод марки АС, но межпроволочное пространство стального сердечника, включая его наружную поверхность, заполнено нейтральной смазкой повышенной нагревостойкости.
  • АСКП — провод марки АС, но межпроволочное пространство всего провода, за исключением наружной поверхности, заполнено нейтральной смазкой повышенной нагревостойкости.
  • АСУ — сталеалюминиевые провода с усиленным стальным сердечником (устаревшее, провод марки АС с отношением алюминий/сталь — около 4, например — АСУ400=АС400/93).
  • АСО — сталеалюминиевые провода с облегчённым стальным сердечником (устаревшее, провод марки АС с отношением алюминий/сталь — около 8, например — АСО400=АС400/51).
  • АСУС — сталеалюминиевые провода с особо усиленным стальным сердечником (устаревшее, провод марки АС с отношением алюминий/сталь — меньше 3, например АС70/72, АС95/141).

В марке провода указывается и его номинальное сечение. Например, А-50 означает алюминиевый провод сечением 50 мм². Для стальных однопроволочных проводов в марке указывают диаметр провода. Так, ПСО-5 означает однопроволочный стальной провод диаметром 5 мм. Для сталеалюминевых проводов указывается два числа через дробь, числитель — сечение алюминиевых проводов в мм², знаменатель — сечение стального сердечника (например АС-400/51).

• Изолированные провода (самонесущий изолированный провод, СИП) — многожильные провода для воздушных линий электропередачи, содержащие изолированные жилы и несущий элемент, предназначенный для крепления или подвески провода. Они используются в основном для внутренних сетей. Токоведущие жилы проводов выполняют из круглой медной или алюминиевой проволоки. Изолирующую оболочку выполняют из резины или полихлорвинилового пластиката. Защитные покровы проводов с резиновой изоляцией выполняют в виде оплётки из волокнистых материалов, пропитанной противогнилостным составом. Провода с ПВХ-изоляцией обычно изготовляют без защитных покровов. Применяют также металлические защитные оболочки для защиты от механических повреждений.
• Защищённые провода — провода для воздушных линий электропередачи, поверх токопроводящей жилы которых наложена экструдированная полимерная защитная изоляция, исключающая короткое замыкание между проводами при схлёстывании и снижающая вероятность замыкания на землю.

Многопроволочные провода обычно поставляются на стандартных деревянных или металлических барабанах, а однопроволочные — на барабанах или в мотках, упакованных в бумагу и мешковину или полиэтиленовую плёнку.

Деревянные барабаны делаются из сосновых или еловых досок. Боковые диски (щёки) барабанов сколочены из двух-трёх слоёв досок и стянуты металлическими шпильками с обеих сторон шейки. В зависимости от диаметра щёк барабаны изготавливают нескольких типоразмеров (номеров). Щёки барабанов большого диаметра снабжены металлическими втулками.

Минимальная длина провода, намотанного на барабан (так называемая строительная длина), нормируется стандартами и зависит от типоразмера барабана и сечения провода.

• Электромонтажные работы. В 11 кн. Кн. 8. Ч. 1. Воздушные линии электропередачи: Учеб. пособие для ПТУ. / Магидин Ф. А.; Под ред. А. Н. Трифонова. — М.: Высшая школа, 1991. — 208 с. ISBN 5-06-001074-0
• Мельников Н. А. Электрические сети и системы, М.: Энергия, 1969. — 456 с. с илл.
• ГОСТ Р 52373-2005. Провода самонесущие изолированные и защищённые для воздушных линий электропередачи
• ГОСТ 839-80. Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи