/
Автор: Фигурнов Е.П.
Теги: электротехника электроэнергетика электроника электричество электрические сети релейная защита железные дороги реле защиты реле
ISBN: 978-5-89035-582-9
Год: 2009
Текст
Учебник
Е.П. Фигурнов
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
В 2 частях
Часть 2
Релейная защита устройств
тягового электроснабжения железных дорог
3-е издание, переработанное
и дополненное
Допущено
Федеральным агентством железнодорожного транспорта
в качестве учебника для студентов вузов
железнодорожного транспорта
Москва
2009
УДК 621.316.925 (075.8)
ББК 31.27-05я73
Ф49
Рецензенты: заместитель начальника технического отдела Департамента
электрификации и электроснабжения ОАО «РЖД» А.Р, Ранта\ зав. кафедрой
«Энергоснабжение электрическихжелезных дорог» МИИТа, д-р техн, наук, проф.
М.П. Бадер
Фигурнов Е.П.
Ф49 Релейная защита: Учебник. В 2 ч. Ч. 2. 3-е изд. перераб. и доп. —
М.: ГОУ «Учебно-методический центр по образованию на желез-
нодорожном транспорте», 2009. — 604 с.
ISBN 978-5-89035-578-2 (Общ.)
ISBN 978-5-89035-582-9 (Ч. 2)
Рассмотрены особенности защиты электротяговых сетей постоянного и
переменного тока от коротких замыканий и ненормальных режимов. Приве-
дены сведения о специальных электронных комплектах и микропроцессор-
ных терминалах устройств защиты тяговых сетей, линий ДПР и продольного
электроснабжения, а также элементов оборудования тяговых подстанций.
Изложены методы выбора уставок защит, приведены примеры расчетов. Да-
ются сведения о расчете надежности защит, техническом обслуживании и
аппаратуре проверки защит. Рассмотрены вопросы автоматического опреде-
ления удаленности коротких замыканий и опробования контактной сети на
отсутствие повреждений.
Учебник предназначен для студентов вузов железнодорожного транспорта
и может быть полезен слушателям курсов повышения квалификации, а так-
же инженерно-техническим работникам, занятым разработкой, проектиро-
ванием и эксплуатацией релейной защиты.
УДК 621.316.925 (075.8)
ББК 31.27-05я73
ISBN 978-5-89035-578-2
ISBN 978-5-89035-582-9
© Фигурнов Е.П., 2009
© ГОУ «Учебно-методический центр
по образованию на железнодорожном
транспорте», 2009
© ООО «Издательский дом
«Транспортная книга», 2008
Глава 8. ЗАЩИТА ТЯГОВОЙ СЕТИ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
8.1. Особенности нормального и аварийного режимов
Схемы питания. Расстояние между тяговыми подстанциями перемен-
ного тока составляет 40—60 км, в тяговой сети с усиливающим и экра-
нирующим проводами — до 80 км, а в системе 2 х 25 кВ с автотрансфор-
маторами — до 100 км; от этого расстояния зависит нагрузка фидеров
контактной сети в нормальном режиме и ток фидера при коротком за-
мыкании. Тяговая сеть в межподстанционной зоне получает питание с
двух сторон, посередине устанавливается пост секционирования. Между
тяговыми подстанциями А и В и постом секционирования ПС могут
быть размещены при необходимости пункты параллельного соедине-
ния ППС1 и ППС2 для стабилизации уровня напряжения в контактной
сети при больших размерах движения и снижения потерь электроэнер-
гии (рис. 8.1).
Схема питания межподстанционной зоны с постом секционирова-
ния и пунктами параллельного соединения носит название параллель-
ной. При отсутствии пунктов параллельного соединения (или их отклю-
чении) схема питания превращается в узловую. Пост секционирования
может быть выведен в ремонт. При этом выключатели QIIA1, QHA2,
QHB1, QnB2 отключают, а продольные разъединители QS1 и QS2 за-
мыкают. Схема питания межподстанционной зоны при отключенных
выключателях пунктов параллельного соединения (или при отсутствии
ППС) и отключенных выключателях поста секционирования ПС при
замкнутых продольных разъединителях (или при отсутствии ПС) назы-
вается раздельной.
В нормальных условиях все выключатели контактной сети в меж-
подстанционной зоне включены. Однако в процессе эксплуатации те
или иные выключатели могут быть отключены оперативно (например,
из-за ремонтных работ на перегоне), либо в результате действия релей-
ной защиты при коротких замыканиях или ненормальных режимах.
3
QS1
Рис. 8.1. Схема питания межподстанционной зоны двухпутного участка
На участках, где перетоки мощности первичной системы электро-
снабжения по контактной сети (уравнительные токи) имеют значитель-
ную величину, применяют посты секционирования с шиносоединитель-
ным выключателем Qllni. При нормальном режиме электроснабжения
тяги выключатель 9Пш отключен. При этом от левой подстанции до
поста и от правой подстанции до поста образуются две односторонние
петлевые схемы питания. Уравнительные токи в этом случае отсутству-
ют, что снижает потери энергии в контактной сети.
Основные схемы питания межподстанционной зоны приведены на
рис. 8.2. Изменение схемы питания не должно, как правило, сопровож-
даться изменением уставок защиты.
Нормальный режим. Ток фидера в нормальном режиме может изме-
няться в широких пределах и в период интенсивного движения грузо-
вых поездов достигать 600—800 А. В момент включения тягового транс-
форматора на электровозе под напряжение амплитуда броска намагни-
чивающего тока может быть равна 500— 600 А и выше. После внезапного
отключения фидера и автоматического повторного включения броски
тока в зоне питания 40—70 км достигают 1500—2500 А.
В режиме тяги фазовый угол Фн основной гармоники тока поезда
изменяется от 25 до 40°. В режиме пуска и при рекуперации он суще-
ственно увеличивается. Однако если ток фидера превышает значение
250—300 А, то влияние токов рекуперации и уравнительных токов на
его фазовый угол незначительно и в этом случае он не превышает 40°.
Ток электрических локомотивов и электропоездов с выпрямитель-
ными установками имеет несинусоидальную форму (рис. 8.3, кривая 2).
Кривую тока можно представить в виде бесконечной суммы нечетных
гармоник, среди которых наибольшую долю составляет третья гармо-
4
РУ-27,5 кВ
РУ-27,5 кВ
с
ТГ=“
____ I к.с. 2-го пути
^к.с. 1-го пути
Рельсы
РУ-27,5 кВ
ПС
РУ-27,5 кВ
------- с
-г-;---Ъ
Ilf а
____ I х > К-С. 2-го пути
_____ К С. 1 -го пути
Рельсы
А РУ-27,5 кВ
—с
ПС
5 l1 *У~ ппс215
к.с. 2-го пути
к.с. 1-го пути
Рельсы
РУ-27,5 кВ
ПС1 ПС2 =
Ай Гiij Tii~int' А А
а
к.с. 2-го пути
^кх. 1 -ГО пути
Рельсы
А РУ-27,5 кВ
,- - г
--— Ъ
—T-t а
ПС
QSni
QSn2
РУ-27,5 кВ в
—.. с
---b
А А а
______[ к.с. 2-го пути
____ ^к.с. 1 - го пути
Рельсы
а
а
а
с
b
а
в
с
b
г
Рис. 8.2. Схемы питания при нормальных режимах (затемненные выключатели —•
включены): а — раздельная; б — узловая; в — параллельная; г — с двумя постами
секционирования ПС1 и ПС2; д — две односторонних петлевых
(выключатель ОПш отключен)
5
ника (150 Гц), Содержание пос-
ледней в кривой тока достига-
ет 30 %, а при рекуперации —
еще больше. С увеличением
числа поездов в зоне питания
данного фидера содержание
высших гармоник уменьшает-
ся, в частности, уровень тре-
тьей гармоники может сни-
Рис. 8.3. Осциллограмма тока и напряжения зиться на величину от 7 до 8 %.
В кривой напряжения фидера
(кривая 7) также содержатся высшие гармоники; однако их доля мень-
ше, чем в токе фидера и не превышает, как правило, 3 %.
Если токоприемник электровоза движется по контактному проводу,
покрытому гололедом, то при токосъеме возникает интенсивное переме-
жающееся искрение. Силовая цепь электровоза то разрывается, то (при
пробое корки льда) вновь подключается под напряжение, оказываясь в
постоянно возобновляющемся нестационарном режиме. Форма тока рез-
ко искажается, в нем появляются четные и нечетные гармоники с боль-
шим содержанием, в том числе и гармоники с частотой 25 Гц (от 15 до
20 %). Фазовый угол возрастает свыше 50°. Если рельсовая цепь автобло-
кировки по каким-либо причинам будет обладать выраженной несим-
метрией, то составляющая тока электровоза с частотой 25 Гц может явить-
ся причиной неверного действия автоблокировки. Возрастание же фазо-
вого угла может вызвать неверное действие тех ступеней релейной защиты,
характеристика которых чувствительна к этому параметру.
Расчетные параметры нормального режима включают в себя величины
максимальных токов, минимальных значений напряжений и минималь-
ных значений сопротивлений, измеряемых защитами фидеров тяговых
подстанций и постов секционирования, а также защитами, установлен-
ными на пунктах параллельного соединения. Кроме того, к расчетным па-
раметрам относят фазовый угол первой гармоники тока, наибольшее зна-
чение которого принимают фн тах = 40°, и содержание высших гармоник в
токе фидера, наименьшее значение которого принимают а = 7 %.
Выбранное д ля расчета уставок защиты значение максимального тока
нагрузки допускается корректировать по местным условиям, исходя из
реальных размеров движения и условий эксплуатации до величины, при
которой число ложных отключений признается допустимым.
6
Выбор расчетных значений максимального тока фидеров под-
станций и постов секционирования при нормальной работе осуще-
ствляют в соответствии с Правилами устройства системы тягового
электроснабжения железных дорог РФ (ПУСТЭ) для режима дви-
жения грузовых поездов расчетной и максимальной массы в интен-
сивный час:
• на однопутных участках — при частично пакетном графике движе-
ния из трех поездов в направлении наибольшего электропотребления с
интервалом, определяемым по табл. 8.1, и одного поезда в обратном
направлении;
Таблица 8.1
Расчетные размеры движения поездов, пар в сутки Интервал на одно- путных и двухпут- ных участках, мин Количество грузовых поездов на двухпут- ных участках, пар в интенсивный час
грузовых пассажирских и пригородных
До 24 До 20 20 2
Более 20 15 3
От 24 до 36 До 20 12 4
Более 20 10 6
От 37 до 48 До 20 9 5
Более 20 8 7
От 49 до 72 До 20 8 7
Более 20 6 10
Свыше 72 До 20 7 8
Более 20 5 12
• на двухпутных и многопутных участках — для размеров движения
в интенсивный час или интервалов между поездами, определяемыми
по табл. 8.1, при раздельном питании путей;
• на слабо загруженных участках — в режиме пропуска двух поездов
максимальной массы в направлении наибольшего электропотребления;
• при выпадении подстанции — в режиме пропуска одного поезда
максимальной массы.
Расчетная масса поездов определяется как средняя для части поез-
дов, равной 25 % общего числа поездов, обращающихся на участке, в
которую должны входить все поезда максимальной массы.
7
Максимальный ток фидера на подстанциях, постах секционирова-
ния и пунктах параллельного соединения вычисляют на основании дан-
ных о значениях пускового тока поезда максимальной массы и средних
токах за время хода по межподстанционной зоне поездов максималь-
ной и расчетной массы, определяемых на основании тяговых расчетов.
При отсутствии таких расчетов значение пускового тока (тока
трогания) одного локомотива принимают по табл. 8.2 с учетом ограни-
чений по местным условиям.
Таблица 8.2
Серия электровоза Мощность часового режима, кВт Мощность продолжительного режима, кВт кпд Пусковой ток, А Ток ограничения, А
ВЛ80к ВЛ80с ВЛ80т ВЛ80р 6520 6160 0,866 0,866 0,866 0,84 0,84 460 440 (ОП2) 424 (ОП1) 370 (1Ш)
ВЛ85 10 000 9400 0,84 0,86 604 —
При отсутствии справочных данных пусковой ток определяют по
условию:
Р 103
I = (1,2 -1,4) 7Ч= (1,2 -1,4) , (8 1)
ip 4 с/ ПК
э ’ м
где /ч — ток часового режима электровоза, А;
Рч — мощность часового режима локомотива, кВт;
— номинальное напряжение электровоза, В;
П — коэффициент полезного действия;
— коэффициент мощности.
Для электровозов переменного тока принимают U3 — 25 000 В.
При кратной тяге значение пускового тока увеличивают пропорци-
онально числу электровозов (секций) в поезде.
Средние по длине межподстанционной зоны эффективные токи Тт гру-
зовых поездов максимальной и расчетной массы вычисляют по формуле:
w Q Vk , к к,кгт
Л - -£5_2S_2^JL, (82)
где wr — удельный расход электроэнергии на движение грузового поезда мас-
сой Qr, Вт-чДткм);
8
Qr — масса грузового поезда, т;
V — средняя скорость движения грузового поезда массой Qr в межподстан-
ционной зоне, км/ч;
£/э — номинальное напряжение электровоза, В;
кзф “ коэффициент эффективности тока поезда;
к3 — коэффициент, учитывающий дополнительное электропотребление в
зимних условиях (принимают равным 1,1);
— коэффициент, учитывающий соотношение между средним значени-
ем выпрямленного тока и действующим значением переменного тока (прини-
мают равным 0,97);
Кц— отношение действующего значения напряжения первичной обмотки
трансформатора электровоза к среднему значению выпрямленного напряже-
ния (принимают равным 1,11);
км — коэффициент мощности электровоза;
Л — коэффициент полезного действия.
Значение удельного расхода электроэнергии на тягу му получают из
тягового расчета. Если известно значение и>г для расчетной массы Qp,
то значение удельного расхода электроэнергии и>'г для грузового поезда
массой Q'r определяют по формуле:
w’r = wr 0,92 + 0,08
(8.3)
Допускается принимать значение удельного расхода электроэнергии
на движение грузовых поездов неравным, Вт ч/(т-км), для типов про-
филей пути:
I Равнинного 15,0
II, III Холмистого и холмисто-горного 17,0
IV Горного * 18,0.
При использовании этих данных в формуле (8.2) принимают Kd - к у-
= Т] = 1.
Значение коэффициента эффективности тока поезда кЭф определя-
ют по формулам:
«3*= 1+0,2 а, [1,1 <а< 1,5],
%= 1.1 Л, [«>1.5). (84)
где а — отношение времени хода поезда по зоне ко времени его хода под
токомт_(а:=т1./тт).
Значение а зависит от профиля пути и режима ведения поезда. Оно
изменяется в пределах от 1,1 до 2,5 и принимается по данным тяговых
расчетов. Наиболее распространенные значения 1,2—1,4.
9
Для тяговой подстанции расчетную величину максимального тока
фидера /н тах вычисляют для схем раздельного, узлового и параллель-
ного питания путей по формуле:
1 (п -1) + / (и -п )
/ - J _|_ гм 3,™ гр Э Э,ГМ7 yg 54
и, max ~ гм,тр & ’ ' * '
где I — средний ток грузового поезда расчетной массы, А;
1^ — ток трогания поезда максимальной массы, А;
— средний ток грузового поезда максимальной массы, А;
пэ — расчетное число поездов в расчетной зоне на одном пути;
«э гм —• то же поездов максимальной массы;
к — коэффициент, равный единице при одностороннем питании и равный
двум при двухстороннем питании контактной сети.
Значение пэ ш принимается равным двум, если число поездов мак-
симальной массы за сутки составляет от 5 до 25 % общего числа поездов
и равным единице, если число поездов максимальной массы за сутки
составляет менее 5 %.
Значение расчетного числа поездов пэ в расчетной зоне на одном пути
принимают равным:
— для однопутных участков пэ = 4;
— для двухпутных участков
т 60/
и = —----
Э о КО ’
(8.6)
где — время хода поезда по расчетной зоне, мин;
0 — период графика (интервал попутного следования), мин;
/ — длина расчетной зоны, км;
V — средняя скорость движения, км/ч.
Для фидера тяговой подстанции принимают тх = тх АВ, / = IАВ, где
тх ав — время хода поезда по межподстанционной зоне, мин; /АВ — рас-
стояние между смежными подстанциями А и В (длина межподстанци-
онной зоны), км.
Если вычисленное по формуле (8.6) значение имеет дробную часть
не более 0,1, то округление значения п3 до целого числа производят в
меньшую сторону, а в остальных случаях — в большую.
На слабо загруженных участках в формуле (8.5) принимают п3 = п3 ш=
= 2. При выпадении подстанции в этой же формуле принимают п3 —
= п3 гм = 1. В приближенных расчетах принимают п3 ш = 1.
10
Для поста секционирования расчетное значение максимального тока
фидера вычисляют по формуле:
где / — длина расчетной зоны, км;
I ав — расстояние между смежными подстанциями А и В, км;
п'3 га — расчетные значения числа грузовых поездов и числа грузовых
поездов максимальной массы в зоне защиты поста секционирования.
Для одностороннего питания принимают к == 1, 1/1АВ = 1; двухсто-
роннего к = 2.
Значение п'3 вычисляют по формуле (8.6), в которой длину расчет-
ной зоны / принимают (в зависимости от рассматриваемого фидера по-
ста секционирования) равной расстоянию от этого поста до левой под-
станции А (/ = I ад ) или расстоянию от этого поста до правой подстан-
ции В (/= /пв).
Значение расчетного числа поездов максимальной массы п'3 гм при-
нимают как для тяговой подстанции (я'э ш “ п3 ш).
Значения расчетного числа поездов п'3 в заданной зоне на одном пути
для фидера поста секционирования принимают равным:
• на однопутных участках при наличии в межподстанционной зоне
одного поста секционирования п'3 = 3;
• на однопутных участках при наличии в межподстанционной зоне
двух постов секционирования для фидера с меньшим расстоянием от
поста до тяговой подстанции п'3 - 2, а для .фидера с большим расстоя-
нием от поста до другой тяговой подстанции п'3 = 3;
• на двухпутных участках при наличии в межподстанционной
зоне одного или двух постов секционирования п'3 вычисляют по
формуле (8.6), причем в формулах (8.6) и (8.7) для фидеров одного
направления принимают I — IПА, а для фидеров другого направления
^ПВ’
• на слабо загруженных участках п'3 ~ п'3 гм = 2;
• при выпадении подстанции п'3 = и'э гм = 1.
В приближенные расчетах принимают п'3 гм = 1.
Для пункта параллельного соединения максимальный рабочий ток
вычисляют при условии, что возле него трогается поезд расчетной мас-
сы, при этом соседние пути полагают незагруженными:
11
_п-\
н,шах ~ « гм,тр’
(8.8)
где n — число путей с включенной под напряжение контактной сетью.
Минимальное значение напряжения <7Н min на шинах тяговой под-
станции переменного тока принимают равным 25 000 В, на шинах поста
секционирования и возле пунктов параллельного соединения — 21 000 В,
а на слабо загруженных участках — 19 000 В.
Минимальное значение полного сопротивления измеряемое
защитами выключателей подстанций, постов и пунктов параллельного
соединения контактной сети переменного тока в нормальном режиме
работы, вычисляют по формуле:
Z . = (8.9)
H,mm j '
н,шах
Активная min и реактивная min составляющие полного сопро-
тивления Z„ min равны
Ai,min ~~ cos
(8.10)
где (pH — фазовый угол нагрузки в нормальном режиме, принимаемый равным
от 30° до 40°.
Пример 8.1. Вычислить исходные параметры режима движения поездов
в интенсивный час для межподстанционной зоны двухпутного участка си-
стемы однофазного переменного тока длиной /дз = 48 км при узловой схе-
ме питания в нормальном режиме. Расстояние между постом секциониро-
вания и тяговой подстанцией В /пв = 25 км.
Суточные размеры движения: грузовых поездов всего Аг = 42 пары, в том
числе максимальной массы = 6 пар, пассажирских поездов Ап = 30 пар.
По таблице 8.1 находим интервал попутного следования 0 = 8 мин.
В грузовом движении на заданном участке используется электровоз
ВЛ-80с. Для грузовых поездов расчетной массы электровоз состоит из двух
секций, для грузовых поездов максимальной массы — трехсекционный ло-
комотив. Максимальная масса грузового поезда QrM = 6000 т, расчетная
масса грузового поезда = 4000 т.
Средняя скорость движения грузового поезда по межподстанционной
зоне И= 50 км/ч. Профиль пути — холмисто-горный.
Определяем процент грузовых поездов максимальной массы:
гм,%
^гм 100 _ 6-100
N + N ~ 42 + 30
Г п
%.
12
Поскольку jVrM % превышает 5 %, то число грузовых поездов максималь-
ной массы в пачке’в интенсивный час принимается равным лэ ш = п'э ш = 2.
Определяем по формуле (8.6) значение расчетного числа поездов пэ в
межподстанционной зоне и расчетного числа поездов л'э в зоне между по-
стом секционирования ПС и тяговой подстанцией В:
п
э
60/АВ _ 60 • 48
КО ” 50-8
= 7,2 поездов,
- 60/ПВ -60-25
э КО 50-8
= 3,75 поездов.
Поскольку дробная часть этих чисел больше значения 0,1, то произво-
дим их округление до целого в большую сторону: иэ = 8, л'э = 4.
Ток трогания трехсекционного локомотива ВЛ-80с в 1,5 раза больше
значения, указанного в табл. 8.2 для двухсекционного локомотива ВЛ-80с:
/ = 1,5-460 = 690 А.
Поскольку данные тяговых расчетов не заданы, то средний по зоне ток
поездов находим на основании расчетного удельного расхода электроэнер-
гии на тягу поездов в грузовом движении. Для холмисто-горного профи-
ля принимаем м>г = 17,0 Вт • ч/(т км) и отношение времени хода поезда ко
времени хода под током а = 1,4.
Находим значение коэффициента эффективности тока поезда по фор-
муле (8.4) при 1 < а £ 1,5:
кэф= 1 + 0,2а = 1 + 0,2*1,4 = 1,28.
Находим значение среднего по зоне тока грузового поезда расчетной
массы по формуле (8.2), полагая для данного случая
Kd~ kv~ ки~ 1, к3= 1,1, км= 0,866 (см. табл. 8.2):
17-4000 50 1,28 -1,1 1 1 .
1_ =-------------------=-------------------------= 221 А.
17 Ux\k 25 000 • 1 • 0,866
э м
Используя эту же формулу (8.2), находим среднее по зоне значение тока
грузового поезда максимальной массы:
j = = 17-6000-50 1,28 1,1 1 1 _ 332 д
U зк 25 000 • 1 • 0,866
э м
Пример 8.2. Для двухпутного участка переменного тока с узловой схе-
мой питания и длиной межподстанционной зоны /^ = 48 км определить
расчетные значения токов и сопротивлений, измеряемых защитами на тя-
13
говой подстанции А и на посту секционирования ПС в режиме интенсив-
ного движения поездов при нормальной схеме питания. Расстояние от по-
ста секционирования ПС до смежной подстанции В/пв = 25 км. Необходи-
мые для расчета исходные данные вычислены в примере 8.1: число грузовых
поездов на одном пути в межподстанционной зоне пэ = 8, а в зоне между по-
стом секционирования и смежной подстанцией п'3 = 4; число грузовых поез-
дов максимальной массы в межподстанционной зоне пэгм — ток тро-
гания поезда /гм = 690 А; средние токи грузовых поездов максимальной и
расчетной масс равны, соответственно, 7ГМ = 332 А, 1^- 221 А.
Максимальное значение тока фидера на тяговой подстанции находим
по формуле (8.5):
I (и -1) + Z (и -и )
J. _^гмхэ,гм 7 гр э э,гм7_
н,шах ~ гм,тр & ~
= 690 + 221(8-2)
2
Принимая минимальное напряжение на шинах тяговой подстанции
min = 25 000 В, находим по формуле (8.9) значение минимального со-
противления, измеряемого защитой фидера на тяговой подстанции в ре-
жиме интенсивного движения поездов:
7 25 000
Z _ —j----_--------= 16 S Ом.
и,mm j 1519
н,тпах
Максимальное значение тока фидера поста секционирования ПС нахо-
дим по формуле (8.7):
J690 +^2-1_) +221(4-2)125 = 561 д
2 J 48
Принимая на посту секционирования t7Hmin = 21 000 В, получаем по
формуле (8.9) для защиты поста секционирования ПС:
Z
н,тт
U
н,тш
Ацтах
21000
561
- 37,4 Ом.
Фазовый угол нагрузки принимается равным фн = 40° (cos фн = 0,766; sin фн =
= 0,643). Активная и реактивная составляющие сопротивления, измеряемого
защитой на фидере подстанции, в режиме интенсивного движения поездов:
14
^н,пйп cos фн 16,5*0,766 12,6 Ом,
^н.пйп ~~ min Фн ” 16,5 0,643 — 10,6 Ом.
Эти же составляющие на посту секционирования:
^,minc<'>s Фн “ 37,4*0,766 — 28,6 Ом,
^H,min — ^[,min s*n Фн — 37,4*0,643 — 24,0 Ом.
Режим короткого замыкания. Тяговая сеть напряжением 27,5 кВ может
быть представлена как электрическая цепь с активной R и индуктивной
X составляющими сопротивления. Емкостной составляющей из-за ее
малости пренебрегают. При подключении такой цепи к достаточно мощ-
ному источнику с синусоидальным напряжением и -Uт sin(co/ + у) ток
в ней изменяется по закону:
z = Л/ sin(cor+v - Ф ) - Л/ ехр( -r/T)sm(y -ф ),
гк 1ч Jv л.
Фк = arctg(X/.R), Т = X/((OR), Х=Х + Х + Х. (8.11)
/V U 1 KV
R = R +R +R
С Т КС
J
где 1К — действующее значение установившегося тока КЗ;
Хс, — индуктивное и активное сопротивления энергосистемы;
RT — то же тяговой подстанции;
Укс, RKC — то же контактной сети;
ср*. — фазовый угол между током и напряжением в установившемся режиме;
у— угол, определяющий мгновенное значение напряжения при t = 0, т.е. в
момент КЗ (начальная фаза напряжения).
Первое слагаемое в выражении (8.11) называется периодической или
вынужденной составляющей, второе — апериодической или свободной
составляющей. При удаленных КЗ апериодическая составляющая за-
тухает через 15—30 мс. При близких к тяговой подстанции КЗ постоян-
ная времени Твозрастает (из-за малости Rc и 1^) и время затухания апе-
риодической составляющей увеличивается до нескольких периодов. Для
сверхбыстродействующих защит с временем действия около 10 мс апе-
риодическая составляющая может стать причиной неселективной ра-
боты (излишнего срабатывания) защиты.
Установившееся значение тока КЗ при расстояниях между подстан-
циями 50—65 км на двухпутном участке с постом секционирования из-
меняется в зависимости от места повреждения в диапазоне от 400 до
6000 А.
15
Фазовый угол срк основной гармоники тока КЗ определяется, в ос-
новном, параметрами тяговой сети и составляет 60—80°. В кривой пи-
тающего напряжения (см. рис. 8,3, кривая 4) может содержаться неболь-
шой процент высших гармоник, поэтому форма тока КЗ (кривая 5) бу-
дет не чисто синусоидальной, однако содержание высших гармоник в
нем не превышает 4 %. На осциллограмме, приведенной на рис. 8.3,
точка 3 соответствует моменту возникновения короткого замыкания.
Величина тока КЗ существенно зависит от схемы питания, от того,
какие выключатели в межподстанционной зоне включены или выклю-
чены. Поэтому защиту от КЗ необходимо рассчитывать д ля таких усло-
вий, при которых наиболее сложно обеспечить требования селектив-
ности и чувствительности.
На величину тока и фазового угла при КЗ большое влияние оказывает
электрическая дуга, возникающая в месте повреждения. При пробое изо-
ляции ее сопротивление составляет обычно 0,1—0,5 Ом. В случае пере-
крытия гирлянды изоляторов по загрязненной поверхности это сопро-
тивление может достигать 0,5—2,5 Ом. При перекрытии нейтральной
вставки дуга выдувается ветром до нескольких метров и ее сопротивле-
ние может возрасти до 5—10 Ом. В случае обрыва провода и падения его
на сухую землю или шпальную решетку переходное сопротивление (дуга
и сопротивление земли) может достигать 20 Ом и более, но через несколь-
ко периодов (от 2 до 6) это значение снижается в несколько раз.
Самым частым видом КЗ на контактной сети является перекрытие
изоляторов.
Большие сопротивления дуги осложняют работу защиты, особенно
тех ее ступеней, которые реагируют на фазовый угол тока КЗ. При замы-
кании через дугу с сопротивлением 2—2,5 Ом фазовый угол удаленного
тока КЗ уменьшается до 52—55°; при повреждениях, близких к подстан-
ции и сопровождающихся электрической дугой, снижается еще больше.
Влияние электровозов на процесс короткого замыкания. Определим
качественное влияние электрических локомотивов на процесс КЗ в тя-
говой сети. Электровозы и электропоезда переменного тока оборудова-
ны тяговыми двигателями постоянного тока и выпрямительной уста-
новкой. Ток тягового двигателя:
/д=(^-£д)/Лр=(^-С«ф)/ЛР> (8.12)
где Ud — среднее значение выпрямленного напряжения, приходящееся на один
двигатель;
16
£д — ЭД С двигателя;
С — постоянная;
п — частота вращения якоря;
Ф — магнитный поток в магнитопроводе двигателя;
Яр — результирующее сопротивление в цепи двигателя.
При КЗ напряжение на токоприемнике локомотива £/э, а также ве-
личины U& £д, Zj существенно изменяются (рис. 8.4). Пусть до момен-
та режим работы сети был нормальным — напряжение на двигателе
ток двигателя /ди, а ЭДС двигателей Е^. В момент времени q в
тяговой сети произошло КЗ и напряжение на токоприемнике резко сни-
зилось до 17эк, в таком же отношении снижается напряжение UdK. Зна-
чение зависит от частоты вращения якоря двигателя и магнитного
потока его полюсов. Из-за инерции поезда частота вращения якоря ос-
тается практически постоянной в течение всего времени действия ре-
лейной защиты.
Энергия магнитного поля также не может меняться скачком на ко-
нечную величину за бесконечно малый промежуток времени. При из-
Г’ менении магнитного потока в магнитопроводе наводятся вихревые токи,
которые стремятся сохранить неизменным первоначальное магнитное
состояние замкнутой магнитной цепи двигателя. Однако в контуре вих-
v \ ре вых токов имеется активное сопротивление, и поэтому они постепен-
но затухают. Энергия магнитного поля переходит в тепло, магнитный
поток, а следовательно, и ЭДС Ед постепенно уменьшаются.
Как следует из приведенных
графиков, в промежутке време-
ни от Zj до t3 ЭДС Ед больше
приложенного напряжения Ufa.
I la основании выражения (8.12)
'гок двигателя /д должен был бы
изменить знак, что соответству-
ет режиму рекуперации. Одна-
ко на электровозе переменного
тока этому препятствует вып-
рямительная установка. При
> Ufa она запирается, а ток /д
снижается до нуля. Ток электро-
воза /э0 становится равным току,
потребляемому цепями соб-
ственных нужд локомотива.
Рис. 8.4. График изменения тока и напря-
жения электровоза при КЗ в контактной
сети
17
Начиная с момента ?3, ЭДС двигателей снова становится ниже при-
ложенного к ним напряжения, выпрямительная установка отпирается
и ток двигателя возрастает до 1^. Промежуток времени %п - — t2 но-
сит название бестоковой паузы, которая длится 0,1 с и более в зависи-
мости от места КЗ и расположения локомотива.
Более детальный анализ показывает, что запирание силовой цепи элек-
тровоза происходит в том случае, если напряжение на токоприемнике
скачком снижается более, чем в 2 раза. В таком режиме оказываются, как
правило, электровозы, находящиеся не далее 10—12 км от места глухого
короткого замыкания. При наличии дуги в месте повреждения это рас-
стояние уменьшается. Значение тока электровоза при резком снижении
напряжения можно оценить по приближенной зависимости:
(8.13)
где /эк — ток электровоза после резкого снижения напряжения на токоприемнике;
~ ток электровоза, потребляемый в предшествующем нормальном режиме;
<7ЭК — напряжение на токоприемнике при КЗ в контактной сети;
иэя — напряжение на токоприемнике в предшествующем нормальном режиме;
а, Ь — коэффициенты, зависящие от времени, прошедшего от момента КЗ.
Через 10 мс после момента возникновения КЗ а =1,7, b = 0,42; через
20 мс эти коэффициенты равны а = 2,2, b = 0,85; через 40 мс и более
можно принять я = 2,5, А = 1,1. Фазовый угол тока электровоза при этом
возрастает до 50—55° практически вне зависимости от степени сниже-
ния напряжения. Для защит это обстоятельство является благоприят-
ным. Поэтому, если КЗ отключается защитой за время 0,1—0,15 с, то с
наличием поездов на линии и их влиянием на процесс КЗ можно не
считаться.
Граничные значения величин, характеризующих режимы. В табл. 8.3
приведены граничные (наибольшие и наименьшие) значения ряда при-
знаков нормального и аварийного режимов, отнесенные к одному фи-
деру подстанции, для двухпутного участка при расстоянии между под-
станциями 50—60 км.
При небольших длинах защищаемых зон в режиме КЗ ток фидера
значительно больше, а входное сопротивление меньше, чем в нормаль-
ном режиме. Для таких условий защиты, реагирующие на ток /ф, или на
входное сопротивление ZBX, четко различают нормальный и аварийный
18
режимы. Однако при длинах защищаемых зон 50 км и более они этого
сделать уже не в состоянии и следует использовать другие величины.
Таблица 8.3
Режим Граничные значения величин
Z , вх ’ Ом Ф, °эл «3, % Д/ф, Д£/, di or dU or
dt ’ кА/с dt кВ/с
Нормаль- ный <850 >30 <40 >7 <250 <5 <35 <300
Пуск элек- тровоза <320 >85 < — 60 >7 <80 <1,6 <0,08 <1,6
Включение транс- форматора электровоза <1200 >25 >60 >30 < 1200 <4,8 <300 <2400
Потеря и восста- новление питания <2500 > 10 >40 >7 <2500 < 13 <25 < 125
КЗ на элек- тровозе <2000 > 12 >60 <3,6 <2000 < 10 <80 <400
КЗ в кон- тактной сети у смежной подстанции >370 <75 >55 <3,0 §0 <1,5 >75 >400
То же у поста сек- циониро- вания >740 <38 >55 <2 $0 >3 > 150 >800
Примечания. 1. В таблице: /ф — действующее значение тока фидера; ZBX — мо-
дуль входного сопротивления фидера (отношение абсолютных значений на-
пряжения на шинах к току фидера); ф — фазовый угол между первыми гармо-
никами напряжения на шинах и тока фидера; а3 — содержание третьей гармо-
ники в токе фидера; Д/ф — скачок тока фидера (разность между конечным и
начальным значениями тока в переходном режиме); Д/7 — скачок напряжения
на шинах подстанции;
dt
— абсолютное значение скорости изменения
19
огибающей амплитуд тока фидера в переходном режиме;
dt
значение скорости изменения огибающей амплитуд напряжения
— абсолютное
на шинах под-
станции.
2. Для режима пуска электровоза значение фазового угла в числителе соот-
ветствует концу пуска (большие токи), а в знаменателе — началу.
3. Значения величин для режима КЗ на электровозе соответствуют повреж-
дениям на стороне выпрямленного тока.
Скачки тока Л7ф и напряжения А Сне дают четкой информации о режи-
мах работы защищаемого фидера. Остальные величины более информатив-
ны, однако в некоторых случаях и они могут дать ложную информацию
(включение трансформатора электровоза, режимы пуска и малых нагрузок).
Поэтому защита зоны в 50 км и более не может быть построена с использо-
ванием только одной величины; необходимо использовать сочетание не-
скольких из них. В настоящее время применяются защиты, реагирующие на
ток, напряжение и фазовый угол между ними. В дальнейшем можно ожи-
дать более широкого использования таких признаков как содержание выс-
ших гармоник или скорость изменения огибающей амплитуд тока.
8.2. Вычисление параметров короткого замыкания
Схема замещения. Вычисление параметров короткого замыкания
осуществляется на основе эквивалентной схемы замещения с индук-
тивно развязанными сопротивлениями, в том числе контактной сети и
рельсов. Наиболее точные результаты по приведенным далее формулам
получают при использовании в расчетах комплексных значений сопро-
тивлений, напряжений и токов.
Для выбора уставок релейной защиты, в тех случаях, когда фазовые
углы вычислять не требуется, допускается выполнять расчет короткого
замыкания с использованием только модулей (абсолютных значений)
сопротивлений, напряжений и токов. Возникающая при этом погреш-
ность компенсируется коэффициентами запаса и чувствительности.
В общем случае схема питания для межподстанционной зоны с па-
раллельным питанием при коротком замыкании на участке /3 приведе-
на на рис. 8.5, а. Эквивалентные (индуктивно развязанные) схемы за-
мещения приведены на рис. 8.5, б. в, в которой рас, иъ рас — расчет-
ные напряжения тяговых подстанций соответственно А и В; 2^, 2^»
Ztc4 — сопротивления тяговой сети (контактной сети и рельсового пути)
20
Рис. 8.5. Схемы питания (а) и замещения (б, в) тяговой сета
на неповрежденных участках соответственно /р /2, /4; Z3, Z\ — индук-
тивно развязанные сопротивления поврежденной контактной сети (на
нижнем пути) поврежденного участка /3 на длине соответственно Ц и
/3'; Z^3, Z^3 — результирующие индуктивно развязанные сопротивления
неповрежденной контактной сети всех путей, кроме нижнего, повреж-
денного участка /3 на длине соответственно /3 и /3" (контактные сети не-
поврежденных путей на поврежденном участке соединены параллель-
но); Zp3, Zp3 — индуктивно развязанные сопротивления рельсового пути
и взаимной индуктивной связи между контактными сетями поврежден-
ного и неповрежденного путей поврежденного участка /3 на длине со-
ответственно /3' и /3"; 2^, ZnB — сопротивления смежных подстанций;
21
^тгз’ — сопротивление троса группового заземления и сопротивле-
ние дуги; /3', 13" — токи в контактной сети поврежденного (нижнего)
пути соответственно надлине 13 и /3"; Iq3 — суммарный ток контактных
сетей всех неповрежденных путей на поврежденном участке /3; /А, /в —
токи подстанций А и В; /к — ток, проходящий через место КЗ.
Для вычисления параметров короткого замыкания необходимо вы-
числить сопротивления ZA, Zg, ZAB результирующей схемы замещения
(рис. 8.5, в)
^а = 4а + 2гса>
ZB==ZnB + ^cB, (8-14)
^АВ ~ ^гсАВ + Атз’
где 2^, — сопротивления тяговых подстанций А и В, Ом;
^тСА’ ^гсВ’ ^гсАВ ~ эквивалентные сопротивления тяговой сети, формулы
для вычисления которых, приведены ниже в табл. 8.10, Ом;
г^гз — индуктивно развязанное сопротивление троса группового заземле-
ния, Ом.
Ап — сопротивление дуги, Ом.
ЛД
В необходимых случаях вместо сопротивления дуги 7?д может исполь-
зоваться сопротивление — переходное сопротивление провод — земля
в месте падения провода на верхнее строение пути, Ом.
Параметры тяговых подстанций. Расчетное значение напряжений 6^ac
подстанций принимают равным 26 200 или 28 900 В (27 500 ± 5 % В).
При вычислении минимальных значений токов короткого замыкания,
притекающих к месту повреждения от данной подстанции, расчетное
напряжение на ней принимают 26 200 В, при вычислении максималь-
ных значений этих токов — 28 900 В; для приближенных расчетов допус-
кается принимать (7рас = 27 500 В.
Сопротивление тяговой подстанции при двухфазном коротком за-
мыкании вычисляют по формуле, Ом:
J 1 (1±аш)«
2U 2 —- +---22—-
п S 1005 п
С т т
(8.15)
где — индуктивная составляющая сопротивления подстанции, Ом;
Uu — напряжение на выводах тяговой обмотки трансформатора, кВ;
5С— мощность короткого замыкания на вводах в подстанцию, МВ-А;
5Т — номинальная мощность трансформатора, МВ-А;
пт — число включенных в работу трансформаторов;
22
ик — напряжение короткого замыкания трансформатора, %;
— заводской допуск на величину напряжения короткого замыкания.
Если параметры энергосистемы заданы сопротивлением Хс (Ом) при
базовом напряжении U6 (кВ), то мощность короткого замыкания (МВ*А)
вычисляют по формуле:
Sc=u\/Xz. (8.16)
Напряжения короткого замыкания для силовых трехобмоточных
трансформаторов разных типов и разной мощности, используемых на
тяговых подстанциях переменного тока напряжением 27,5 кВ, имеют
несущественные отличия.
Если отсутствуют более точные сведения о входящих в формулу (8.15)
величинах, то для приближенных расчетов их принимают по табл. 8.4.
Таблица 8.4
Режим энергосистемы Значение величин, входящих в формулу (8.15)
5С, MB A Ц,,кВ Ик, /о пт
Минимальный 400 27,2 11.50(17,14) 13,40(25,60) + 0,05 1
Средний 1000 27,5 10.50(17.501 12,50(22,00) 0 1
Максимальный 2000 27,5 9.95(18.50) 12,40(19,00) -0,05 2
Примечания*. 1. Числитель — для трансформаторов с напряжением первич-
ной обмотки 115 кВ, знаменатель — то же 230 кВ.
2. В скобках — для трансформаторов типа ТДТНЖУ, без скобок — типа
тдтнж, тдтнэ.
При вычислении минимальных токов короткого замыкания прини-
мают минимальный режим энергосистемы, при вычислении максималь-
ных токов — максимальный. Если параллельная работа двух трансфор-
маторов в эксплуатационных условиях не предусмотрена, то в макси-
мальном режиме принимают также лт — 1.
В табл. 8.4 для каждого из режимов работы энергосистемы приведе-
ны значения Un, ик, схзд с учетом действующих норм на уровни измене-
ния напряжения в сетях 110, 220 кВ, реального диапазона регулирова-
ния напряжения под нагрузкой на тяговых трансформаторах, измене-
ний из-за этого напряжений короткого замыкания ик Кроме того,
величина uv может изменяться по сравнению с табличным значением в
IV
23
среднем на 5 % из-за наличия нормированного заводского допуска азд.
При этом в каждом из крайних режимов принят наиболее неблагопри-
ятный знак заводского допуска. Для реальных подстанций вместо таб-
личного значения ик, величина которого определяется на основании
табл. 8.4, в формулу (8.15) следует подставлять действительное значе-
ние «к (если оно известно) для положений РПН на следующих ответв-
лениях (в процентах): -16 % — для режима минимума, 0 % — для сред-
него режима, +10 % — для режима максимума энергосистемы. При ис-
пользовании действительного (измеренного) значения на этих
ответвлениях, в формуле (8.15) принимают азд — 1.
Пример 8.3. Вычислить сопротивление подстанции с тяговыми транс-
форматорами ТДТНЭ-40000/110 в минимальном и максимальном режимах.
В минимальном режиме сопротивление энергосистемы, приведенное к ба-
зовому напряжению 27,5 кВ, равно 1,25 Ом. В максимальном режиме пара-
метры энергосистемы не заданы.
Для минимального режима по формуле (8.16) находим:
S = = 605 МВ • А.
с *>25
С
Используя данные табл. 8.4 и формулу (8.15), находим для минимально-
го режима:
Сопротивление этой же подстанции в максимальном режиме на осно-
вании табл. 8.4 и формулы (8.15) равно:
Z =2x27,52
п *
1 0,95x9,4
--+ —!------U.
^2000 100x40xlJ
= 2,44 Ом,
Параметры места короткого замыкания. При выборе уставок ряда защит
(резервные, защиты от1 коротких замыканий на разземленные опоры) рас-
четные значения коротких замыканий необходимо вычислять с учетом
параметров места повреждения, которое характеризуется тремя парамет-
рами: сопротивлением троса группового заземления сопротивлени-
ем дуги 7?д и переходным сопротивлением «контактная сеть-земля» 7^.
Сопротивление троса группового заземления вычисляют по данным
табл. 8.5 и формуле:
(8.17)
24
где — индуктивно развязанное погонное сопротивление троса группового
заземления, Ом/км;
— длина троса группового заземления от заземляющего спуска до наи-
более удаленного конца троса, км.
Конструктивная длина троса группового заземления регламентиру-
ется Инструкцией по заземлению устройств электроснабжения на элек-
трифицированных железных дорогах. В качестве расчетной длины тро-
са группового заземления I = 1т принимают расстояние от точки при-
соединения заземляющего спуска до наиболее удаленного его конца.
При этом расчетная длина при Т-образной схеме подключения тро-
са равна половине конструктивной длины всего троса (максимальное
значение — 0,4 км). Поэтому в схемах Г- и Т-образного способа подве-
шивания троса группового заземления в тяговой сети 27,5 кВ принима-
ют 1т = 0,2 км.
Таблица 8.5
Марка провода Активная г и индуктивная х составляющие и модуль z индуктивно развязанного сопротивления провода, Ом/км
г X Z
АС 70/11 0,549 0,466 0,720
АС 95/16 0,450 0,439 0,629
АС 120/27 0,253 0,416 0,487
АС 150/34 0,201 0,408 0,455
АС 185/43, А185 0,158 0,400 0,430
А95 0,308 0,428 0,527
А120 0,246 0,421 0,488
А150 0,194 0,414 0,457
ПБСМ70 0,794 0,550 0,966
ПБСМ 95 0,724 0,561 0,916
ПБСА 50/70 0,690 0,574 0,898
При перекрытии гирлянды изоляторов или стержневого изолятора
по загрязненной поверхности (до 70 % всех коротких замыканий) обра-
зуется электрическая дуга, падение напряжения в которой от величины
тока (при токах свыше 500 А) практически не зависит.
При падении провода контактной сети на землю или шпальную решет-
ку место повреждения характеризуется переходным сопротивлением 7?3.
25
В расчетах учитывается либо сопротивление дуги R^ (тогда принимают
R3 = 0), либо переходное сопротивление (тогда принимают R^ = 0).
Сопротивление дуги Ад вычисляют по формуле, Ом:
1050 L п b
яд=------(8.18)
1 к
где Ly — длина пути утечки по поверхности одного изолятора, м;
лиз— число изоляторов в гирлянде;
b — коэффициент, учитывающий возможность развития дуги по наикрат-
чайшему пути в воздухе;
/к — ток короткого замыкания, протекающий в дуге, А.
Длину пути утечки принимают в соответствии с типом используе-
мых в контактной сети изоляторов на основании справочных данных.
При их отсутствии допускается принимать эту длину равной для та-
рельчатых изоляторов 0,26—0,37 м (у изоляторов для загрязненных
районов 0,45—0,48 м). Для защит, действующих без выдержки време-
ни, коэффициент b принимают равным 0,8—0,9; а с выдержкой вре-
мени 0,5 с и более — его увеличивают в 1,5—2 раза из-за эффекта рас-
тягивания дуги ветром, конвекции воздуха и электродинамических
усилий.
Величина переходного сопротивления «контактная сеть-земля» при
падении провода на землю или шпальную решетку составляет пример-
но 3,5—4,5 Ом; в эту величину входит и сопротивление дуги.
Параметры места повреждения рекомендуется учитывать при анализе
нештатных ситуаций, областей изменения фазовых соотношений (углов)
параметров короткого замыкания и в других специальных случаях.
При вычислении уставок токовых и дистанционных защит первой
и второй ступени (для трехступенчатых защит) допускается принимать
R^ = 0, Aj = 0, Zrr3 = 0. Возникающая погрешность компенсируется при
этом коэффициентом чувствительности.
Для дистанционных защит третьей ступени и потенциальных защит
учет параметров места повреждения обязателен. В соответствии с Тех-
ническим указанием № П-4/96 ЦЭТ-2 от 11.07.96 г. «О защите контакт-
ной сети от токов короткого замыкания на участках переменного тока
27,5 кВ» уставка резервных защит с зоной действия до смежной под-
станции должна выбираться с учетом внесения в цепь короткого замы-
кания активного сопротивления дуги (троса группового заземления) с
сопротивлением от 5 до 8 Ом. При необходимости в этом случае угол
26
в
ТПУЭ (ЭУП)
Рис. 8.6. Расположение проводов тяговой сети
угловой характеристики дистанционной защиты может быть снижен
до значения от 40 до 42° (см. ниже на рис. 8.15, в, г).
Сопротивление участков тяговой сети. Сопротивление тяговой сети за-
висит от марки и числа проводов контактной сети, их взаимного располо-
жения, расстояния до проводов соседних путей и до рельсов, числа путей.
Различают следующие виды тяговой сети:
ТП (рис. 8.6, а) — несущий трос (Т), контактный провод (П), рель-
совый путь (йт = 7,1 м, йп = 6 м);
ТПУ (рис. 8.6, б) — то же с усиливающим проводом (Лу = 8 м);
ТПУЭ (рис. 8.6, в) — несущий трос, контактный провод, усиливаю-
щий провод У, экранирующий Э (обратный) провод, подключенный
параллельно рельсам (йт == 7,1 м, йп = 6 м, h3 = 8,5 м, Лу = 8 м). Этот вид
тяговой сети называют также системой ЭУП (система с экранирующим
и усиливающим проводами).
Среднее расстояние на прямых участках пути от усиливающего про-
вода У до оси пути (по горизонтали) — 5 м, от обратного О (экранирую-
щего Э) — 4,1 м.
Число рельсовых путей обозначено буквой т. Число путей, по кон-
тактной сети которых протекает ток короткого замыкания, обозначено
п. Если уточняется, что это число относится к /-му участку, то вводится
обозначение «у. В расчетных схемах контактная сеть части путей может
быть отключена, поэтому п < т.
Для вычисления результирующих сопротивлений схемы замещения
тяговой сети используют справочные значения погонных сопротивле-
ний z_n р z'p т, Ом/км, которые означают:
27
zmn ~~ результирующее сопротивление 1 км тяговой сети /я-путного
участка, на котором контактная сеть п путей включена в работу при ус-
ловии, что токи в контактной сети всех п путей одинаковы по величине
и направлению (сопротивление тяговой сети /я-путного участка, на ко-
тором контактная сеть п путей соединена параллельно);
z_t п — сопротивление 1 км тяговой сети одного пути многопутного
участка, на котором контактная сеть на п путях включена в работу, при
условии, что ток в контактной сети этого пути равен по величине сумме
токов всех остальных п — 1 путей, но имеет по отношению к ним проти-
воположное направление;
z'p т — сопротивление 1 км рельсовой цепи ?я-путного участка с уче-
том взаимного индуктивного влияния контактных сетей всех путей друг
на друга.
Для однопутного участка zmn = zn, все остальные сопротивления не
учитываются. Для двухпутного участка, на котором контактная сеть
одного пути отключена, zmn = z21. Для двухпутного участка при парал-
лельном соединении контактных сетей обоих путей zmn = z22. Если на
двухпутном участке токи в контактных сетях обоих путей одинаковы,
но имеют противоположное направление, то z_± п = z_j 2 и т.д.
В табл. 8.6 приведены усредненные значения этих сопротивлений
для следующих условий: несущий трос марок ПБСМ70, ПБСМ95 или
ПБСА50/70; контактный провод марок МФ100, МФОЮО, НлФЮО,
НлОФЮО, БрФЮО или БрФОЮО; усиливающий и обратный (экрани-
рующий) провода марки А185; рельсы марки Р65.
Для однопутных и двухпутных участков уточненные значения этих
сопротивлений приведены в табл. 8.7, 8.8 и 8.9 для номеров следующих
контактных подвесок: 1 — ПБСМ70+МФ100; 2 — ПБСМ95+МФ100 и
ПБСА50/70+МФ100; 3 - МСН70+МФ100; 4 - МСН95+МФ100; 5 -
МСН120+МФ100; 6 - М95+МФ100.
Таблица 8.6
Шифр сопротивления Значения погонных сопротивлений тяговой сети, Ом/км, для контактной сети вида
ТП - ТПУ ТПУЭ
0,224 0,134 0,125
*11 0,464 0,361 0,272
zn 0,515 0,385 0,300
28
Окончание табл. 8.6
Шифр сопротивления Значения погонных сопротивлений тяговой сети, Ом/км, для контактной сети вида
ТП ТПУ ТПУЭ
Г21 0,204 0,114 0,109
*21 0,423 0,320 0,229
Z21 0,470 0,339 0,254
г22 0,117 0,072 0,067
*22 0,278 0,222 0,151
z22 0,301 0,234 0,165
^31 0,196 0,106 0,101
*31 0,400 0,299 0,207
231 0,446 0,317 0,230
г32 0,109 0,064 0,059
*32 0,255 0,202 0,129
z32 0,278 0,212 0,142
^33 0,079 0,047 0,042
*33 0,195 0,165 0,095
z33 0,211 0,172 0,104
>4,2 0,175 0,085 0,085
*-1,2 0,287 0,204 0,158
z -1,2 0,336 0,221 0,179
<-1.3 0,175 0,085 0,085
*-1.3 0,298 0,198 0,168
z -1,3 0,346 0,215 0,188
Г'рД 0,029 0,029 0,024
*^,2 0,136 0,116 0,071
6.2 0,139 0,119 0,075
6.3 0,021 0,021 0,016
* p>3 0,102 0,101 0,039
Z'p,3 0,104 0,103 0,042
Таблица 8.7
Шифр сопротивления Значения погонных сопротивлений тяговой сети ТП, Ом/км, для номера контактной подвески
1 2 3 4 5 6
Hi 0,212 0,206 0,196 0,180 0,166 0,151
*п 0,469 0,467 0,441 0,431 0,424 0,416
2ц 0,515 0,510 0,483 0,467 0,455 0,443
29
Окончание табл. 8.7
Шифр сопротивления Значения погонных сопротивлений тяговой сети ТП, Ом/км, для номера контактной подвески
1 2 3 4 5 6
Г21 0,192 0,186 0,176 0,160 0,146 0,131
*21 0,435 0,433 0,407 0,397 0,390 0,374
Z21 0,475 0,471 0,443 0,428 0,416 0,396
^22 0,111 0,108 0,103 0,095 0,088 0,086
х22 0,286 0,285 0,272 0,267 0,263 0,253
z22 0,307 0,315 0,291 0,283 0,277 0,267
г-1,2 0,163 0,157 0,147 0,131 0,117 0,102
*-1,2 0,292 0,290 0,264 0,254 0,254 0,239
2-1,2 0,334 0,330 0,302 0,286 0,280 0,260
г'рд 0,029
*'р,2 0,136
Z р,2 0,139
Таблица 8.8
Шифр сопротивления Значения погонных сопротивлений тяговой сети усиливающим проводом марки А185, Ом/км, для контактной подвески ТПУ с номера
1 2 3 4 5 6
Hi 0,134 0,132 0,130 0,124 0,118 0,107
0,356 0,355 0,344 0,339 0,336 0,334
Zu 0,380 0,379 0,368 0,361 0,356 0,351
721 0,114 0,112 0,110 0,104 0,098 0,087
*21 0,320 0,319 0,308 0,303 0,300 0,298
Z21 0,340 0,338 0,327 0,320 0,316 0,310
Г22 0,072 0,071 0,070 0,065 0,064 0,058
*22 0,218 0,217 0,212 0,210 0,208 0,207
z22 0,230 0,228 0,223 0,220 0,218 0,215
г-1,2 0,085 0,083 0,081 0,075 0,069 0,058
*-1,2 0,204 0,203 0,192 0,187 0,184 0,182
Z-1.2 0,221 0,219 0,208 0,201 0,197 0,191
г'р.2 *'р,2 Z р,2 0,029 0,016 0,020
30
Таблица 8,9
Шифр сопротивления Значения погонных сопротивлений тяговой сети ТПУЭ (ЭУП) с усиливающим и экранирующим проводами марки А185, Ом/км, для номера контактной подвески
1 2 3 4 5 6
0,125 0,123 0,121 0,115 0,109 0,098
0,271 0,270 0,259 0,254 0,251 0,249
Zu 0,298 0,297 0,282 0,279 0,274 0,268
7*21 0,109 0,107 0,105 0,099 0,093 0,082
Х21 0,250 0,249 0,238 0,233 0,230 0,228
Z21 0,273 0,271 0,260 0,253 0,248 0,242
г22 0,067 0,066 0,065 0,060 0,059 0,053
х22 0,160 0,160 0,155 0,153 0,151 0,150
z22 0,173 0,173 0,168 0,164 0,162 0,159
Г-1,2 0,085 0,083 0,081 0,075 0,069 0,058
х-1,2 0,223 0,222 0,211 0,206 0,203 0,201
Z-1,2 0,239 0,237 0,226 0,219 0,214 0,209
X пз ''тз "чз К» К» 0,024 0,071 0,075
Расчетные схемы питания при коротком замыкании. Для выбора уста-
вок защиты от коротких замыканий и анализа возможных или насту-
пивших нештатных ситуаций в виде отказа защит используются рас-
четные схемы при фиксированном расположении места повреждения
возле узловых точек, в которых указываются место короткого замыка-
ния и отличия схемы питания от нормальной (табл. 8.10). На каждой
схеме указан выключатель, для которого рассчитываются параметры
короткого замыкания; его шифр, соответствующий рис. 8.1, и назначе-
ние схемы (для расчета защит: О — основная, С — резервная, Д — до-
полнительная).
В этой же таблице приведены формулы для вычисления парамет-
ров схемы замещения тяговой сети Z^c A, ZTC в, Z^c АВ. При этом обо-
значение nj относится к числу путей на у-м участке (J = 1, 2, 3, 4), на
которых контактная сеть включена в работу. Например, л2 = 3 означа-
ет, что на участке /2 (см. рис. 8.5, а) включена в работу контактная сеть
на трех путях.
31
Таблица 8.10
Расчетная схема Ток выклю- чателя Значения составляющих формулы (8.14)
^тсА Ztcb ^тсАВ
1 2 3 4 5
а(р тт ь 11^ II II Н- 1 |о /а оо 0
Ла2 At: = = = = = = (°) Q|Lqaj к ги f /д/и ^mn^AB 0 0
о т > □ * £1> “II 11 II II 11 ' ^03 Л1 0 zml^AB 0
mjtp II 11 II 1Ы <о 1о§ Л ^р.т^АП Z~!.^. +1 + z I . 1АП /я/ГПВ «I-1 z -1,^АП
№5 А а jiHC. _ -4 В а°й-? 4 1° 4 ^ти1 ^АП zm« ^ПВ 0
m °Тт~Д—г 4/«i ^тп ^АП zm« 4lB 0
mjp И II tr-- II < A В § 1в 0 zml ^АП + zm« Mb 0
' оо ф> рн II ||п 11 ч х 11 Лее Ih/nx ^•тп ^АП + + zmn А1В 0 0
№9 А^ — — " — —«4® (р)°й^14-^м Ih/nx ^тп 4ш 41В Z~1’zl I , 4пв w2 -1 z-i,»Mb
№10 Аа^хК аЦС *В °1&лТ ~ т—т° к -1 АП ^р,т^ЛП + Zm«^HB Z-l,nMn
№11 а А_ — фПС. -фв г;°Е21ЖЗ° 1к/п2 zmn^An + z»™4lB 0 0
№12 А*_ _аД£_ аВ is'tizfe.f’ + J 5 > <* я. е XN N + Lii., n -1 ™ 2 Z-i.rt Mb
32
Продолжение табл. 8.10
1 2 3 4 5
4 ^nvt /аП А«1 4lB OQ 0
w 1 ~ Щ]вГ ~| Zb %тп /ап zml ZnB 0
№15 — — ЧП“ — —<JL (Д) '-п " “ "юпв1 v < Jo-M-4 ^тп Аш Zmn Zf[B 0
№16 A*JIJ2£'_*ncjmc2 .в (о,оШэд° I/Jn3 ’Z'mn h + ^nvi /2 + zm„ /3 + + Z P.w^4 ?J---". / «4-14 z~. 1,^/4
I,- - Д/«з Zmn ^2"^ ~^mn /4 z , _^_ z «4 “I Z-],n ZnB
“^Д^дь 4- — /в/«4 Z/wj A ^mn +^l3 "3-1 Z/ии Z4 + 4- Z' /1 p,*n*3 Z-1,n Z3
№19 ^дЧ£ Ш?С2 . в <о)ОШ1^Г 4- - Д/«з Z/ии A Z/ил /2"^ + Z>nrt /3 Zm] /4 00 0
о у > И 'filfe 1 W Г* | - АЪ 0 Ann A Ann A "^” Z/пл Z3 + ZnvjA} 0 0
№2i АкППС 1 ПС П1ПС2 В 0 Z/n« Zj+2^ I2 Znw Z3 + * 0
№22 А* (0)Qfty = = -=fo 4- -1в/п 0 Znin^AB 0
№23 А*_ .. _ _*ПС .В >0,оВКГ.-Т 11- - 1ъ!п\ 0 Zm« Z1 + *-‘ЛИИ J 4-7 Zo 0
" Ан» Zj "J- Аил /2 "^_ 4-7 V ^mn1 3 Zmn Z 3 4” zmn Z4 n -1 2-M X n Xt--j z3+/3
33
Окончание табл. 8.10
Расчетные формулы при коротких замыканиях. Вычисление парамет-
ров короткого замыкания для каждой из расчетных схем может выпол-
няться как вручную, так и на ЭВМ по программам, в которых учтены
все составные части и параметры схемы замещения тяговой сети, при-
веденные на рис. 8.5. Ниже приведены формулы для ручного расчета
параметров короткого замыкания в общем случае, для нештатных ситу-
аций, а также для выбора уставок отдельных видов защит.
Токи подстанций А, В и ток в месте короткого замыкания вычисля-
ют по формулам, А:
(8.19)
/к=/а+4> (8.20)
в которых результирующие сопротивления Z& Z^ эквивалентной
схемы замещения вычисляются по формулам (8.14).
34
Если напряжения тяговых подстанций приняты одинаковыми (U& рас=
7В рас = 67рас), то вместо (8.19) используют формулы:
рас
U
рас
(8.21)
в
в
в
При учете сопротивлений электрической дуги с использованием форму-
лы (8.18) вычисления по формулам (8.19) необходимо выполнять методом
последовательных приближений, поскольку значение тока ZK заранее не из-
вестно. При этом задаются каким-либо значением тока 7К, например 2000 А,
по формуле (8.18) вычисляют Лц и по формулам (8.14) для заданной схемы
питания находят ZK, Z& Z^. Далее по формулам (8.19) или (8.21) находят ZA,
7В и по формуле (8.20) — значение /к. Это значение 7К подставляют в форму-
лу (8.18) и выполняют те же расчеты. И так до тех пор, пока значение /к,
подставляемое в формулу (8.18) не совпадет со значением, полученным по
формуле (8.20). Обычно бывает достаточным два-три приближения.
Для тех расчетных схем, приведенных в табл. 8.10, у которых Z^^ — 0
и параметры места повреждения не учитываются (т. е. ZAB = 0), величи-
ны токов ZA, ZB можно вычислять по формулам:
А, рас
+ Z. ’
А, вх
В, рас
пВ В,вх
где ZA вх, 2g вх — входные сопротивления тяговой сети соответственно со сто-
роны подстанций А и В, Ом.
Номера расчетных схем и формулы для вычисления входных сопро-
тивлений приведены в табл. 8.11. Входящие в них значения zmw на каж-
дом из участков приведены в табл. 8.6, 8.7, 8.8 и 8.9. Сопротивление
на разных участках могут быть различными за счет отключения контакт-
ной сети некоторых путей.
Токи выключателей определяются на основе токов ZA, 7В тяговых под-
станций с учетом числа путей и схемы питания межподстанционной зоны.
Знак тока выключателя принимается положительным, если ток на-
правлен от шин в линию, и отрицательным при противоположном на-
правлении. Положительные направления токов 4’ 4,-. г. и Г при
КЗ на участке /3 (z = 3) указаны на рис. 8.5, б.
35
Таблица 8.11
Номер схемы табл. 8.10 Формулы для вычисления сопротивлений Z^BXJ Z^BK
1 ^А,вх ~ %т1 ^ав
2 ^А,вх — ^тп ZaB
3 ^В.вх ~~ %ml Zab
5 ^А,вх — %т1 ZaTI
6 -^А,вх ~ ^тп ^АП
7 ^В,вх — ?АП 'l' %тп ZjIB
8, 11 2д,вх %тп ^АП ^mn ^ПВ
13 ^А,вх — %тп ^АП + ZfjB
14 ^В,вх Zjib
15 ^А,вх ~ %тп ZaIB ^В,вх %тп ZpIB
19 -^А,вх ^тп ^тп ^3 Z4
20 ^А,вх Z] + ^mn Zj 4* ^mn Z3 4* 2тл Z4
21 ^А,вх — ^mn Z] “I" Zmn I2J ^В,вх — 2mn Z3 4* 2m„ /4
22 ^А,вх 0, ^в,вх — ^mn ZaB
23 ^А,вх — 0, Zq rx — Zmn Zati ZnB
Значение тока расчетного выключателя в расчетной схеме, опреде-
ляемого через вычисленные значения /А, 7g, JK, приведены в столбце 2
табл. 8.10.
На однопутном участке токи выключателей равны значениям то-
ков 7д или с учетом знака (направления тока). Так, например, при
коротком замыкании в точке К (рис. 8.7, a) = /А, 7QnA = 7g, 7рПВ =
-/В’ ^qbi = 7в-
На многопутных участках токи выключателей определяют в зави-
симости от их места расположения в межподстанционной зоне и ме-
ста короткого замыкания. При этом следует выделить поврежденные
и неповрежденные участки. Поврежденным считается участок, ог-
раниченный с двух сторон узловыми точками (шинами), между ко-
торыми расположено место короткого замыкания. Так, например, для
узловой схемы питания при повреждении в точке К (рис. 8.7, б) участок
/АП = /j является неповрежденным, а участок /пв = Z2 — поврежденным.
При повреждении в точке К параллельной схемы питания (рис. 8.7, в)
поврежденным является участок /3, а неповрежденными — участки Zp
/2, Z4.
36
a
ПС
Рис. 8.7. Схемы питания при коротких замыканиях
На неповрежденных участках значение тока контактной сети одно-
го пути определяют как частное от деления суммарного тока, протека-
ющего по данному участку на число путей, по контактной сети которых
течет этот ток. Так, например, для узловой схемы питания при коротком
замыкании в точке К (рис. 8.7, б) по контактной сети неповрежденного
участка /| течет ток 7А подстанции А. Следовательно 7qA1 = ... = 7qA/i =
= /А/Пр ^QriAi = ••• = где п1 ™сло путей участка /р на
которых контактная сеть включена в работу.
37
При повреждении в точке К схемы параллельного питания (рис. 8.7, в)
по контактной сети неповрежденных участков и /2 течет суммарный
ток 7а, а на участке /4 — ток /в. Следовательно, 7qA1 = ... = Tq^ = /д/я15
4>ПА1 = •" = АфПДл ”4/n2> 7QB1 •" = AqB/i “ Аз/л4’ ГДе л1’ л2’ п4
число путей соответственно участков /р Z2, Z4, контактная сеть на кото-
рых включена в работу.
Значения токов контактной сети на поврежденном Лм участке (см.
рис. 8.5, где принято i = 3) вычисляют по формулам:
I .= — (тГ-iJ'}, Г.= П + 1., I"i = In-Ioi. (8.23)
Например, на трехпутном участке при включенной контактной
сети на всех трех путях (и3 ~ 3) и повреждении в точке К на участке /3
(см. рис. 8.5, a) Iqi = Iq3, = Г3, Г\ = /"3, где Iq3 — суммарный ток
контактной сети второго и третьего неповрежденных путей на повреж-
денном участке /3. В этом случае:
4,з 21 ^в^з_АУз)’ 4"”А\ + 4,3’ 'з 4“4,з*
з
Значение тока на каждом из неповрежденных путей на участке /3 в
общем случае равно Iq i/(ni — 1), где ni — число путей на Лом (повреж-
денном) участке.
Так, например, на трехпутном участке с узловой схемой питания при
коротком замыкании в точке К (см. рис. 8.7, б) 7рПВ1 = А}В1 ~ 41’
4пв2 = А?пвз = ""4У^-1^ Aqb2 = Aqb3 = 4У^3-^’ в соответствии с
формулой (8.23) для этого случая имеем:
4}ПВ2 = Адзвз = = 2 ’ 2Znn WnB” А^Пв)’
L1D
А?ПВ1 = 4 = А\ + 4,2’ AjBl = ^2 = 4 “ 4,2-
Если значение тока Iq р вычисляемое по формуле (8.23), получается
со знаком «минус», то это означает, что направление рассматриваемого
тока противоположно, указанному на рис. 8.7, б.
Необходимые формулы для вычисления тока выключателя в каждой
расчетной схеме на основании известных значений токов подстанций
7д, и тока 1К = /А + /в приведены в столбце 2 таблицы 8.10.
Напряжение на шинах подстанции А и В (см. рис. 8.5) вычисляют по
формулам:
38
(8.24)
. =U. -I.Z , ип=иа -IRZ .
А А, рас Ап’ В В, рас В п
Напряжения в узловых точках ПС, ППС1, ППС2 (рис. 8.7) вы-
числяют по формуле:
= U- IZ. (8.25)
Входящие в эту формулу величины принимают для расчетных схем,
указанных в табл. 8.10, в соответствии с табл. 8.12.
Таблица 8.12
Номер схемы табл. 8.10 Шифр узловой точки Значения параметров в формуле (8.25)
и 2
4, 7, 10, 23 ПС ив 4 Z /о **тп *2
8, 9, И, 12, 13 ПС иА
16, 17, 18, 19, 20, 21,24 ППС1 </а /а А
16, 17, 18, 19, 20,24 ПС иА /а ^тп 1] I2
16, 17, 18, 19, 20 ППС2 иА 4 %тп Л + /2 %тп ^3
18,21,24 ППС2 ив 7в %тп U
Сопротивления ZqV, измеряемые защитами выключателей с шиф-
ром QV, где QV — обобщенный шифр любого из выключателей в схе-
мах, приведенных на рис. 8.7, вычисляют по формуле:
ZQV= ^/Zqv, (8.26)
i де U — напряжение той узловой точки, к которой присоединен выключатель, В;
/qV — ток выключателя QV, А.
Эти же сопротивления ZqV = Z для схем, указанных в табл. 8.10, можно
вычислять по формулам, приведенным в табл. 8.13, в которых не учитыва-
ются параметры места короткого замыкания. При необходимости учесть
эти параметры в каждую из формул табл. 8.13 прибавляется выражение:
(Ra + ZIT3)-/k/7qv. (8.27)
При равенстве напряжений холостого хода смежных подстанций
отношения /к//дИ JA//K можно вычислять по формулам:
в которых ZA и вычисляют по формулам (8.14).
39
Таблица 8.13
Номер схемы табл. 8.10 Формулы для вычисления сопротивления Zq, измеряемого защитой выключателя Q
1 ^QAl “ zmi /аВ
2 ZQA1 = nlzmn /дВ
4 ZQAI (z-],/j4" z р.ли 7д/7к) /дп
5 ZqAI ” ZW!1 /дП
6 Zqa] = Wlzmn /ап
8 Zqai — И](2тл/дп 4" Z.mn /пв)
9 ^QAl — ^l[zmn /дП (Z p,m + Z-1,/;A/Za) /дв]
10 ^QAl — 1) 2*-! ,nЛс/7д] /дп
11 ZqjibI " w2zmn /ПВ
12 ^QFIBI — (z-l,n+ z p,m W. ) /jlB
13 ^QnBi — Zff»i /пв
16 ^ОПВ1 — ^3[zmn Л (z p,m + 2"-1,пЛс/7д) /4]
Примечание. При U^c = UB pac = UK значение 7равно 1 + ZJZ* .
Расчет параметров короткого замыкания для выбора уставок то-
ковой отсечки (ТО), максимальных токовых защит первой и второй
ступени (МТ31, МТ32), дистанционных защит первой и второй сту-
пени трехступенчатых защит (Д31, Д32) выполняются при условии
-2^, И- 7? ~ 0.
тгз д
Расчет параметров короткого замыкания для выбора уставок вто-
рой ступени двухступенчатых (Д32) или третьей ступени трехсту-
пенчатых (ДЗЗ) дистанционных защит выполняется при условии, что
ZTr,3 + Ад принимают из диапазона от 5 до 8 Ом. При внесении в цепь
короткого замыкания активного сопротивления дуги 5—8 Ом вектор
сопротивления ZqA1 = ZK поворачивается по часовой стрелке и мо-
жет оказаться меньше угла срг угловой характеристики дистанцион-
ной защиты (см. ниже на рис. 8.15, в, г). В этом случае наступает от-
каз защиты.
Проверка на возможность отказа защиты осуществляется путем вы-
полнения всех вычислений по определению сопротивления ZqA1 = ZK в
комплексной форме. В этом случае определяются активная jRqA1 и ре-
активная ZqA1 составляющие сопротивления ZqA1. Фазовый угол век-
тора сопротивления ZqA1 определяется по формуле:
40
Ф = arctg QA-. (8.28)
K R
QA1
Отказ возможен при условии срк < cpv
Пример 8.4. Для узловой схемы питания (см. рис. 8.7,6) трехпутного уча-
стка вычислить /QA1 и сопротивление петли короткого замыкания ZK, из-
меряемого защитой выключателя QA1, для расчетной схемы № 6 (табл. 8.10)
при следующих исходных данных: параметры подстанций в режиме мини-
мума энергосистемы рас = 26 200 В, ZnA = ZnB = 6,87 Ом, контактная
сеть ТП состоит из проводов ПБСА50/70 + НЛОлФЮО, рельсы Р65, рас-
стояния /дв = 51 км, /дц = 25 км, /пв - 26 км, контактная сеть включена на
всех трех путях (л^ = п2 — 3).
Поскольку схема № 6 входит в табл. 8.11, то для вычисления токов мож-
но использовать формулы (8.22). По табл. 8.6 для трехпутного участка при
включенной контактной сети на всех трех путях находим z33 = 0,211 Ом/км.
На основании табл. 8.11 определяем:
^А,вх — zmn “ 0,211*25 — 5,28 Ом.
По формуле (8.22) находим:
ZA = 26 200/(6,87+5,28) = 2156 А.
По табл. 8.10 для схемы № 6 определяем:
/qai = /a/«1 = 2156/3 = 719 А.
По табл. 8.13 для схемы № 6 находим:
^QAl = п\ zmn = 3’0,211-25 = 15,8 Ом.
Пример 8.5. Для трехпутного участка, данные о котором приведены в
примере 8.4, вычислить сопротивление петли короткого замыкания, изме-
ряемого защитой выключателя QA1, для расчетной схемы № 9.
По табл. 8.6 находим:
z33 = 0,211 Ом/км, z'p 3 = 0,104 Ом/км, 3 = 0,346 Ом/км.
На основании формул, приведенных в табл. 8.10 для схемы № 9 вычисляем:
2гсА = z33 /дп + z'p,3 'пв = 0,211-25+0,104-26 = 7,979 Ом;
Z „ = ——/пп = ^^-26 = 4,498 Ом,
тсВ „ ] лв 3 _ J
£
•Ztcab = Z-1,3 (пв = 0,346'26 = 8,996 Ом.
По формулам (8.14) находим:
ZA = + = 6>87 + 7>979 = 14>849 Ом’>
41
Zg = + Z^ = 6,87 + 4,498 = 11,368 Ом;
ZAB = ZTcAB + Лд + Z^ = 8,996 + 0 + 0 = 8,996 Ом.
По формулам (8.19) и (8.20) определяем:
26 200 1 +
8,996 >
11,368;
- 28 900
14,849 + 8,996 1 +
14,849
11,368;
= 676 А,
28 900
- 26 200
14,849
11,368 + 8,9961 1 + 1 -!-68
I 14,849 J
= 1121 А,
4 = 676 + 1121 = 1797 А.
Ль
По табл. 8.10 для схемы № 9 имеем 7qA1 = 676/3 = 225 А. По формуле
(8.24) находим:
t/A = 26 200 - 676*6,87 = 21 556 В.
Искомое сопротивление петли короткого замыкания вычисляем по фор-
муле (8.26):
ZQA1 = ^a/^QAI = 21 556/225 = 95,8 Ом.
Этот же результат для схемы № 9 можно получить по формуле, приве-
денной в табл. 8.13.
Пример 8.6, Для трехпутного участка, данные о котором приведены в
примере 8.4, вычислить напряжение на шинах поста секционирования ПС
в режиме максимума для расчетной схемы № 8 (таблица 8.10). Для этого уча-
стка в режиме максимума t/^pac = 28 900 В, Z^ = 6,87 Ом, z33 = 0,211 Ом/км,
/А11 25 км, g — 26 км.
По табл. 8.11 определяем, что для схемы № 8 ток подстанции А можно
вычислить по формуле (8.22) при входном сопротивлении:
^А,вх zw/i bill + %тп 41В 0,211’25 + 0,211*26 10,76 Ом.
По формуле (8.22) находим:
____А, рас
Z А + Z А
нА А,вх
28 900
6,87+10,76
=1639 А.
42
Напряжение на шинах тяговой подстанции А определяем по форму-
ле (8.24):
= ^Арас- VnA = 28 900 ~ 1639-6,87 = 17 640 В.
Напряжение на шинах поста секционирования ПС U ~ UUq находим
по формуле (8.25) и табл. 8.12:
^ПС = UA~ ^тп '1 17 640 ~ 1639-0,211-25 = 8994 В.
Пример 8.7. Для трехпутного участка, данные о котором приведены в
примере 8.4, вычислить сопротивление петли короткого замыкания и его
фазовый угол, измеряемые защитой выключателя QA1, для расчетной схе-
мы № 9 при сопротивлении дуги 8 Ом. Вычисления выполнить в комплек-
сной форме. Сопротивления тяговых подстанций в режиме минимума энер-
госистемы равны:
^пА ~ ^пВ “”76,87 Ом.
По табл. 8.6 находим:
z33 - 0,079 + >0,195 Ом/км, z'p 3 = 0,021 + >0,136 Ом/км,
2_1 2 = 0,175 + >0,287 Ом/км.
На основании формул, приведенных в табл. 8.10 для схемы № 9, вычис-
ляем:
2гсА = -ЗЗ^АП + “р,З^ПВ = (0,079 +>0,195)25 + (0,021 + >0,134)26 =
== 2,521 + /8,359 Ом;
2~1,з 0,175+ >0,287
^гсВ == ГТ7 'пв =------------------26 = 2>275 -+73,731 Ом;
^сдв = 2-1,3 'ПВ = (°, 175 + >0,287)26 = 4,550 + >7,462 Ом.
По формулам (8.14) находим:
41А + 4сА == 7’6,87 4- 2,521 + >8,359 = 2,521 + >15,229 Ом;
ZB = —ПВ + 4сВ = 7’6,87 + 2,275 + >3,731 - 2,275 + >10,601 Ом;
^АВ = 2гсДВ + + 4гз = 4>550 + 7*7,462 + 8 + 0 - 12,550 + >7,462 Ом.
43
По формулам (8.21) находим:
27 500
2,521 + /15,229 +(12,550 + /7,462) 1 +
2,521 + /15,229
2,275 + /10,601 j
= 401,9-/394,6 А;
27 500
2,275 + /10,601 +(12,550 + /7,462) 1 +
2,275 + /1О,6ОР
2,521 + /15,229 >
= 600,2 -/575,4 А.
По табл. 8.10 для схемы № 9 имеем:
/0А1 =^=401’9~~-/394,6 =133,97-/191,8 А.
По формуле (8.24) находим
Яд = ^А,рас - 44а = 27 500 - (401,9 -/394,6)/6,87 =
= 24 789,1 -/2761,1 В.
Сопротивление петли короткого замыкания находим по формуле (8.26):
^QAl = W-AjAl = A?A1+^QA1 =
= (24 789,1 -/2761,1)/( 133,97 -/191,8) = 70 + /80,1 Ом.
44
Модуль сопротивления ZqA1 равен:
QA1 V QA1
+ х\А, = дЬо2 + 80,12 = 106,4 Ом.
QA1 * ’
С учетом коэффициента чувствительности уставка третьей ступени ди-
станционной защиты должна быть не менее 2^д33 кч ZqA] = 1,2-106,4 =
= 128 Ом.
Фазовый угол сопротивления находим по формуле (8.28):
Фк = arctg QA1 = arctg = 48,8°.
^QAl 70
Значение этого угла получилось меньше обычного <pj = 50° угловой ха-
рактеристики реле сопротивления, что может привести к отказам. Для ис-
ключения отказов защиты при сопротивлении дуги 8 Ом следует принять
угол cpj угловой характеристики защиты (см. ниже рис. 8.15 я, г) менее 48,8°,
например с запасом 45°. Следует иметь ввиду, что для уверенного различе-
ния защитой фазового угла нагрузки <рн(Фн - 40°) от наименьшего значе-
ния фазового угла при коротком замыкании срк разница между ними (с уче-
том угловых погрешностей трансформаторов тока и реле сопротивления)
должна составлять не менее 10—12 градусов. В данном случае это условие
не выполняется, поэтому не исключается возможность в отдельных, хотя и
редких, случаях отказов функционирования.
Расчет параметров КЗ для петлевой схемы. Петлевая схема питания
образуется из узловой или параллельной схем путем отключения ши-
носоединительного выключателя <2Пш на посту секционирования (см.
рис. 8.2, д). Возможные схемы питания для двухпутного участка при этом
показаны на рис. 8.8. Расстояния от подстанции А до точки КЗ на од-
ном пути обозначено /к, а до точки КЗ на другом пути — /'к.
Рис. 8.8. Схемы петлевого питания
б
45
Ток 7д подстанции А вычисляют по формуле (ZD = °°):
/Л. D
—рас
“А +Z.AB
Z . +Z . +Z'rC,i+Z"'TC,i+Z r +R ’
пА тсА — ’ — ’ тгз д
в которой сопротивления подстанции ZnA, троса группового заземле-
ния Zm и дуги 7?д вычисляют соответственно по формулам (8.15),
(8.17) и (8.18). Формулы, необходимые для вычисления сопротивлений
ZTcA + Z'TC i и Z,,ZTC р а также для определения токов выключателей и
напряжений на шинах поста секционирования ПС и пунктах парал-
лельного соединения ППС приведены в табл. 8.14 и 8.15. Напряжение
Uuc на шинах поста ПС в схемах №№ 1, 2, 4, 5 (табл. 8.15) равно на-
пряжению С/ппс пункта параллельного соединения.
Таблица 8.14
Расчетная схема ZTcA + Z* . тс,/ /q.C4.
№ 1 А ( >пс 2 р,з4 2/-/, , Z_] 2 Ас 1,2 2/ С II о > fc II 1 11 > S'*'?' и 5 * > >> Г и £2|>г~ с
№2 А , 1 1 |ПС Z 'р 11 ZK , 21г 2 *к 1,2 2/ 7qa1 7QnAl “ 7qjiA2 - г = 7 А А 2/ 7qa2 ~ 7а - 7qA1, 17пс = 7qua2Z -1,2^ “ Ас)
№3 А 1 « ,пс z21Ac 0 > 0 б £ “|| II II II ss"* “ II f II 0 м
№4 А —1 (пс 221/'к + 0 7qЛ1 — 7qnAl - 7рпА2 ~ Iqai = 0, СТпс ~ = 7qnA2z -1,2(7 - /к), ZqAI ” ^тсА тс,/
46
Таблица 8J5
Расчетная схема Z-гсА Zyc,/ Z" TC, I Zq,
№ 1 А ППС " J ' "|пс 2 p,2Zx Z-1 2 ! ' 21, ( I 'I /ол.=Л 1-^- . Zqa2 = ~J = Ia -^QAb %пс = ~ AjnilZ Ik)
№2 А ППС О| f-f -|пс 2/, -1, -I* '3 21, ZqaI =-4?П11 = = J -L- A 2ZI ’ Zqa2 = ZA“ZQAI’ ^ППС ~ /pm 1Z -1,2(/] - 1 K)
№3 А ППС —~| ™|пс Z22/1 + + z р,г(7*< — ^1) Z-J,2(4 /j + 2Z2 — lK / =y yQAl JQA2 ’ t/nnc ~ - Zaz22Z1, t/пс = z -uOXSZa - Zqni 1) x x(7i+/2-4)
№4 А ППС q|I ^ " | |ПС г2Л + + z.1,2(/-/'K) 0 Zqa! =/рПП =Zaj Цшс = ZqniiZ-1,2 (zi “ Zqai ~' Zj-ca+ Z TCi,
№5 А ППС 1|ПС + z2i(/'k- /1) I i =1 QA1 QA2 2 ^ППС = Zaz21(ZZk - Zl)> Zquh “ 0, Zqai 22 2(ZrcA + Z TC>j)
Напряжения f7nc и £7ППС в та^л- 8.14 и 8.15 указаны без учета паде-
ния напряжения в сопротивлениях троса группового заземления и дуги.
При необходимости такого учета следует прибавить к величине напря-
жения, вычисляемого по формулам, указанным в этих таблицах, вели-
чину LА (^-тгз + Лд) •
Сопротивления Zq, измеряемые защитами соответствующих выклю-
чателей, определяют по формуле (8.26). Для некоторых частных случа-
ев формулы для определения сопротивлений Zq приведены в табл. 8.16.
Все сопротивления и токи, указанные в таблицах, являются в общем
случае комплексными величинами.
47
Таблица 8.16
Номер таблицы Номер схемы Значение /к или Гк Формулы для вычисления сопротивления ZQ
8.14 1,2 1 ZqaI = Zqa2 = 2z22Z
3 1 ZqaI = Z2]1
4 0 ZqaI = Z -i,22Z, Zqf1A2 ~ Zqiiai — Z -ii2/
1 Zqai ” z21Z
8.15 1,2 h Zqai = Z'qai ~ 2z22Z !
3 А+4 Zqai ~ Zqa2 = 2z22(Zi + Z2)
4 0 -Zqai ” Z ~1,22/1, Zqnu = Z -Ii2/1
А ZQAi — Z2J1
l'+h Zqai — z2}/i+ z22Z2
5 h Zqai ~ 2 z22Zj
A+A ZqA] - Zqa2 ~ 2(z22Zi + z2iZ2), Zquh = Z21Z2
Пример 8.8. Для петлевой схемы одностороннего питания двухпутного уча-
стка без пункта параллельного соединения (рис. 8.8, а) определить напряже-
ние на шинах поста ПС при /к= 0,5/. Контактная сеть ТП: z__j 2 ~ 0,336 Ом/км,
z'p 2 = 0,139 Ом/км. Параметры тяговой подстанции A: ZnA = 8,13 Ом,
Z7* = 27 500 В, I = 1АГГ = 25 км. Расчеты выполнить с использованием
модулей исходных величин.
Для схемы № 1 по формулам, приведенным в табл. 8.14, находим:
ZToA+ZTC,,- -z'p.2'k - 0,139-12,5 - 1,74 О„.
Z' . = z ,, .Oi336 <2,25
тс,( -1,2 2/ 2-25
По формулам (8.14) вычисляем, полагая Zm + R =0:
= Z’nA + -^тсА + ^тс,/ = 8,13+1,74 = 9,87 Ом,
ZAB = = 3,15 Ом.
Ток подстанции А находим по формуле (8.22):
7 = 300 _ _!.» .
А ZA+ZAB 9’87 + 3’15
48
Ток выключателя QA1 находим по формуле, приведенной в табл. 8.14
(схема № 1):
QA1
1- — =2112 1-
2/ / I
- 1584 A.
Ток выключателя поста секционирования равен /qjjai ^а ~ Л)А1 ”
= 2112 - 1584 = 528 А.
Напряжение на шинах поста ПС равно:
^пс =/QnAi z-i,2<Z-Zk) = 528 0,336 (25 — 12,5) = 2218 В.
Пример 8.9. Для петлевой схемы одностороннего питания двухпутного уча-
стка без пункта параллельного соединения определить ток и сопротивление,
измеряемые защитами выключателя QA1 для схемы № 3 (табл. 8.14) при I* = I =
= /дд = 25 км и для схемы № 4 (табл. 8.14) при /'к = 0, Для последней схемы
вычислить также напряжение на шинах поста ПС. Параметры тяговой сети
приведены в примере 8.1. Контактная сеть ТП: z21 = 0,470 Ом/км, z_j 2 =
= 0,336 Ом/км. Параметры тяговой подстанции А: ^1А=8,13 Ом, ^рас= 27 500 В.
Для схемы № 3 по табл. 8.16 находим:
ZqA1= z21Z ~ 0)470’25 = 11,75 Ом.
По табл. 8.14 для схемы № 3 находим:
ZTCA + ^тс,/ = Z21 к = 0,470-25 = 11,75 Ом, . = 0.
По формуле (8.22) при Z
, вычисляем:
тс,/
. И
TC, I
QA1
А, рас _ 27 500
+ ZAn ” 8,13+11,75
= 1383 A.
Для схемы № 4 (табл. 8.14) по формулам, приведенным в табл. 8.16 при
Гк = 0, вычисляем:
0,336-2*25 = 16,8 Ом.
По табл. 8.14 для схемы № 4 находим при Гк = 0:
2^ + z' = + z-122<Z-Zk) = 0,336-2-25 = 16,8 Ом,
XWI ж Ivii £1 К. л.
* . = 0.
тс, г
QIIA2
рас
^22_=поза.
49
Напряжение t/nc для схемы № 4 (табл. 8.14) находим как падение на-
пряжения в контактной сети поврежденного пути на участке от места КЗ до
шин поста ПС:
^ПС ~Л}ПА2 = 1ЮЗ-0,336-(25 — 0) = 9265 В.
Особенности расчета параметров КЗ при отсасывающих трансформа-
торах. Для снижения электромагнитных влияний на смежные линии
связи и сооружения в некоторых случаях применяют тяговую сеть с от-
сасывающими трансформаторами ТО [1, 112]. Они устанавливаются
через 1,5—4,5 км и включаются первичной обмоткой в рассечку кон-
тактной подвески КП, а вторичной обмоткой — в рассечку обратного
провода О (рис. 8.9). В середине зоны /0 между соседними отсасываю-
щими трансформаторами обратный провод О соединяется с рельсами.
Коэффициент трансформации отсасывающих трансформаторов ра-
вен 0,8 или 1, поэтому токи в контактной подвеске КП и обратном про-
воде О близки по величине и сдвинуты на угол около 180°. При наличии
обратного провода существенно уменьшается величина тока, стекающая
из рельсов в землю, благодаря чему снижается магнитное и гальваничес-
кое влияния токов тяговой сети на проходящие вдоль железной дороги
протяженные коммуникации. Однако сопротивление тяговой сети при
использовании отсасывающих трансформаторов возрастает и становит-
ся нелинейным (зависящим от величины тока). Вычисление параметров
КЗ при этом усложняется. Учитывая, что доля сопротивления тяговой
сети, приходящаяся на отсасывающие трансформаторы, сравнительно
Рис. 8.9. Тяговая сеть с отсасывающими трансформаторами
50
невелика, а в расчетах уставок защит используются достаточно обосно-
ванные коэффициенты запаса и чувствительности, принято вычислять
параметры тяговой сети с отсасывающими трансформаторами по при-
ближенным формулам и без учета нелинейных зависимостей.
Погонное сопротивление тяговой сети однопутного участка с отса-
сывающим трансформатором при удаленном КЗ вычисляют по форму-
ле, Ом/км [112]:
—11,то —с,1 + —о 2игк0 + (2Гтод + п ZT0^)5 (8.30)
о
где zc j — сопротивление контура «контактная сеть—земля», Ом/км;
z° — сопротивление контура «обратный провод—земля», Ом/км;
zK0 "" сопротивление взаимоиндукции между контурами контактной сети
и обратного провода, Ом/км;
р 2^0 2 — сопротивления первичной и вторичной обмоток отсасываю-
щего трансформатора, Ом;
п — коэффициент трансформации отсасывающего трансформатора.
Для контактной подвески, состоящей из несущего троса марок
ПБСМ70, ПБСМ95, или ПБСА50/70 и контактного провода марок
МФ100 или НЛОлФЮО, при обратном проводе марки А185 и отсасыва-
ющих трансформаторах с коэффициентом трансформации п = 1 при-
нимают zn то == 0,34 + /0,72 = 0,85ехр(/66°) Ом/км. Если коэффициент
трансформации п = 0,8, то принимают Zj t т0 = 0,28 + /0,63 = 0,69ехр(/66°)
Ом/км. При такой же контактной подвеске и обратном проводе 2 х АС95
или 2 х А120 при п - 1 принимают zn то = 0,31 + /0,59 = 0,66ехр(/62°)
Ом/км, а при и = 0,8 принимают Zj । то = 0,26 + /0,48 = 0,54ехр(/62°) Ом/км.
Сопротивление взаимоиндукции между контактными сетями двух пу-
тей, каждый из которых оборудован отсасывающими трансформатора-
ми, весьма незначительно и им пренебрегают. Поэтому z99 „ = 0,5z<, тп,
z = 0 z — z z
р,2 и’ z21,то -1,2,то П1,то'
Эти данные используются в формулах, приведенных в табл. 8.10, 8.13—
8.16. В остальном расчет параметров КЗ не отличается от описанного выше.
В отдельных случаях отсасывающие трансформаторы на некоторой
части межподстанционной зоны могут отсутствовать. Пусть на длине /
(например, от подстанции до поста секционирования) имеется ито уча-
стков с отсасывающими трансформаторами, протяженностью Z р /то2,.-.
(см. рис. 8.9) и лтс участков без отсасывающих трансформаторов, про-
тяженностью /тс1, /ТС2’--- В этом случае определяют эквивалентные по-
гонные сопротивления по формулам:
51
Л 'И
Z 1 -» t Z „ л
2-1,2,э=~У-£'тс,/ -Р,2,э =—’~f~IL/tcJ’
1 i=l 1 1=1
(8.31)
где Zj j, z21, z22, z_j 2, z p 2 — удельные сопротивления тяговой сети без отсасыва-
ющих трансформаторов, значения которых приведены в табл. 8.6—8.9, Ом/км;
/то i — длина z-ro участка с отсасывающими трансформаторами, км;
/тс\ — длина /-го участка без отсасывающих трансформаторов, км.
Сопротивления^^, z^, z22>3, z_1>2>3, /р>2>э используются в фор-
мулах, приведенных в таблицах данного параграфа, вместо соответству-
ющих величин zn, z21, z22, z_12, z ' 2. В остальном расчет параметров
КЗ выполняется также, как для предыдущих случаев.
8.3. Особенности реализации основных
требований к защитам
Релейная защита тяговых сетей должна полностью отвечать основ-
ным требованиям, предъявленным ко всем видам защит (см. п. 1.3).
Реализация таких требований, как быстродействие, селективность
и устойчивость функционирования применительно к защитам тяговой
сети переменного тока имеет свою специфику, обусловленную особен-
ностями нормального и аварийного режимов, свойствами приемников
электроэнергии (электровозов и электропоездов), схемами питания
сети, типами применяемых коммутационных аппаратов.
Для электрических локомотивов как приемников электроэнергии
характерно постоянное перемещение вдоль питающей сети. Отключе-
ние напряжения и последующая его подача в сеть в результате действия
АП В сопровождается так называемым набросом напряжения на вклю-
52
ченную силовую цепь локомотива. Это может привести к появлению
кругового огня по коллектору тяговых двигателей, боксованию, полом-
ке сцепных приборов. Поэтому необходимо обеспечивать такие усло-
вия функционирования релейной защиты, чтобы ложные отключения
по ее вине не происходили, а все повреждения в сети безусловно от-
ключались. Схема питания контактной сети в процессе эксплуатации
может временно изменяться: для ремонтных работ отключается какая-
либо секция контактной сети, выводятся на ревизию посты секциони-
рования, по аварийным условиям двустороннее питание может быть
заменено односторонним и т.п. Желательно, чтобы при таких измене-
ниях не появлялись «мертвые зоны», т.е. зоны, в которых защита не
может обнаружить КЗ, и не требовалась бы перенастройка защиты.
Релейная защита воздействует на высоковольтные масляные, элега-
зовые или вакуумные выключатели. Существенным для защиты явля-
ется время их отключения. У масляных выключателей время отключе-
ния составляет 0,08—0,11 с, у вакуумных — 0,04—0,06 с.
Рассмотрим особенности реализации основных требований, предъяв-
ляемых к защите и вытекающих из специфики эксплуатации тяговой
сети переменного тока.
Быстродействие. Чтобы исключить возможность пережога контакт-
ных проводов, время отключения КЗ необходимо всемерно сократить.
Исследования С. Д. Соколова показали, что пережоги возможны в точ-
ке контакта провода с полозом токоприемника и в месте возникнове-
ния дуги, отжиг возникает при перегреве провода.
При повреждениях на электровозе ток КЗ протекает через тяговую
сеть и токоприемник. Нажатие токоприемника на контактный провод
сравнительно невелико, поэтому в месте касания провода и токопри-
емника выделяется тепло и провод нагревается. Если контактный про-
вод марки МФ-100 нагреется до 200 °С и более, то его механическая
прочность резко снизится и провод может разорваться. Температура
нагрева провода зависит от значения тока, протекающего через место
контакта, и длительности его существования Например, пережог про-
вода МФ-100 токами 3 кА и более может наступить при г = 0,44 с.
Еще более опасным является воздействие на контактный провод от-
крытой электрической дуги, которая, как правило, возникает при ко-
ротком замыкании. Дуга оказывает сильное термическое действие, по-
вреждает поверхность провода, выплавляет в нем кратеры, сечение про-
вода и его прочность снижаются. Разрыв провода происходит под
53
воздействием растягивающих усилий, создаваемых в контактной под-
веске устройствами температурной компенсации.
Разрушающее действие дуги характеризуется произведением тока в
дуге на время ее существования и измеряется в ампер-секундах (А-с). Чем
больше это произведение, тем более вероятным является разрыв прово-
да. При токах от 500 до 2000 А пережог медного контактного провода ста-
новится возможным, если воздействие дуги превосходит значение 280—
350 А-с. Электрическая дуга с током свыше 2000 А может пережечь про-
вод через время 0,15—0,17 с. У низколегированных проводов, например
НЛОлФ, температурная стойкость несколько выше, еще выше онау брон-
зовых проводов, особенно с присадкой железа (БрЖФ).
Для исключения пережогов важно не только быстро отключить КЗ,
но и не допускать повторного включения на устойчивое повреждение.
Объясняется это тем, что при КЗ, сопровождающемся электрической
дугой, провод нагревается очень быстро, а при отключении тока осты-
вает медленно. Например, нагретый до 200 °C провод МФ-100 через 20 с
не остынет: температура его снизится всего на 15—30 °C. Между тем,
устройства АПВ производят повторное включение через 0,5—5 с после
отключения КЗ. При этом провод, температура которого практически
почти нс уменьшилась, снова подвергается воздействию электрической
дуги и через 0,08 с температура его достигает опасной по условиям раз-
рыва. Учитывая время отключения современных выключателей, мож-
но сделать вывод, что никакая самая быстродействующая защита нс
может гарантированно предотвратить пережог контактного провода при
АПВ, если КЗ сопровождается электрической дугой.
Таким образом, чтобы исключить возможность пережогов проводов
контактной сети при КЗ, необходимо отключать повреждения не более
чем за 0,12—0,14 с и не допускать АПВ при устойчивых КЗ. Современные
защиты и выключатели позволяют отключать КЗ за указанное время.
Вместе с тем, необходимы испытатели коротких замыканий, с помощью
которых можно было бы проверять состояние изоляции контактной сети,
чтобы не допускать повторного включения се на устойчивые КЗ.
Селективность. При КЗ должны отключаться ближайшие к месту
повреждения выключатели. Если повреждение произойдет в зоне меж-
ду подстанцией А и постом секционирования ПС многопутного участ-
ка с узловой схемой питания (рис. 8.10, а), например в точке К1, необхо-
димо, чтобы отключились выключатели QA1 и QIIA1. Выключатели
QIIAw, QnBl, (}ПВл при этом отключаться нс должны несмотря на то,
54
a
ОАл ш
что при повреждении в точке К1 через них протекает ток КЗ. При ко-
ротком замыкании в точках К2 или КЗ должны отключаться выключа-
тели QB1 и QHB1, а другие выключатели поста ПС отключаться при
этом не должны. При повреждении в точке К4 (возле выключателя QA/i)
55
должны отключиться выключатели QAw и QITAn. В то же время при этом
повреждении не должен отключиться выключатель QA1.
При коротком замыкании на шинах, например подстанции А, дол-
жен отключиться выключатель, через который эти шины получают пи-
тание от понизительного трансформатора (на рисунке не показан), а
также выключатели всех фидеров контактной сети QA1,..., QAn, чтобы
исключить подпитку места повреждения от смежной подстанции В.
Основными методами обеспечения селективности являются введе-
ние в действие защит выдержки времени и использование защит (или
их отдельных ступеней) со свойством направленности. Возможно ис-
пользование и других методов, основанных, например, на применении
взаимных логических связей защит разных фидеров.
Важное значение придается ближнему и дальнему резервированию
защит. В целях обеспечения надежности короткое замыкание в любом
месте межподстанционной зоны должно обнаруживаться не менее, чем
двумя защитами (или двумя ступенями комплекта защиты) на ближай-
шем выключателе, и по крайней мере одной защитой (одной ступенью
комплекта защиты) на выключателе смежного элемента. Для реализа-
ции этого требования в [39] установлено, что защита фидера контакт-
ной сети как на подстанции, так и на посту секционирования, должна
выполняться трехступенчатой с применением дополнительной защиты
в виде токовой отсечки. На посту секционирования, кроме того, следу-
ет устанавливать защиту минимального напряжения (потенциальную)
для защиты шин и дополнительного резервирования.
Графики селективности таких защит приведены на рис. 8,10, в (для
подстанции) и на рис. 8.10, г (для поста секционирования). На оси абс-
цисс графика откладывается расстояние, на котором защита чувствует
короткие замыкания, а на оси ординат указывается время действия дан-
ной защиты (или данной ее ступени).
Цифрой 1 на рис. 8.10, в отмечена зона действия дополнительной за-
щиты в виде токовой отсечки на выключателе QA1, которая не имеет
выдержки времени. Эта защита предназначена для ускоренного отклю-
чения выключателя при близких к месту ее установки повреждений, а
также для перекрытия мертвых зон направленных защит. Цифрой 2 от-
мечена зона действия 1-й ступени защиты. Эта ступень также не имеет
выдержки времени. Зона ее действия не должна доходить до шин поста
секционирования ПС во избежание излишних срабатываний при КЗ за
постом, например в точке К2 (см. рис. 8.10, а). В качестве защиты 1-й
56
ступени, вообще говоря, может использоваться токовая отсечка, одна-
ко предпочтение отдается дистанционной защите (Д31), поскольку она
имеет более стабильную зону защиты.
1-я ступень должна быть отстроена от излишних действий при КЗ на
шинах подстанции или возле выключателя смежного фидера, напри-
мер в точке К4 (см. рис. 8.10, а). Для этого ее следует выполнять направ-
ленной, но без мертвой зоны при КЗ вблизи подстанции, иначе она не
сможет резервировать токовую отсечку. При близких КЗ напряжение,
подводимое к защите, снижается практически до нуля. По этой причи-
не направленное реле сопротивления или реле направления мощности
срабатывать не могут — наступает отказ срабатывания. Направленная
защита без мертвой зоны вблизи места ее установки может быть реали-
зована, если ее снабдить специальным блоком «памяти» [19, 22, 28], вы-
ходное напряжение которого подводится к схеме сравнения реле. Блок
«памяти» представляет из себя специальный контур, в котором при ис-
чезновении напряжения на входе выходное синусоидальное напряже-
ние с неизменной фазой исчезает не сразу, но затухает в течение време-
ни, достаточного для срабатывания защиты.
На практике распространение получил другой способ отстройки 1-й
ступени защиты выключателя QA1 от КЗ в точке К4. Он основан на том,
что при этом повреждении через выключатель QA1 от подстанции В про-
текает ток, значение которого в ряде случаев (кроме, например, системы
2 х 25 кВ с автотрансформаторами) существенно меньше, чем у тока, про-
текающего через тот же выключатель от подстанции А при повреждени-
ях в зоне защиты 2 (см. рис. 8.10, в). С этой целью 1-я ступень снабжается
токовым пусковым органом, разрешающим действие этой ступени толь-
ко при токах, значение которых больше, чем ток выключателя QA1 при
КЗ в точке К4. Следует, однако, иметь в виду, что применение токового
пускового органа (блокировки по току) в ряде случаев может уменьшить
зону действия первой ступени защиты, поэтому такой способ отстройки
в каждом случае требует обоснования расчетом.
Цифрой 3 на рис. 8.10, в обозначена зона действия 2-й ступени защи-
ты, имеющей выдержку времени Дг. Эта ступень предназначена для дей-
ствия при повреждениях в той части зоны /дц, в которой 1-я ступень
защиты не работает. Кроме того, она осуществляет ближнее резервиро-
вание 1-й ступени. В качестве защиты 2-й ступени используется дис-
танционная защита (Д32).
Зона действия 3-й ступени обозначена цифрой 4, Эта ступень осуще-
ствляет ближнее резервирование защит 1-й и 2-й ступеней на выключа-
57
теле QA1, а также дальнее резервирование выключателей QI1B1,..., QIIBrt
и их защит при повреждениях в зоне /пв (см. рис. 8.10, а), В 3-й ступени
используется дистанционная защита, которая должна быть отстроена от
максимальных нагрузок нормального режима. Выдержка времени 3-й
ступени дистанционной защиты (ДЗЗ) принимается на одну — две сту-
пени больше, чем выдержка времени защиты 2-й ступени. Такая выдер-
жка времени необходима в том случае, если на посту секционирования
используется трехступенчатая защита, 3-я ступень которой для обеспе-
чения селективности должна срабатывать раньше, чем 3-я ступень защи-
ты на выключателе подстанции. В комплектах защиты УЭЗФ [27, 28] на
постах секционирования используется двухступенчатая защита. В этом
случае 3-я ступень защиты подстанции может иметь выдержку времени
на одну ступень А/ больше, чем выдержка времени 2-й ступени.
Для электронных защит ступень выдержки времени St принимается
равной 0,3 с. Для электромеханических защит, применявшихся ранее,
такая ступень принималась равной 0,4—0,6 с.
Трафик селективности для защит выключателей поста секционирова-
ния строится аналогичным образом (см. рис. 8.9, г). Токовая отсечка (до-
полнительная защита) 7 и 1-я ступень 2 выполняются без выдержки вре-
мени. Во избежание излишней (неселективной) работы при КЗ на смеж-
ных фидерах зона действия 1-й ступени не должна доходить до шин
смежной подстанции. Уставка токовой отсечки и дистанционной защиты
1-й ступени выбираются по тем же формулам, что и для защит выключате-
ля QA1, но при КЗ в точке КЗ (при отключенном выключателе QB1). Эта
ступень должна быть направленной, в противном случае выключатель по-
ста будет излишне срабатывать при повреждениях «за спиной». Так, на-
пример, защита выключателя QIIB1, если она не будет направленной, мо-
жет излишне сработать при КЗ в точке К1 (см. рис. 8.10, а). Следует отме-
тить, что 2-я и 3-я ступени защиты выключателей поста, вообще говоря,
могут быть ненаправленными, поскольку они выполняются с выдержкой
времени. В этом случае КЗ «за спиной» не вызывает их излишнего дей-
ствия, так как такое КЗ будет отключено без выдержки времени защитой
другого выключателя (например, QIIA1). Тем не менее, для более надеж-
ного выполнения условий селективности 2-ю и 3-ю ступени защиты (поз.
3 и 4 рис. 8.10, г) целесообразно выполнять направленными. Все три ступе-
ни, как правило, выполняются в виде дистанционньос защит.
На посту секционирования мертвая зона направленных защит перекры-
вается дополнительной защитой в виде токовой отсечки. Второй (резерв-
58
ной) защитой для этих повреждений должна служить защита минималь-
ного напряжения, зона действия которой на рис. 8.10, г обозначена циф-
рой 5. Выдержка времени у нее на одну ступень больше, чем у защиты 3-й
ступени. Защита минимального напряжения (потенциальная защита), в
отличие от других ступеней (если они выполняются направленными), ре-
агирует на КЗ на шинах поста ПС, поэтому защита минимального напря-
жения выполняется с действием на отключение всех выключателей поста.
При параллельной схеме питания (рис. 8.10, б) графики селективнос-
ти защит выключателей подстанций и поста имеют такой же вид, как
при узловом питании. Однако работа защиты усложняется. При корот-
ком замыкании в точке К1 должны отключаться уже не два, а три вык-
лючателя: QA1, QnAl и Qnil.
Если точка К1 расположена возле поста ПС, то ток КЗ, притекающий
в место повреждения от подстанции А, распределяется поровну между
выключателями QA1, QA2,..., QA/2 и величина тока в каждом из выклю-
чателей может оказаться недостаточной для действия их защит. При близ-
ком к шинам ПС повреждении ток в выключателе Qnil практически
отсутствует и его защита, если она реагирует на ток, также нс сработает.
Поскольку точка К1 расположена близко к выключателю QnAl, то его
защита (токовая отсечка или защита 1-й ступени) сработает без выдерж-
ки времени и отключит этот выключатель. Теперь токораспределение в
схеме изменяется и через выключатель Qnil будет протекать ток в точку
К1, который вызовет отключение этого выключателя. После этого уве-
личивается ток в выключателе QA1 и он также отключится. Таким обра-
зом, выключатели QA1, QITA1, Qnil отключаются не одновременно, а
каскадно: сначала один, потом второй, потом третий.
Каскадное отключение выключателей увеличивает время подпитки
места повреждения, время ликвидации КЗ возрастает. Это время можно
сократить, если на выключателях пунктов параллельного соединения ППС
в качестве первой ступени использовать защиту минимального напряже-
ния (потенциальную) без выдержки времени. Тогда выключатель Qnil
будет отключаться одновременно с выключателем QnAl в момент возник-
новения КЗ. В качестве резервной можно использовать максимальную то-
ковую или дистанционную защиты (без выдержки времени), которые будут
отключать выключатели Qnil (на ППС1) и QH21 (на ППС2) каскадно.
Графики селективности защит при двух постах секционирования в
межподстанционной зоне приведены на рис. 8.11. Обозначение защит
и ступеней, их назначение приняты такими же как на рис. 8.10. Графи-
59
Рис. 8.11. Схема питания и графики селективности защит при двух постах
секционирования
60
ки селективности, приведенные на рис. 8.11, б, в, г, относятся к защи-
там выключателей соответственно QA1, QIIlIIl и QFI2B1.
Для петлевой схемы питания на выключателях подстанции и поста
(см. рис. 8.8, б) используются те же защиты, что и при узловой схеме.
Если на постах секционирования нет потенциальной защиты, то при
КЗ вблизи подстанции (/к = 0 или 0) зашита поста будет работать
каскадно, т. е. после отключения соответствующего выключателя на
подстанции. Для ускорения отключения повреждений следует на посту
устанавливать потенциальную защиту без выдержки времени с действи-
ем на один или оба выключателя поста.
Неселективные защиты. Неселскгивная защита применяется в тех слу-
чаях, когда стремятся сократить возможное число пережогов контактной
сети, либо когда посты секционирования выключателей не имеют. При
КЗ в любой точке межподстанционной зоны без выдержки времени от-
ключаются выключатели смежных тяговых подстанций, питающих эту
зону. При этом достигается наиболее быстрое отключение КЗ и вероят-
ность пережога проводов контактной подвески оказывается наименьшей.
После отключения выключателей на смежных тяговых подстанциях
необходимо произвести соответствующие отключения на посту секци-
онирования и снова подать напряжение на неповрежденные участки.
Последовательность операций при этом зависит от того, есть ли на по-
сту секционирования защита на каждом из фидеров или ее нет.
Если посты секционирования оборудованы не выключателями, а разъе-
динителями с моторными приводами, то релейной защиты на таких по-
стах нет. Последовательность операций по отключению КЗ и повторной
подаче напряжения на неповрежденные участки здесь следующая. Напри-
мер, произошло КЗ в точке К (рис. 8.12). После отключения выключате-
лей QA1, QA2, QB1, QB2 на смежных подстанциях, когда напряжения в
контактной сети нет, на посту секционирования отключаются разъедини-
тели QSA1-—QSB2 всех фидеров. Как говорят, пост «разбирается». После
этого устройства АПВ включают на смежных подстанциях все отключив-
шиеся выключатели QA1—QB2. Выключатели QA2, QB1, QB2, включив-
шиеся на исправные участки, остаются в работе, а выключатель QA1, вклю-
чившийся на КЗ, снова отключается и остается в отключенном положе-
нии. После этого на посту секционирования включаются разъединители
тех участков, на которых имеется напряжение. Разъединитель QSA1 не
включается, так как выключатель QA1 отключен и в контактной сети на
участке, ограниченном выключателем QA1 и разъединителем QSA1, на-
61
TV1 TV2 TV4 TV3
Рис. 8.12. Узловая схема питания двухпутного участка с разъединителями
на посту секционирования
пряжения нет. Наличие напряжения контролируется трансформаторами
напряжения TV1—TV4, установленными на посту ПС.
Посты секционирования без выключателей, конечно, дешевле, чем с
выключателями. Однако последовательность операций для восстановле-
ния питания неповрежденных участков (при АПВ), рассмотренная выше,
не обеспечивает достаточной эксплуатационной надежности. Рассмотрим,
например, следующий характерный случай: в момент КЗ в точке К на смеж-
ном пути находятся тяжеловесные составы, следующие на подъем. После
отключения выключателей подстанций «разбирается» пост секциониро-
вания и производится АПВ выключателей подстанций. Выключатели QB1
и QB2 успешно включаются, а для выключателей QA1 и QA2 АПВ является
неуспешным. Выключатель QA1 снова отключается из-за устойчивого КЗ
в точке К, выключатель QA2 отключается из-за большого тока включения
вследствие внезапной подачи напряжения на неотключенные силовые цепи
электровозов. Теперь нужно решить, какой из отключившихся выключа-
телей снова включать. Ошибочное включение QA1 (на устойчивое КЗ в
точке К) вероятнее всего приведет к пережогу проводов. Оценка ситуации
требует времени, в течение которого поезда на линии остаются без напря-
жения. Это может привести к остановке поездов, особенно следующих на
подъем, их задержке и нарушению графика движения.
Для постов секционирования, оборудованных выключателями с защи-
той необходимость «разборки» поста отпадает. Для участков с такими по-
стами разработана защита, выполняющая операции в следующем поряд-
ке. При КЗ в точке К (рис. 8.13) отключаются выключатели QA1, QA2, QB1,
QB2. После их отключения на посту секционирования отключается толь-
62
ко один выключатель, тот, который находится ближе всех к месту повреж-
дения, то есть QIIA2. После этого на подстанциях производится АПВ вык-
лючателей QA1, QA2, QB1, QB2. Выключатель QA2, включившись на КЗ,
снова отключается и остается в отключенном положении (блокируется).
Наличие выключателей на посту при неселективной защите позволя-
ет получить следующие преимущества: сокращается число переключе-
ний, а следовательно, износ коммутационной аппаратуры на посту, ус-
коряется процесс восстановления нормального питания неповрежден-
ных участков, так как здесь исключается время на «разборку» поста и
повторное включение его разъединителей, питающих неповрежденные
участки, при помощи медленнодействующих моторных приводов; повы-
шается эксплуатационная надежность восстановления питания непов-
режденных участков. Последнее вытекает из того, что при неуспешном
АПВ выключателя QA1 (см. рис. 8.13) электровозы, находящиеся на не-
поврежденном участке сети, ограниченном выключателями QA1 и QnAl,
без питания не остаются. Они получают энергию от подстанции В через
успешно включившиеся выключатели QB1 и QB2 (или хотя бы один из
них) и неотключавшиеся выключатели QnAl, QnBl, QnB2. Поэтому у
энергодиспетчера имеется время для оценки ситуации и принятия пра-
вильного решения о допустимости нового включения выключателя QA1.
Защиту, устанавливаемую на выключателях тяговых подстанций и
постов секционирования, выполняют такой же, как селективную, но без
выдержки времени. Особенности выбора уставок описаны ниже в п. 8.4.
Устойчивость функционирования. Уставку защиты необходимо выби-
рать таким образом, чтобы она уверенно срабатывала при КЗ в защи-
щаемой зоне (т.е. обладала требуемой чувствительностью), не срабаты-
Рис. 8.13. Узловая схема питания двухпутного участка с выключателями
на посту секционирования
63
вала при внешних КЗ и максимальных нагрузках нормального режима
(т.е. была бы отстроена от этих режимов), а также обеспечивала условия
ближнего и дальнего резервирования. Для этой цели используются вы-
ражения от (1.3) до (1.9), однако одновременно удовлетворить все тре-
бования не всегда просто (см. п. 1.3).
Относительно легко решается задача выбора уставок защит 1-й ступе-
ни, протяженность зоны действия которых невелика. Токи КЗ в пределах
этой зоны, как правило, значительно превышают максимальную нагруз-
ку нормального режима. Сложнее выбрать защиту 3-й ступени для вык-
лючателя тяговой подстанции. Как следует из табл. 8.3 ток, протекаю-
щий через этот выключатель в нормальном режиме, может достигать зна-
чений более 800 А, а при удаленном КЗ возле смежной подстанции —
около 400 А. Если в качестве защиты 3-й ступени принять, например,
максимальную токовую защиту и выбрать ее уставку более 800 А (чтобы
она не отключала выключатель при токах нормального режима), то она
не почувствует удаленные КЗ. Совершенно очевидно, что для 3-й ступе-
ни такая защита непригодна и для нее необходимо выбрать защиту, кото-
рая может отличить нормальный режим от режима КЗ по каким либо
другим признакам, кроме величины тока, например по фазовому углу.
Защита, реагирующая на модуль входного сопротивления сети Zp (от-
ношение абсолютных значений напряжения на шинах к току фидера с
учетом коэффициентов трансформации трансформаторов напряжения
и тока), т.е. на два признака, имеет характеристику, изображенную на
рис. 3.33, б, и зону действия, определяемую одновременным выполне-
нием условий (1.4) и (1.9) или (1.7) и (1.9). Эта зона ограничивается ми-
нимальным значением входного сопротивления при потере и восста-
новлении питания и составляет 15—25 км, начиная от шин тяговой под-
станции. Для увеличения длины защищаемой зоны необходимо
применять защиты, реагирующие на три и более признака, например
на ток, напряжение и фазовый угол между ними.
На комплексной плоскости сопротивлений (рис. 8.14) изображены
область нормальных режимов Н и область КЗ К при металлических за-
мыканиях в тяговой сети протяженностью 60—65 км с учетом уравни-
тельных токов между подстанциями и рекуперирующих электровозов [27].
В нормальном режиме конец вектора сопротивления 2^н, измеряемого
на зажимах реле сопротивления, может оказаться в любой точке области
Н. При КЗ конец вектора сопротивления ZpK, измеряемого на зажимах
того же реле, может оказаться в любой точке области К. Для того чтобы
64
*1
Рис. 8.14. Комплексная плоскость
сопротивлений для контактной сети,
измеряемых релейной защитой
реле сопротивления не срабаты-
вало ложно в нормальном режи-
ме и надежно срабатывало в ре-
жиме КЗ, необходимо, чтобы
граничная линия его характери-
стики Zcp = /(фр) проходила
между граничными линиями /и
2 областей Н и К.
Найдем область Р, в которой
можно расположить граничную
линию характеристики реле со-
противления. Проведем из цен-
тра координат комплексной
плоскости луч ОВ под произ-
вольным углом ф так, чтобы он пересекал области Н и К. Отрезок Ос
определяется условием (1.4) надежного срабатывания при КЗ: 0с> кч*0и.
Отрезок 0J определяется условием (1.9) надежной отстройки реле в
нормальном режиме: OtZ < От/квк3, Граничная линия характеристики
срабатывания реле сопротивления может пересекать луч ОВ в любой
точке отрезка cd и не должна выходить за его пределы. Таким же обра-
зом определяются точки с и d при других значениях угла ф. Соединив
друг с другом все точки с и все точки соответствующие различным зна-
чениям угла ф, получаем граничные линии 3 и 4области Р, в которой мож-
но размешать граничную линию угловой характеристики срабатывания
реле. Чем меньше зона защиты, тем меньше длина отрезка Он.
Для повреждений, удаленных от шин данной тяговой подстанции
на 15—30 км, действительно соотношение Ос << 0^7. При этом в области
Р можно разместить характеристику реле полного сопротивления с
граничной линией в виде окружности с центром в начале координат
(рис. 8.15, а). При расстояниях до места повреждения 30—40 км отрезок
cd уменьшается и в области Р граничную линию характеристики в виде
такой окружности разместить не удается: она заходит в область Н. Од-
нако в этом случае можно применить реле сопротивления с характери-
стиками, изображенными на рис. 8.15, в, г, д.
Для обеспечения устойчивости функционирования, т.е. одновремен-
ного выполнения условий (1.4) и (1.9), при повреждениях, удаленных от
шин данной подстанции на 40 км и более, когда области Н и К сближают-
65
Рис. 8.15. Угловые характеристики реле сопротивления
ся еще больше, необходимо применять реле сопротивления со сложны-
ми характеристиками, приведенными на рис. 8.15, в, г, е3 ж, у которых
Фг = 50°, ф2 = 110° и угловая характеристика хорошо отстроена от нормаль-
ных режимов, поскольку фазовый угол вектора сопротивления ZpH, изме-
ряемый защитой в нормальном режиме (см. рис. 8.14), не превышает, как
правило, 40° и, следовательно, внутрь такой характеристики не попадает.
Характеристики реле сопротивления, приведенные на рис. 8.15, з, и
используются для защиты от КЗ через большое переходное сопротив-
ление [28, 32]. Например, при обрыве и падении провода на сухую ка-
менистую почву переходное сопротивление в начальный момент может
достигать 50 Ом. На сопротивления такой величины должны казалось
бы реагировать защиты 3-й ступени. Поскольку, однако, переходное
сопротивление является активным, то вектор сопротивления, измеряе-
мый реле, внутрь характеристик защит 3-й ступени (рис. 8.15, в, г, д, е,
ж) не попадает и эта ступень защиты на такие КЗ не реагирует.
66
Характеристика, приведенная на рис. 8.15, з, обладает той особен-
ностью, что чем ближе к месту установки защиты находится точка КЗ,
тем большая величина переходного сопротивления требуется для ее сра-
батывания. Например, при КЗ возле поста секционирования защита на
тяговой подстанции с такой характеристикой сработает только в том
случае, если переходное сопротивление превышает 45—50 Ом. Более
благоприятными свойствами обладает характеристика, приведенная на
рис. 8.15, и, уставка по индуктивному сопротивлению которой может
быть принята до 40 Ом, а по активному сопротивлению — до 130 Ом
[32]. В этом случае при КЗ возле поста секционирования та же защита
почувствует повреждение практически при любом переходном сопро-
тивлении.
Важным показателем устойчивости функционирования является
отстроенность (нечувствительность) защиты от режимов нормальной
работы тяговой сети. Условия отстроенности определяются формулами
(1.8) и (1.9). Уставки защит, выбранные по режиму короткого замыка-
ния для расчетных точек по формулам (1.3)—(1.7), одновременно дол-
жны удовлетворять условиям (1.8) или (1.9).
Наименьшие значения коэффициентов чувствительности кч для за-
щит тяговых сетей, отвечающие требованиям [39], приведены в табл.
8.17. При этом под защищаемой зоной для защит 2-й и 3-й ступеней
выключателя тяговой подстанции понимают участок от подстанции до
поста секционирования.
Зоной резервирования (дальнего) для 3-й ступени защиты этого вык-
лючателя является участок от поста до смежной подстанции. При от-
сутствии поста или при постах, не оборудованных выключателями, за-
щищаемая зона и зона резервирования совпадают — это участок между
смежными подстанциями.
Коэффициент запаса к3 принимают не менее чем 1,1—1,3.
Для защит, не имеющих выдержки времени, принимают кв - 1. Для
защит с выдержкой времени, реагирующих на возрастание контроли-
руемого параметра (например, ток) и выполненных на электромагнит-
ном принципе, принимают кв равным 0,8—0,85, для электронных и мик-
ропроцессорных защит — 0,8—0,9. Для защит с выдержкой времени,
реагирующих на снижение контролируемого параметра (например, на-
пряжение, сопротивление) и выполненных на электромагнитном прин-
ципе, принимают кв равным 1,15—1,25, а для электронных и микро-
процессорных защит — 1,1—1,15.
67
Таблица 8.17
Виды защит Назначение Место короткого замыкания
Максимальные токовые, одно- ступенчатые Основная Конец защищаемой зоны 1,5
Ступенчатые защиты тока и на- пряжения То же То же 1,5
Ступенчатые защиты тока и на- пряжения при наличии селектив- ной резервной ступени То же То же 1,3
Дистанционные, вторая ступень при отсутствии третьей, третья ступень Основная, ближнее резервирование То же 1,5
Дистанционные, вторая ступень при наличии третьей То же То же 1,25
Дистанционные, вторая или третья ступень при отсутствии поста или при постах на разъединителях То же То же 1,5
Защиты тока, напряжения, сопро- тивления Резервная, даль- нее резервирова- ние Конец смежного элемента, входящего в зону резервирова- ния 1,2
Токовая отсечка Дополнительная Место установки защиты 1,2
Для зашит без адаптации к предшествующему режиму принимают
кв = 1, для защит с адаптацией, осуществляющих автоматическое загруб-
ление уставки при больших тяговых токах — 1,2— 1,3.
Ступень выдержки времени для электромеханических защит при-
нимают 0,5 с, для электронных и микропроцессорных комплексов —
0,3 с.
Дополнительные меры для отстройки от нормальных режимов. В ха-
рактеристиках, приведенных на рис. 8.15, снижение чувствительности
(повышение отстроенности) к нормальному режиму достигается изме-
нением их конфигурации в зависимости от фазового угла между током
и напряжением. Однако при увеличении нагрузок или же при больших
расстояниях между подстанциями область Н (см. рис. 8.14) приближа-
ется к началу координат комплексной плоскости сопротивлений. При
этом отрезок пт настолько уменьшается, что отрезок 0d становится
меньше отрезка Ос. В этом случае для защиты, выбранной по условию
68
(1.4), условие (1.9) не может быть выполнено. Защита будет ложно сра-
батывать в нормальном режиме.
Чтобы избежать этого следует использовать дополнительные при-
знаки, отличающие нормальный режим от режима короткого замыка-
ния. В качестве таких признаков используют содержание высших гар-
моник и наличие апериодической составляющей в кривой тока фидера.
Сама по себе величина (действующее значение или амплитуда) высших
гармоник не может служить информацией о режиме работы сети, так
как при малой нагрузке она может быть такой же незначительной, как и
при коротком замыкании. Однако содержание высших гармоник, т.е. от-
ношение действующего (или среднего) значения высших гармоник к дей-
ствующему (или среднему) значению первой гармоники, такую инфор-
мацию несет: в нормальном режиме это отношение не ниже 7—8 %, при
коротком замыкании — не выше 3—4 %. Оценку содержания можно
также осуществлять по отношению выпрямленного значения суммы
высших гармоник к выпрямленному значению полного тока.
При образовании на контактном проводе наледи токосъем сопро-
вождается интенсивным искрением. Фазовый угол тока при этом уве-
личивается до таких значений, которые характерны для режимов ко-
роткого замыкания. Это может вызвать неверное (ложное) срабатыва-
ние защиты, если ее характеристика чувствительна к изменению
фазового угла. Однако при искрении увеличивается содержание выс-
ших гармоник, что является признаком нормального режима. Поэтому
одновременный контроль фазового угла и содержания высших гармо-
ник повышает устойчивость функционирования защиты.
При включении трансформаторов элекгроподвижного состава под
напряжение контактной сети возникает бросок тока намагничивания,
амплитуда которого достигает 1000—1200 А, а фазовый угол — 70—80°.
Через 0,2—0,4 с ток намагничивания становится меньше номинально-
го. Без принятия специальных мер быстродействующая защита воспри-
мет такой режим как КЗ и ложно отключит фидер контактной сети.
Особенностью, характерной для тока намагничивания в момент вклю-
чения трансформатора, является резкая несинусоидальность его фор-
мы (см. рис. 7.1). Признаками, которые особенно отличают эту форму
от синусоиды являются: наличие большой апериодической составляю-
щей; положительные полуволны направлены в сторону апериодичес-
кой составляющей и имеют вытянутую пикообразную форму с осно-
ванием от 180 до 240°; отрицательные полуволны в однофазном
69
трансформаторе отсутствуют и длительность паузы между смежными им-
пульсами тока намагничивания составляет не менее 6,6 мс (при частоте
50 Гц); содержание второй гармоники не менее 15 %. По мере затухания
тока намагничивания его форма постепенно приближается к синусои-
де, появляются отрицательные полуволны тока, однако их длительность
вначале меньше длительности положительных полуволн.
Для снижения чувствительности защиты к такому режиму можно
использовать: установку трансреакторов или дифференцирующего зве-
на на входе защиты, которые «плохо» пропускают апериодическую со-
ставляющую; контроль длительности паузы между смежными импуль-
сами (полуволнами) тока и, если эта длительность более чем 4,5—5 мс, —
блокировка защиты; контроль длительности положительных и отрица-
тельных импульсов (полуволн) тока и, если они не одинаковы, — бло-
кировка защиты; контроль содержания высших гармоник и, если оно
превышает заданное значение (5—6 %), — также блокировка защиты.
8.4. Основные требования к выбору уставок защит
8.4.1. Состав защит межподстанционной зоны
С помощью какой-либо одной защиты (или одной ступени комп-
лекта защит) невозможно обеспечить одновременно все требования по
селективности, устойчивости и надежности функционирования, поэто-
му на выключателях фидеров контактной сети тяговых подстанций, на
постах секционирования и пунктах параллельного соединения устанав-
ливается одновременно несколько защит, образующих систему (комп-
лект) защит. Минимальный состав защит, образующих систему, регла-
ментируется ПУСТЭ [39]. Общий состав защит в межподстанционной
зоне должен обеспечить отсутствие «мертвых» зон при нормальной и
вынужденной схемах питания.
На тяговых подстанциях минимальный состав комплекта защиты
фидеров контактной сети состоит из трехступенчатой дистанционной
направленной защиты, дополненной токовой отсечкой. Зоны действия
ступеней показаны на рис. 8.10, ей 8.11, б. Фидеры контактной сети
системы 2 х 25 кВ оборудуются двумя комплектами защит — на питаю-
щем проводе и проводах контактной сети.
На постах секционирования с выключателями минимальный комп-
лект защиты каждого фидера состоит также из трехступенчатой дистан-
ционной направленной защиты, дополненной токовой отсечкой. Кро-
70
ме того, на посту секционирования устанавливают резервную защиту
минимального напряжения, действующую с выдержкой времени на от-
ключение всех высоковольтных выключателей поста секционирова-
ния. Зоны действия ступеней показаны на рис. 8.10, г и 8.11, в, г.
На пунктах параллельного соединения защита должна быть ненаправ-
ленной. В состав комплекта должны входить защита минимального на-
пряжения, а также токовая или ненаправленная дистанционная защиты.
Для повышения надежности и селективности в комплекты защит
могут дополнительно включаться и другие защиты. Современные ком-
плекты защит должны иметь встроенные устройства контроля их ис-
правности и обеспечивать передачу энергодиспетчеру соответствующей
информации по системе телемеханики.
Для режимов плавки гололеда и профилактического подогрева про-
водов контактной сети необходимо предусматривать на фидерах тяго-
вых подстанций защиты с изменяемой уставкой или специальные за-
щиты (как правило — токовые), которые вводятся в действие по коман-
де энергодиспетчера или по телеуправлению.
В комплекте защиты фидеров контактной сети на тяговых подстан-
циях следует предусматривать защиту от перегрузки (тепловую защиту).
Для предотвращения случаев пережога проводов контактной сети
открытой электрической дугой допускается применять неселективные
защиты, у которых все ступени выполнены без выдержки времени. Не-
верные (ложные и излишние) действия защиты при этом должны ис-
правляться с помощью АПВ.
На фидерах тяговых подстанций кроме трехступенчатой дистанци-
онной направленной защиты, дополненной токовой отсечкой, допус-
кается применение четвертой специальной ступени для действия при
больших переходных сопротивлениях. Для селективных защит в каче-
стве основной используется вторая ступень дистанционной защиты; в
качестве резервной — третья ступень этой же защиты; в качестве до-
полнительной — первая ступень дистанционной защиты и токовая от-
сечка. Все три ступени дистанционной защиты должны быть направ-
ленными. Допускается выполнять первую ступень ненаправленной при
условии блокировки ее по току подпитки или напряжению при корот-
ких замыканиях «за спиной» (например, на шинах).
В качестве 1-й ступени могут использоваться дистанционные защи-
ты с характеристиками, приведенными на рис. 8.15, а, б, д. Достоин-
ством характеристик (рис. 8.15, б, д) является обеспечение направлен-
71
ности, что требуется как для подстанций, так и для постов секциониро-
вания. Дистанционную защиту с характеристикой, приведенной на рис.
8.15, а (для тяговой сети 27,5 кВ), можно отстроить от излишнего дей-
ствия при близком КЗ за «спиной» с помощью токового пуска (блоки-
ровки по току). Такое решение имеет свои преимущества, поскольку
при этом отсутствует мертвая зона при КЗ вблизи места установки за-
щиты. Защита же с характеристиками, проходящими через начало ко-
ординат комплексной плоскости, например показанные на рисунках
8.15, 6, в, г, д, такие мертвые зоны имеют.
Дистанционные защиты 2-й ступени могут выполняться с характерис-
тиками, приведенными на рис. 8.15, б, д, е. Выбранные для них уставки по
условиям обеспечения чувствительности в конце защищаемой зоны обычно
удовлетворяют и условию отстроенности. Характеристики, показанные на
рис. 8.15, в, г, ж, для 2-й ступени (в трехступенчатых защитах) использо-
вать не рекомендуется, поскольку эти характеристики хуже отстроены от
КЗ через дугу или большое переходное сопротивление. При таких КЗ век-
тор сопротивления на зажимах реле поворачивается в сторону оси +А и
может выйти в область, ограниченную углом (рр т.е. за пределы угловой
характеристики срабатывания. Защита при этом не срабатывает.
Для дистанционных защит 3-й ступени (а в двухступенчатых защи-
тах — для 2-й ступени) на подстанции можно использовать характерис-
тики, приведенные на рис. 8.15, в, г, ж, хорошо отстроенные от макси-
мальных нагрузок нормального режима, фазовый угол вектора сопро-
тивления которых не превышает 40°. Защиты с характеристиками,
показанными на рис. 8.15, в, г, по условию отстроенности от максималь-
ных нагрузок не проверяются.
При выборе угловой характеристики дистанционных защит следует
учитывать, что значение минимального сопротивления нормальной
нагрузки, приведенное к напряжению контактной сети, может состав-
лять от 18 (электровозы ВЛ 85, а также В Л 80 при двойной тяге) до 25 Ом
(одиночная тяга) при фазовом угле до 40 градусов. Максимальное со-
противление уставки дистанционной защиты по первичной стороне
может достигать 90 Ом на двухпутном и 135 Ом на трехпутном участках
при фазовом угле свыше 55 градусов.
На фидерах постов секционирования с выключателями в трехстулен-
чатой дистанционной направленной защите, дополненной токовой от-
сечкой, допускается третью ступень дистанционной защиты, имеющей
выдержку времени, выполнять ненаправленной. Допускается также
72
применение четвертой специальной ступени для действия при больших
переходных сопротивлениях, Дистанционные зашиты первых трех сту-
пеней могут выполняться с характеристиками, приведенными на рис.
8.15, б, д. Характеристика в виде окружности с центром в начале коор-
динат (рис. 8.15, а) в 3-й ступени, как правило, тоже отстроена от на-
грузки. Для защиты от коротких замыканий при больших переходных
сопротивлениях предпочтительно применение четвертой ступени дис-
танционной защиты с угловой характеристикой, показанной на рис.
8.15, и. Для защиты шин следует использовать потенциальную защиту.
Защита пунктов параллельного соединения должна быть ненаправлен-
ной. Все защиты, кроме потенциальной, чувствительны к КЗ в расчет-
ных точках только после отключения соответствующего выключателя
на подстанции или на посту секционирования. Например, для выклю-
чателя QIT21 (см. рис. 8.10, б) расчетными точками являются К2 и КЗ и
до тех пор, пока не отключатся выключатели QnBI или QB1, ток через
выключатель QIT21 протекать не будет. В качестве основной поэтому
должна быть потенциальная защита, для которой условия (1.4) и (1.9)
одновременно обычно выполняются. В качестве резервной защиты мож-
но использовать токовую отсечку (при котс = 1,2), максимальную токо-
вую или дистанционную защиты. Для последней следует использовать
угловую характеристику, приведенную на рис. 8.15, а,
В типовых электронных комплектах защиты тяговой сети устарев-
ших типов УЭЗФ, УЗТБ, УЭЗФМ используются двухступенчатая дис-
танционная защита с угловыми характеристиками первой Д31 и второй
Д32 ступеней, показанными на рис. 8.16, а для тяговой подстанции и на
рис. 8.16, г для поста секционирования. В комплекте УЭЗФМК реали-
зована трехступенчатая защита (Д31, Д32, ДЗЗ), характеристики кото-
рой приведены на рис. 8.16, б, в для подстанции и на рис. 8.16, д для
поста секционирования. В последнем случае возможно применять и
угловые характеристики, показанные на рисунке 8.16, в.
Отличие характеристик на рис. 8.16, б и в заключается в разном спо-
собе обеспечения свойства направленности ступени Д31. Угловая ха-
рактеристика, показанная на рис. 8.16, б, соответствует применению
блокировки по току, а показанная на рис. 8.16, в, соответствует исполь-
зованию в защите фазоограничительного органа.
Аналогичные формы угловых характеристик реализуются в микро-
процессорных многоступенчатых комплектах АЗ, МЗКС, БМРЗ-ФКС,
ЦЗА-27,5-ФКС.
73
Рис. 8.16. Угловые характеристики дистанционных защит тяговых сетей
На фидерах тяговых подстанций и постов секционирования, допус-
кается применение других видов защит при условии обеспечения уста-
новленных требований.
На вводах 27,5 кВ необходимо иметь защиту шин подстанции и ре-
зервную защиту для фидеров контактной сети. Рекомендуемые защи-
ты: максимальная токовая в трех фазах и дистанционная защита в фа-
зах А и В. Угловая характеристика должна обеспечивать несрабатыва-
ние дистанционной защиты при сопротивлении нормальной нагрузки
от 10 до 12 Ом при кратной тяге (фазовый угол до 40°) и надежно сраба-
тывать при наибольшей уставке 90 Ом на двухпутных и 135 Ом на трех-
путных участках (фазовый угол свыше 55°).
8,4.2, Общие требования и порядок расчетов
Уставка защиты должна выбираться с соблюдением требований се-
лективности и устойчивости функционирования.
74
Выбранные уставки должны обеспечивать надежное отключение вык-
лючателя при коротком замыкании в наиболее удаленной точке (на ши-
нах соседней подстанции или на нейтральной вставке) при нормальной
и вынужденной схемах питания контактной сети (в случае вывода из ра-
боты поста секционирования) с требуемыми коэффициентами чувстви-
тельности. Кроме того, в необходимых случаях должны предусматриваться
особые (меныпие по току, большие по сопротивлению) уставки, соответ-
ствующие вынужденной схеме питания контактной сети в случае вывода
из работы одной смежной подстанции. Особые уставки, отключенные в
нормальном режиме, вводятся при изменении схемы питания оператив-
ным персоналом по приказу энергодиспетчера или по телеуправлению.
Допускается каскадное действие резервных ступеней защит, т.е. сра-
батывание защиты на одном конце защищаемой линии после отключе-
ния выключателя на противоположном конце этой линии или (и) на
пунктах параллельного соединения.
На участках, где возможно гололедообразование, необходимо пре-
дусматривать также защиту тяговой сети в режимах плавки гололеда и
профилактического подогрева проводов.
Каждый из выключателей контактной сети на фидерах тяговых под-
станций и постов секционирования, а также на пунктах параллельного
соединения должен, как правило, содержать основную и резервную за-
щиту от коротких замыканий. Для ускорения отключений близких ко-
ротких замыканий в начале линии могут быть предусмотрены дополни-
тельные защиты.
Основная защита действует в пределах всей защищаемой зоны с вре-
менем, меньшим, чем у других, установленных на этом выключателе
защит. В тяговой сети переменного тока основной, как правило, явля-
ется вторая ступень дистанционной защиты. Токовая отсечка и первая
ступень дистанционной защиты, хотя и имеют самое малое время сра-
батывания по сравнению с другими защитами на данном выключателе,
к основной защите не относятся, поскольку зона их действия меньше,
чем длина защищаемой зоны. Они являются дополнительными.
Защита ближнего резерва резервирует (дублирует) основную защиту,
защита дальнего резерва резервирует защиту выключателей смежных (за
пределами защищаемой зоны) участков, входящих в зону резервирования.
Резервные защиты на тяговой подстанции должны обеспечивать отклю-
чение короткого замыкания в наиболее удаленной точке даже в случае от-
каза защиты или одного из выключателей на посту секционирования.
75
Для защит, установленных на выключателях фидеров тяговых под-
станций, защищаемой зоной и зоной ближнего резервирования (зоной ос-
новной защиты) является участок контактной сети от подстанции до
поста секционирования (при наличии в межподстанционной зоне од-
ного поста секционирования) или до ближайшего поста секциониро-
вания (при нескольких постах секционирования). Зоной дальнего резер-
вирования (смежным участком) является участок от конца зоны основ-
ной защиты до следующего поста секционирования, а при одном посте
в межподстанционной зоне — до смежной подстанции.
При отсутствии постов секционирования и для неселективной за-
щиты защищаемой зоной и зоной ближнего резервирования является
участок до конца зоны питания.
Для защит, установленных на посту секционирования, при наличии в
межподстанционной зоне одного поста, зоной защиты и зоной ближне-
го резервирования является участок между постом и смежной подстан-
цией или (при одностороннем питании) до конца зоны питания. При двух
постах секционирования в межподстанционной зоне, для каждого из них
зоной защиты и зоной ближнего резервирования являются: с одной сто-
роны поста — участок между постом и ближайшей тяговой подстанцией,
а с другой стороны поста — участок между первым и вторым постами
секционирования. Зоной дальнего резервирования является участок меж-
ду другим постом секционирования и дальней подстанцией.
Для защиты пунктов параллельного соединения основной зоной за-
щиты и ближнего резервирования является участок между постом сек-
ционирования и ближайшей тяговой подстанцией, а при наличии двух
постов секционирования — участок между ними.
Основная и резервная защиты фидеров на тяговых подстанциях и
постах секционирования должны образовывать, как правило, направ-
ленную многоступенчатую систему (комплект) защиты. При этом ко-
роткое замыкание в любой точке межподстанционной зоны должно
обнаруживаться не менее, чем двумя защитами (или двумя ступенями
комплекта защиты) на ближайшем выключателе и, по крайней мере,
одной защитой (одной ступенью комплекта защиты) на выключателе
смежного элемента.
Запасной фидер на тяговой подстанции оборудуется теми же защи-
тами, что и другие фидера контактной сети. Уставки защит принима-
ются как для фидера с минимальным током короткого замыкания.
76
Защита фидеров тяговых подстанций должна быть снабжена, кроме
того, аппаратурой прямого или косвенного контроля условий нагрева-
ния проводов для предотвращения их отжига при удаленных коротких
замыканиях и перегрузке.
Основная и резервная защиты на пунктах параллельного питания
(соединения) должны быть ненаправленными без выдержки времени.
Селективность основных и резервных защит обеспечивается свой-
ством направленности и с помощью выдержки времени. Допускается
для этой цели использовать дополнительно продольные и поперечные
логические связи защит разных фидеров.
Первая ступень защиты и дополнительная защита в виде токовой
отсечки на фидерах тяговых подстанций и постов секционирования, а
также защиты на пунктах параллельного соединения выполняются без
выдержки времени.
Предпочтительные графики селективности, представляющие собой
графическую зависимость выдержки времени t защиты от протяженно-
сти защищаемого участка I (зона действия защиты), для раздельной,
узловой и параллельной схем питания приведены на рис. 8.10.
Предусмотрен следующий порядок расчетов:
• для конкретного участка устанавливают возможные и расчетные
схемы питания;
• для рассматриваемого фидерного выключателя выбирают основ-
ную, резервную и дополнительную защиты;
• вычисляют электрические параметры, на которые реагирует рас-
сматриваемая защита, в нормальном режиме работы фидера при наи-
большей расчетной нагрузке, определяемой требованиями ПУСТЭ [39];
• на основе требований к селективности и устойчивости функцио-
нирования защит подстанции (табл. 8.18), поста секционирования (табл.
8.19) и пункта параллельного соединения (табл. 8.20) устанавливают нор-
мативную расчетную схему для вычисления параметров короткого за-
мыкания, на которые реагирует рассчитываемая защита, и особые ус-
ловия для расчетов;
• для каждой защиты (ступени зашиты) вычисляют электрические
параметры, на которые она реагирует, при коротком замыкании для тре-
буемых расчетных схем и особых (нормативных) условий (см. табл. 8.10,
8.18, 8.19 и 8.20);
• выбирают уставки защит (ступеней защит) с соблюдением условий
устойчивости функционирования, определяемых нормативными зна-
77
чениями коэффициентов отстройки котс и чувствительности кч, а также
запаса к3, возврата кв и адаптации /са (для адаптивных защит);
• осуществляют проверку выбранной уставки на нечувствительность
к нерасчетным условиям и нормальной нагрузке фидера.
Если выбранная защита не удовлетворяет требованиям устойчивос-
ти функционирования (чувствительности к внутренним коротким за-
мыканиям, нечувствительности к нерасчетным внешним коротким за-
мыканиям, отстроенности от нормальных режимов), следует рассмот-
реть возможность использования следующих мер:
• применение защит, реагирующих на другие или дополнительные
признаки короткого замыкания;
• применение защит с пониженной чувствительностью к режимам
нормальной работы;
• увеличение сечения троса группового заземления или уменьшение
его длины;
• увеличение сечения проводов контактной сети, применение обрат-
ных (экранирующих) проводов;
• применение телеблокировки;
• применение в межподстанционной зоне короткозамыкателей;
• применение дополнительных постов секционирования;
• ограничение размеров движения и массы грузовых поездов (в вы-
нужденных режимах);
• другие возможные меры.
Меры, требующие дополнительных капитальных вложений или ог-
раничения размеров движения (в вынужденных режимах), должны быть
обоснованы и согласованы в установленном порядке.
Таблица 8,18
Вид защиты Сту- пень Расчетная схема табл. 8.10 Режим энерго- системы Расчетные формулы для защит выключателя подстанции Особые условия
ТО 1 5 23 макс мин Выбор 7у,ТО — К"отс1 A, max Проверка Ac,mii/ Д, д-q “ ^ч 7 'гп > к 7 Jy,TO — лз ^Hjinax ^Отс1 1 1 >б кч= 1,2 к3= 1,1 “ 1,3
78
Окончание табл. 8.18
Вид защиты Сту- пень Расчетная схема табл. 8.10 Режим энерго- системы Расчетные формулы для защит выключателя подстанции Особые условия
Д31 БТ 1 5 7 макс макс Выбор Z* Z у, ДЗ1 отс2 к Проверка Z“ <Z /к у,Д31 нпип э Iу,БТ — /к,птах котс2 — 0,85 — 0,9 к3= 1,1 - 1,3 к3 = 1,1 - 1,3
мтз 2 6 мин Выбор ^у,МТЗ — Лэггов Проверка у >Jh-i Jy,MT3 — иллах *«2 а ? It II РЧ о -° ОО II 1 1 W ^^4 чо
Д32 2 6 мин Выбор ^у,Д32 — к ч Проверка 7Н <7 /к к ^у,Д32 “ ^н,тш/Лзкв) кч= 1,25 к3= 1,1 - 1,3 кв j 1,1 1,15
ДЗЗ 3 9, 10 6 мин мин Выбор ^уДЗЗ ~ К ч Проверка ^у.ДЗЗ ~ Кч%к 1,2 = 5 - 8 Ом кч= 1,5 /?д== 5 - 8 Ом
пз шины 22,23 макс Выбор ^у,ПЗ - *ч Цс Проверка ^у.ПЗ ~ ^н.гшп^з^в со гм 1 1 II П U" II 11 т вэ * к
79
Таблица 8.19
Вид защиты Сту- пень Расчетная схема табл. 8.10 Режим энерго- системы Расчетные формулы для защит выключателя поста секционирования Особые условия
ТО 1 11 15 14 макс мин макс Выбор Л,ТО — КОтс1 Лс,тах Проверка Ac min -> j. 2К, 7 у,ТО Д,Т0 ~ ^отс! Лс,тах Д,ТО — Кз i,max Котс! 1,6 кч — 1,2
Д31 1 11 макс Выбор 7“ > к Z "^уДЗ! ^otc2^k Проверка 7й < 7 /*• ^у.ДЗ] — ^n.min ' Лз /<^=0,85-0,9 к3=1,1-1,3
мтз 2(3) 11 мин Выбор Д.МТЗ — A,min ^ч Проверка 1 у.МТЗ — j. *н,тах Кв2 Кч= 1,3 (1,5) 2?дР)= 5—8 Ом к3 — 1,1 — 1,3 кВ2 = 0,85 -0,9
Д32 2 11 мин Выбор 7К > к 7 ^у,Д32 — A4Z/K Проверка 7Н <7 /к к ^у,Д32 — ^н,тт/ЛзЛв1 кч= 1,25 к3 = 1,1-1,3 кв1= 1,1-1,15
ДЗЗ 3 11 мин то же кч~ 1,5 Яд = 5 - 8 Ом
пз шины 6, 11 макс Выбор ^у,ПЗ — Кц ^к,тах Проверка ^у,ПЗ — II II —-* 1—* II М СО
80
Таблица 8.20
Вид защиты Сту- пень Расчетная схема табл. 8.10 Режим энерго- системы Расчетные формулы для защит выключателя пункта параллельного соединения Особые условия
ПЗ 1 20,21 макс Выбор у,ПЗ — Проверка и г гн н. min иу,ПЗ — кч= 1,5 к3 — 1,1-1,3
ТО резерв 18, 19 мин Выбор ^у,ТО — *ч Ac.min Проверка Л, ГО — Лг.шах кч= 1,5 Яд= 5-8 Ом к3=1,1-1,3
МТЗ резерв 18, 19 мин Выбор ^у.МТЗ — -Ai.rnax Проверка ^у.МТЗ — Лс,тй/ к3= 1,1-1,3 кч= 1,5 Яд= 5-8 Ом
ДЗ резерв 18, 19 мин Выбор > к 7 ^уД32 - Проверка Z у\\ Н, ПИП Лу,Д32 - *3 кч= 1,5 =5-8 Ом А*3 = 1,1-1,3
Расчеты могут выполняться как вручную в соответствующем поряд-
ке и по формулам, приведенным в п. 8.2, так и с помощью вычисли-
тельной техники по программам, в которых учтены все нормативные
требования.
В расчетных табл. 8.18, 8.19 и 8.20 приняты обозначения: ТО — токо-
вая отсечка; БТ — токовый пуск (блокировка по току); МТЗ ~ макси-
мальная токовая защита; Д31, Д32, ДЗЗ — соответственно 1-я, 2-я и 3-я
ступени дистанционной зашиты; ПЗ —- защита минимального напря-
жения (потенциальная защита).
81
Указанные в 5-м столбце этих табл, токи /к тах, 7К 7Н тах — это
токи, протекающие через тот выключатель, который показан в табл. 8.10
для номера расчетной схемы, приведенной в 3-м столбце табл. 8.18,8.19
и 8.20 применительно к выбранной защите.
Сопротивления ZK, max, измеряемые рассматриваемой защитой и
указанные в табл. 8.18, 8.19 и 8.20, также относятся к тому выключате-
лю, для которого рассчитывается выбранная в табл. 8.10 схема. Напри-
мер, для схемы № 4:
Ac,max ” AjAl,K,max’ Ac,min ” AjAljcjnin’ Ai,max ” AjAl^max’
— ^QA1,k’ ^H.min ~ ^QA1,h, min*
При вычислении IK min для МТЗ третьей (3) ступени и ZK max для ДЗЗ
в сопротивлении ZAB схемы замещения необходимо учитывать переход-
ное сопротивление дуги 7?д, равное 5—8 Ом.
Напряжения UK max, UK min, указанные для защит минимального
напряжения (ПЗ) — это напряжения на шинах соответственно подстан-
ции (табл. 8.18), поста секционирования (7ПС (табл. 8.19) или пункта
параллельного соединения Ц-щС (та^л- 8.20).
При использовании формул, приведенных в табл. 8.18, 8.19 и 8.20
ZK *7 к
у Д31 3 у Д32 ’
Zy дз з по паРаметрам КЗ. Эти уставки при 7?д +2^ = 0 соответствуют
углу максимальной чувствительности фк, который принимается равным
фазовому углу глухого (металлического) КЗ. В тех случаях, когда рас-
считывается КЗ через большое переходное сопротивление (Z* дзз), сле-
дует проверить попадает ли вектор сопротивления, измеряемый защи-
той, внутрь выбранной характеристики (см. пример 8.7).
Затем уставки, выбранные по параметрам короткого замыкания,
проверяют по условиям нормального режима (Z? Д31 , Z“ Д32 f Z? дзз ).
Если форма угловой характеристики не зависит от фазового угла (см.
рис. 8.15, а), то уставка для нормального режима Z” равна уставке для
режима КЗ: Zy Д31 = ^дз1 , 7“Д32 = ^уД32 , ^у,дзз = Zy^33 *Вэтом
случае в условие отстройки вместо Z? подставляют ранее выбран-
ное значение Z* , Например, для ступени защиты Д32 на подстан-
ции принята угловая характеристика, показанная на рис. 8.15, б. На
основании табл. 8.18 уставка ступени выбирается для расчетной схе-
мы № 6 ^у Дз2 - • Выбранное значение Z* Д32 подставляется в
условие отстройки от нормального режима вместо 2 , т.е.
82
Z*. <Z • / (к к ,). (8.32)
у,Д32 Hjinin/ ^3^1^
Если же форма угловой характеристики зависит от фазового угла, то
сначала вычисляют значение Z* уставки для режима КЗ, потом по это-
му значению Z* и параметрам угловой характеристики определяют
значение Z* при фазовом угле <рн, и наконец по формулам, приведен-
ным в табл. 8.18, 8.19 или 8.20, проверяют условие отстроенности дан-
ZH
. от нормального режима.
При вычислении параметров КЗ, используемых для выбора уставок
релейной защиты, в общем случае, при применении ЭВМ, учете в мес-
те повреждения большого переходного сопротивления, а также при ана-
лизе нештатных ситуаций (отказов, излишних или ложных действий
защиты) расчеты следует выполнять в комплексной форме.
Допускается при ручном расчете (но только в тех случаях, когда для вы-
бора уставок релейной защиты фазовые углы вычислять нс требуется) вы-
полнять определение параметров КЗ с использованием модулей (абсолют-
ных значений) токов, напряжений и сопротивлений. Возникающая при этом
погрешность компенсируется коэффициентами запаса и чувствительности.
Для выбора уставок рассчитываются параметры нормального режи-
ма и режима короткого замыкания. В условия для выбора уставок для
разных защит могут входить максимальные или минимальные парамет-
ры короткого замыкания. Они вычисляются по формулам, приведен-
ным в п. 8.2, при соблюдении условий, указанных в табл. 8.21.
Таблица 8.21
Параметр короткого замыкания Условия для формул (8.15), (8.19), (8.21), (8.22), (8.24)
Режим энергосистемы ^А,рас ^В,рас Знак а,
I Z *к.тах> макс 28 900 26 200 — мин
I Z ‘‘K.nuns мин 26 200 28 900 макс
^Ас,тах макс 28 900 28 900 мин
Для заданного выключателя устанавливают вид защиты, уставку ко-
торой надо вычислить (основная, резервная, дополнительная), и на ос-
новании п. 8.2 определяют параметры схемы замещения, подлежащие
расчету. Используя данные табл. 8.21, вычисляют сопротивления под-
станций ZI1A и Z^, а также, если это необходимо, величины и 2^ в
соответствии с п. 8.2.
83
8.5. Выбор уставок селективных защит
8.5.1. Выбор уставок защит и блокировок по току и напряжению
Максимальная токовая защита (МТЗ) может быть использована в
качестве основной и резервной для защиты коротких тупиковых линий
(фидера локомотивного депо, станционных путей и парков), а также
линий ДПР. При небольших нагрузках допускается ее использование в
качестве основной или резервной защиты для фидеров контактной сети.
Уставка выбирается и проверяется по условиям (см. табл. 8:18,8.19 и 8.20):
4,МТЗ — 4,min/” ^зЛцтах/К'в’ (8.33)
где /н тах — максимальный ток в нормальном режиме работы с учетом пуско-
вых токов элекгроподвижного состава (см. п.' 8.1), А;
4 min "" минимальное значение тока, протекающего через рассматривае-
мый выключатель при коротком замыкании в конце зоны защиты, А;
кч, к3, кв — коэффициенты чувствительности, запаса и возврата, значения
которых принимают в соответствии с п. 8.3.
При использовании МТЗ на подстанционном фидере ток 1К вы-
числяют для расчетной схемы № 6, на посту секционирования — для
расчетной схемы № 11, на пунктах параллельного соединения — для
расчетных схем №№ 18, 19 (табл. 8.10).
В соответствии с формулами (8.22) и данными табл. 8.10 и 8.11 ток
AjAl = 4 min выключателя QA1 подстанции А (см. рис. 8.7) для расчет-
ной схемы № 6 равен:
U
j ________рас_____
Л к,min /
nAZ А + z /АТТ
1 \ nA mn АП
где (7оас и принимают для режима минимума энергосистемы.
В этих же условиях ток Tqub 1 ~ 4,min выключателя QnB 1 поста сек-
ционирования ПС для расчетной схемы № 11 равен:
nAZ> +z 4n+z 4тп)
2\ nA тп АП mn ПВ /
При вычислении тока /q^i “ 4 min выключателя Qn21 пункта па-
раллельного соединения ППС2 по расчетным схемам №№ 18 и 19 сна-
чала по формулам (8.14) и табл. 8.10 вычисляют результирующие со-
противления ZA, ZB, ZAB эквивалентной схемы замещения, а затем по
84
формулам (8.19) или (8.21) находят токи 7А, 7В и 7К, по значению кото-
рых определяют ток 7рп21 “ Ac min выключателя QFI21 пункта парал-
лельного соединения ППС2 как указано в столбце 2 табл. 8.10. Для схе-
мы № 18 /Qn21 = ZK>min = /к - /в /«4> а Д™ схемы № 19 ZQn21 = 4,min =
= ZK - 7а/и3.
Пример 8.10. Выбрать уставку защиты МТЗ деповского фидера. Контак-
тная сеть ПБСА50/70 + МФ100, рельсы Р65, длина фидера / = 5 км, транс-
форматоры ТДТНЭ-40000/110, питание одностороннее. Защита основная
без выдержки времени,
Максимальный ток нормального режима имеет место при автоматичес-
ком повторном включении фидера за счет броска тока намагничивания
трансформаторов электровозов, находящихся на отстое с поднятыми то-
коприемниками. В данном примере принято 7Н тах = 1200 А. Сопротивле-
ние подстанции равно 7,08 Ом.
По табл. 8.6 находим z^ = 0,515 Ом/км, по табл. 8.11 для схемы № 1
находим: ZA вх = zmnl = 0,515*5 = 2,58 Ом.
По табл. 8.21 определяем, что для вычисления 7К min надо принимать
t/A рас = 26 200 В. По формуле (8.22) вычисляем:
т - ^А.рас _ 26 200 _
А Z . + Z. 7,08 + 2,58
Для данной схемы питания 7А == 7qa1 - 7К
Вычисляем выражения, входящие в условие (8.33)
S ^тахАв = 1.2-1200/1 = 1440 A; 7K rnin/x4 = 2712/1,5 = 1808 А.
Уставка на основании условия (8,33) находится в интервале значений, А:
1440 < 7уМТЗ < 1805.
Принимаем 7уМТЗ = 1500 А.
Пример 8.11. Выбрать уставку защиты МТЗ на выключателе QA1 фидера
тяговой подстанции А двухпутного участка с постом секционирования ПС
(см. рис. 8.10, а). Контактная сеть ТП М95+МФ100, сопротивление под-
станции 2^д = 7,08 Ом, /дд = /j = 25 км, = /2 = 26 км. Максимальный
ток нагрузки 7Н тах = 600 А.
По табл. 8.7 определяем zmn = z22 = 0,267 Ом/км, по табл. 8.18 находим,
что для МТЗ на выключателе подстанции расчетной является схема № 6.
По формуле (8.34) вычисляем:
^рас _ 26 200
п(7 +7 / Г 2(7,08 + °’267 ’ 25)
"1'пА +г,тл‘АП/
85
По табл. 8.18 определяем условие выбора уставки:
^у,МТЗ - Ac,min/zc4 952/1,3 732 А.
Принимаем уставку 7уМТз = 700 А.
По табл. 8.18 находим условие проверки выбранной уставки на отстро-
енность от максимальных токов нагрузки
700 > к3 /н тах /къ-
Поскольку /н тах/кв == 1,2-600/0,9 = 800 А, т.е. не меньше, а больше
уставки /умтз “ А, то защита от максимальных токов нагрузки не от-
строена и не может быть применена.
Токовая отсечка (ТО) используется в качестве дополнительной за-
щиты фидеров тяговых подстанций и постов секционирования.
Уставка /уТ0 токовой отсечки выбирается такой, чтобы по условиям се-
лективности защита не срабатывала при повреждении на смежном участке:
Т /г г
у,ТО “ отс к, max’
(8.36)
В соответствии с табл. 8.18 максимальный ток /к тах, протекающий
при коротком замыкании через выключатель фидера подстанции, вы-
числяется для расчетных схем № 1 или № 5, а для фидера поста секциониро-
вания в соответствии с табл. 8.19 — для расчетной схемы № 11 (табл. 8.10).
Значения коэффициента отстройки котс принимают 1,3—1,5.
Выбранная по условию (8.36) уставка ТО как для подстанции, так и
для поста секционирования проверяется по условию:
к, min
(8.37)
у,ТО
в котором ток min вычисляют для схем №№ 15, 22 или 23 табл. 8.10
при коротком замыкании на выводах того выключателя, на котором
установлена рассчитываемая защита. Коэффициент чувствительности
кч должен быть не менее 1,2.
Кроме того, выбранная по условию (8.36) уставка проверяется по
условию
^у,ТО “ Ai,max’
(8.38)
в котором максимальный ток нагрузки /н тах вычисляется в соответ-
ствии с ц. 8.1, а коэффициент запаса принимают равным 1,1—1,3.
Токовую отсечку на посту секционирования необходимо проверить
также на отсутствие неселективных (излишних) действий при повреж-
86
дениях «за спиной» по условию (8.36), где /к тах — максимальный ток,
протекающий через выключатель поста в расчетной схеме № 14 при
включенной и отключенной контактной сети смежных путей. Расчет-
ное напряжение подстанции В принимают в этом случае 28 900 В.
Для ТО выключателя QA1 на тяговой подстанции А ток фидера
AjAl ~ Ас шах в Расчетной схеме № 5 вычисляют на основании формулы
(8,22) и табл. 8.11 по выражению:
к, max
______рас___
Z +z I
^пА тГАП
(8.39)
в котором Z7pac и ZIlA принимают в режиме максимума энергосистемы.
Для этого же выключателя проверка по чувствительности ТО при
близких коротких замыканиях выполняется по расчетной схеме № 23, в
которой 7К min вычисляют по формуле:
к, min
и. -1
Н------------------------
nAZ n + z L + z L)
lv пВ mn 1 тп 2 7
(8.40)
где t/pac и принимают в режиме минимума энергосистемы.
Для ТО выключателя QTIB1 на посту секционирования ПС ток фи-
дера ZQnB1 = Ac max в расчетной схеме № 11 вычисляют на основании
формулы (8.22) и табл. 8.11 по выражению:
U
__________рас______
К’ГПаХ=^пА+2.Лп+^/Пв)’
(8.41)
где С/рас и 2^ принимают в режиме максимума энергосистемы.
Проверку чувствительности ТО на выключателе QHB1 поста секцио-
нирования осуществляют по формуле (8.37) для расчетной схемы № 15, в
которой ток /QnB1 = /кimin равен:
к, min
(8.42)
где Z7pac и принимают в режиме минимума энергосистемы.
Проверку на выполнение условий селективности ТО на посту сек-
ционирования при коротком замыкании «за спиной» осуществляют для
расчетной схемы № 14 при включенной контактной сети смежных пу-
тей, в которой значение тока /qhbi = Ac,max вычисляют по формуле:
87
___________рас_______
К,max п (7 +z I )’
пВ ПВ'
(8.43)
где £/рас и 2^д принимают в режиме максимума энергосистемы.
В расчетной схеме № 14 при отключенной контактной сети смеж-
ных путей значение тока /qhbi = Ас шах вычисляют по формуле:
к, max
ZnB + ZmlZnB
(8.44)
Для пунктов параллельного соединения уставка токовой отсечки
выбирается по условию:
А,ТО - Ac,min’
(8.45)
в которой принимают « 1,5, а ток IK min вычисляют для расчетных
схем № 18, 19 как для МТЗ. При этом в сопротивление включа-
ют дополнительно сопротивление троса группового заземления и дуги
(5—8 Ом). Выбранную уставку проверяют по условию (8.38).
Пример 8.12. Для узловой схемы питания трехпутного участка (рис. 8.7, б),
выбрать уставку токовой отсечки для выключателя QHBl поста секциони-
рования ПС. В режиме максимума энергосистемы сопротивление подстан-
ций равно ZnA = 2^ — Zn — 2,44 Ом, а в режиме минимума Zn = 4,1 Ом.
В нормальном режиме максимальный ток нагрузки /н тах = 600 А. Контак-
тная сеть ТП, /| = = 25 км,/3 = /^ = 26км.
По табл. 8.6 находим zmn = z33 = 0,211 Ом/км, zwl ~ z3l = 0,446 Ом/км.
По формуле (8.41) вычисляем:
к, max
nAZ А + z /Arr+z Z™)
2 пА тп АП тп ПВ '
__________28900___________
3(2,44 + 0,211 -25 + 0,211-26)
= 730 А.
Определяем уставку токовой отсечки по выражению (8.36)
А^ТО ~ К'отс Ac,max 1,3'730 949 А.
Принимаем /уТО *= 1600 А.
Проверяем выбранную уставку на чувствительность при токе /qhbi
= ZKmin в расчетной схеме № 15. По формуле (8.42) определяем:
88
к, min
рас
Z L
тп 1
n2 -1
П. (Z n + z L)
1 nB mn 27
= 26 200
--------------+------------------- = 4617 A.
4,1 + 0,211 -25 3(4,1 + 0,211 26)
По формуле (8.37) находим кч = 7К min /7уТ0 = 4617/1600 = 2,89. По-
скольку полученное значение коэффициента чувствительности больше
нормативного значения 1,2, то условие чувствительности выполняется.
Проверяем выбранную уставку на отстроенность от максимальных то-
ков нормального режима по формуле (8.38):
1600 > к3 7H nwc
Значение к3 7Н тах =* 1,2 • 600 = 720 А меньше 1600 А, поэтому условие
отстройки выполняется.
Проверяем выбранную уставку на селективность при коротких замыка-
ниях «за спиной» для расчетной схемы № 14 при включенной контактной
сети смежных путей. Ток выключателя /qhbi = 4; max ТТРИ этой схеме вы"
числяем по формуле (8.43):
I ==_____________________________2Г£°_....- _1215А
K>max nAZ n +z /„) 3(2,44 + 0,211'26)
Условие (8.36) выполняется, поскольку произведение ^отсАстах~ 1,3-1215 =
= 1580Аменьше выбранной уставки /уто~ 1600 А. Следовательно при нор-
мальной схеме питания токовая отсечка не реагирует на короткие замыка-
ния «за спиной».
Проверяем селективность токовой отсечки при отключении контактной сети
смежных путей для схемы № 14. В этом случае ток выключателя /qhbi = 4 max
вычисляем по формуле (8.44)
, .. 205, А
Z„B+ 2„1'пв 2,44 + 0,446-26
в которой zwl = z31 = 0,446 Ом/км определяется по табл. 8.6.
Поскольку значение тока /к тах = 2059 А больше выбранной уставки /у то =
= 1600 А, то при отключении контактной сети смежных путей токовая отсечка
будет срабатывать при коротком замыкании «за спиной» неселективно.
Потенциальная защита (ПЗ) может использоваться как резервная на
постах секционирования и как основная на пунктах параллельного со-
единения. На постах секционирования она выполняется, как правило,
89
с выдержкой времени на одну ступень выше, чем у дистанционной за-
щиты второй ступени, т.е. от 0,6 до 1,0 с; на пунктах параллельного со-
единения — без выдержки времени.
Уставку Uy выбирают и проверяют по условиям:
^у,ПЗ ~ ^к,тах’
т H,min
У’пз -
В 3
(8.46)
где UK тах — наибольшее значение напряжения контактной сети в месте уста-
новки’зашиты при коротком замыкании в расчетной точке, В;
(7Н тш — наименьшее значение напряжения контактной сети в том же ме-
сте в нормальном режиме (21 000 В).
В соответствии с табл. 8.17 при наличии других защит коэффициент
чувствительности принимают кч = 1,3. Коэффициент запаса к3 равен
1,1—1,3, коэффициент возврата кв —1,15—1,25 (для ППС кв = 1).
Напряжение UK max вычисляют для максимального режима (U^ =
= 28 900 В) с обязательным учетом параметров места повреждения (Лд,
Для защиты поста секционирования расчетными являются схемы
№6, 11, для защиты пункта параллельного соединения — схемы № 20, 21
(см. табл. 8.10).
Для минимального напряжения в нормальном режиме, равного 21 000 В,
и указанных значениях коэффициентов возврата и запаса для постов
секционирования принимают [/уПЗ = 500 В, а для пунктов парал-
лельного соединения (кв = 1) Uy = 17 500 В. Расчет ПЗ заключается в
определении коэффициента чувствительности по формуле:
У,ПЗ
к
ч
(8-47)
к, max
и сравнении его с нормативным значением.
Для схем № 6, 22, 23 значение UK max на шинах тяговой подстанции
А (рис. 8.7, б) вычисляют по формуле:
(8.48)
90
Для схемы № 11 значение UK max на шинах поста секционирования
ПС вычисляют по формуле:
U =U -IAZ д +z /АП) =
к,max рас А пА тп АП7
(8.49)
Напряжение возле пункта параллельного соединения ППС2 (см.
рис. 8.10, б) для расчетной схемы № 20 равно:
U
к, max
= U - I XZ . + Z L + Z L + Z Л) =
рас /Iх nA mn 1 тп 2 тп З7
(8.50)
а для расчетной схемы № 21 его вычисляют по формуле:
U
к, max
= U -IAZ n-z /,) =
рас пВ тп 47
Значения сопротивлений ZA, ZB, ZAB в приведенных формулах для
вычисления UK max определяют по формулам (8.14) и табл. 8.10, в кото-
рой значения Zj.cA, ^св> ^гсАВ нах°дат Для соответствующих номеров
расчетных схем. При этом в сопротивлении ZAB учитывают сопротив-
ление дуги Лд в соответствии с формулой (8.18). При значениях 7?д боль-
ших чем 3—4 Ом потенциальная защита становится, как правило, не-
чувствительной даже при близких коротких замыканиях.
91
Значения {7рас, а также Z^, Zng принимают для режима максимума
энергосистемы.
Пример 8.13. Для узловой схемы питания двухпутного участка выбрать
уставку потенциальной защиты на посту секционирования ПС. Сопротив-
ление тяговой подстанции в режиме максимума = 3 Ом, сопротивле-
ние тяговой сети z22 = 0,301 Ом/км, /д^ = 25 км, /пв = 26 км.
Принимаем сопротивление дуги = 1 Ом. Определяем уставку по вы-
ражению (8.46)
= 16 600 в.
Принимаем = 16 500 В.
Проверяем чувствительность потенциальной защиты для расчетных схем
№6, 11.
Для схемы № 6 табл. 8.10 находим:
TcA zmn 0,301*25 . 7,525 Ом,
^тсВ “ zmn ^ПВ “ 0,301-26 - 7,826 Ом, ZTcAB — 0.
По формулам (8.14) находим:
ZA = ZnA + ZrcA " 3 + 7’525 = 10’525 Ом’
ZB = ZnB + ^сВ = 3 + 7’826 = 10>826 Ом>
ZAB “ ZrcAB + Ад + Zrr3 — 04-14-0 — 1 Ом.
Для схемы № 6 табл. 8.10 находим по формуле (8.48):
^рас^А^В^д
K’max ~zazb+zab<za+zb)
28 900(10,525 +10,826) 1 „
= -------------------------------- =4560 В.
10,525 • 10,826 +1 • (10,525 +10,826)
По формуле (8.47) определяем коэффициент чувствительности:
к
^У.пз
16 500
U
к, max
4560
Поскольку значение 3,62 больше нормативного 1,3, то в схеме № 6 ус-
ловия чувствительности выполняются.
Проверяем чувствительность защиты для расчетной схемы № 11. По табл.
8.10 для этой схемы находим:
92
^гсА “ zmn + zww ^ПВ “ 0,301’25 + 0,301*26 — 15,351 Ом,
^*гсВ — 0, ^гсАВ О*
По формулам (8.14) находим:
ZK = + г^д = 3+15,351 = 18,351 Ом,
” 4в + ^гсВ ” 3+0 - 3 Ом,
^АВ “ АсАВ + + ^ггз “-0+1+0—1 Ом.
Для схемы № 11 находим по формуле (8.49) находим:
, (л 18,351Л А_Л1 Az.
1 * 1 + —-- +0,301 -26
= 28 900 —------—/---------г- = 16 957 В.
( 1Я 351 А
18,351+1- i + l£r±ii
I 3 )
Полученное значение 16 957 В больше уставки Ц,пз — 16 500 В, поэтому
при сопротивлении дуги 1 Ом потенциальная защита в схеме № 11 не сра-
ботает. Она сработает при более близком к посту секционирования корот-
ком замыкании. Это расстояние можно определить, вычисляя (7К тах для
расчетной схемы № 24, б по формуле:
Используя метод подстановок можно определить, что при Ад — 1 Ом
потенциальная защита будет срабатывать с коэффициентом чувстви-
тельности 1,3, если короткое замыкание находится на расстоянии около
9 км от поста секционирования. При Лд = 0 защита работает с коэффи-
циентом чувствительности не менее нормативного значения 1,3 в рас-
четной схеме № 11.
93
Блокировка по току (БТ) используется в качестве пускового органа
ненаправленной дистанционной защиты первой ступени на фидерах
тяговых подстанций. Уставка 7уБТ блокировки по току (БТ) выбирает-
ся такой, чтобы защита не срабатывала при двухстороннем питании,
если короткое замыкание происходит на шинах той подстанции, где
установлена защита, или на смежных фидерах возле этой подстанции:
^у,БТ “ кз Ac,max’
(8.52)
где /к тах — наибольший ток, протекающий через выключатель QA1 в расчет-
ных схемах №3,7 (табл. 8.10) при коротком замыкании на смежном фидере в
режиме максимума, А;
к3 — коэффициент запаса, принимаемый равным 1,2—1,3. Для этих схем
принимают рас = 28 900 В.
Выбранная уставка проверяется по условию:
— Ac,min’ (8.53)
где /к min — ток, протекающий через выключатель QA1 в расчетной схеме № 6
(табл.8.10) в режиме минимума, А.
На многопутных участках условия (8.52) и (8.53), как правило, одно-
временно не выполняются. В этих случаях следует рассматривать воз-
можность использования блокировки по напряжению.
Однако если применяемые устройства защиты не содержат других
блокировок кроме токовой, проверяют выбранную уставку по условию
(8.53) в режиме минимума для расчетной схемы № 4 (табл. 8.10), т.е.
после отключения выключателя QIIA1 на посту секционирования ПС.
Если и в этом случае условие (8.53) не выполняется, то уставка блоки-
ровки по току /у БТ» выбранная по условию (8.52), сокращает зону дей-
ствия первой ступени дистанционной защиты. Оставшееся расстояние
от конца этой зоны до поста секционирования должно быть защищено
второй ступенью (Д32) дистанционной защиты.
Для расчетной схемы № 3 значение тока /пд i = Z, m„Y вычисляют по
формуле:
к, max
U
рас
Z + 7 / ’
пВ ml АП
(8.54)
в которой /7рас и Zng принимают в режиме максимума энергосистемы.
При узловой схеме питания значение тока Iq^ = /к тах вычисляют
для расчетной схемы № 7 по формуле:
94
к, max
U
____________рас__________
^пВ + Z«jlZAn + Z/nn ПВ
(8.55)
Пример 8.14. Для узловой схемы питания (см. рис. 8.10, а) двухпутного
участка выбрать уставку блокировки по току БТ дистанционной защиты ДЗ1
выключателя QA1 подстанции А. Сопротивление подстанции А в режиме
минимума энергосистемы = 5 Ом. Сопротивление тяговой подстанции В
в режиме максимума энергосистемы = 2,44 Ом. Расстояния /дд = 25 км,
/ПВ = 26 км, сопротивление тяговой сети zmn — z22 " 0,301 Ом/км, =
- z2| - 0,470 Ом/км, z' т ~ ~ 0,139 Ом/км, z_| Л = 2 = 0,336 Ом/км
(см. табл. 8.6).
По формуле (8.55) находим:
к, max
U
рас
Z n + z JArT + z /nD
пВ ml АП тп ПВ
__________28 900__________
2,44 + 0,470 • 25 + 0,301 • 26
= 1313 А.
Выбираем уставку по формуле (8.52):
^у,БТ > ^з^к,тпах> 1,2*1313 1706 А.
Принимаем /увТ = 1740 А.
Для проверки условия (8.53) находим ток выключателя QA1 в расчетной
схеме № 6 по формуле (8.34):
к. mm
рас _ 26 200
nAZ А +z 7АГТ) “ 2(5 + 0,301-25)
1v пА тп АП' ’ 7
= 1046 А.
Поскольку полученное значение меньше выбранной уставки = 1740 А,
то условие (8.53) не выполняется и блокировка, по току ограничивает зону
действия защиты Д31.
Проверяем условие (8.53) для выключателя QA1 при расчетной схеме №4.
По формулам (8.14) и табл. 8.10 находим:
ZA = ZnA + ^rcA = 4а + z'p,m ZAn = 5+0,139-25 = 8,48 Ом;
Z-1 п
Zg — ZnB + Zj.^ — ^g + _ /ди + zтп1у[в —
1
0,336
= 5 + -yy 25+0,301*26 = 21,23 Ом;
^АВ = ^тсАВ + + ^тгз = z-l,« {а/7+ + ^ггз “ 0,336*25+0+0 = 8,4 Ом.
95
По формулам (8.21) находим токи смежных подстанций:
26 200
8,48 + 8,4 f1 + —
21,3
= 1295 А,
По табл. 8.10 (столбец 2) находим ток ZqA| выключателя QA1:
4>А1 = 4=4 + 4= 1295+516 = 1811 А.
Поскольку ток выключателя /qA1 = 1811А больше уставки = 1740 А,
то условие (8.53) выполняется. Следовательно, после отключения выключа-
теля QnBl на посту секционирования ПС (см. рис. 8.10, а) блокировка по
току БТ не ограничивает зону действия защиты Д31 на выключателе QA1.
Блокировка по напряжению (БИ) используется (с помощью реле ми-
нимального напряжения) в качестве пускового органа ненаправленной
дистанционной защиты первой ступени на фидерах тяговых подстан-
ций в тех случаях, когда нельзя применить блокировку по току. Уставка
^уБН блокировки по напряжению выбирается такой, чтобы при сни-
жении напряжения на шинах вследствие короткого замыкания на них
(или на смежных фидерах возле подстанции) дистанционная защита не
срабатывала. Для защит УЭЗФТ, УЗТБ вместо блокировки использует-
ся напряжение перевода первой ступени дистанционной защиты в ре-
жим токовой отсечки. В обоих случаях уставка выбирается по условию:
^у,БН “
(8.56)
где UK — напряжение на шинах подстанции при близком коротком замыка-
нии, В;
— коэффициент чувствительности, принимаемый равным 1,3.
При вычислении напряжения UK используется приближенная фор-
мула:
рас д
0,9Z +7? ’
п д
(8.57)
в которой /7рас и принимают в режиме максимума энергосистемы.
96
Выбранную по формуле (8.56) уставку проверяют по условию:
U
- ri,min
у,БН
(8.58)
где Un нйн — напряжение на шинах подстанции А в расчетной схеме № 6 (табл.
8.10) в режиме минимума, В;
к, — коэффициент запаса, принимаемый равным 1,2—1,3.
Значение напряжения U& — Un min для схемы № 6 вычисляют по
формуле:
и z /АГГ
— Рас тп АП
n.min " z +z i ’
п mn АП
(8.59)
в которой 47рас и Zn определяют для режима минимума энергосистемы.
При использовании блокировки по напряжению дистанционная за-
щита первой ступени может иметь мертвую зону вблизи той подстан-
ции, где она установлена, если одновременное выполнение условий
(8.56) и (8.58) не обеспечивается. Мертвая зона должна быть перекрыта
токовой отсечкой.
Пример 8.15. Для условий примера 8.14 определить уставку блокировки
по напряжению /7уБН.
По формуле (8.57) определяем напряжение на шинах тяговой подстанции
А при близком коротком замыкании в режиме максимума энергосистемы:
и = tZpac Rr = 28 900'5 = 20 080 В.
к 0,9Z + Я 0,9-2,44 + 5
П д
Определяем уставку блокировки по напряжению по условию (8.56):
С/уБн = 1,3-20 080 = 26 105 В.
При такой уставке условие (8.58) не выполняется, следовательно при
сопротивлении дуги 5 Ом блокировка по напряжению функционировать
не может.
Определим уставку 47уБН по условию (8.58), для чего по формуле (8.59)
находим в режиме минимума энергосистемы:
%с z ™Лп 26 200 0,301 -25
=--------------—-------------------= 13 /4U о.
n,nun z +z ZArr 5 + 0,301-25
п mn АП
97
По условию (8.58) определяем
Принимаем #убн = ^2 МО В.
Определяем значение UK, при котором выполняется условие (8.56):
Цс = Цг.бн/Кч == 12 000/1,3 = 9230 В.
Из выражения (8.57) находим сопротивление Лд такой дуги, при кото-
ром значение £/к не превысит 9230 В:
Q,9U Z о 9 • 9230 • 2 44
R = — = 2/Н*=1,ОЗОм
д и -U 28 900 -9230
рас к
Следовательно блокировка по напряжению в условиях данного приме-
ра будет нормально функционировать, если сопротивление дуги при ко-
ротком замыкании на шинах тяговой подстанции не превышает 1,03 Ом.
8.5.2. Выбор уставок дистанционных защит
Двухступенчатая защита фидеров на тяговых подстанциях. Двухступен-
чатая дистанционная защита на тяговых подстанциях предусматрива-
лась в старых проектах и еще сохранилась на некоторых участках. В со-
ответствии с ПУСТЭ [39] современная защита фидеров на тяговых под-
станциях должна иметь, как правило, три ступени.
Дистанционную защиту первой ступени (двухступенчатой защиты)
выполняют без выдержки времени. Она должна быть направленной с
областью срабатывания фазовой характеристики в диапазоне углов от
0 до 110° (как, например, на рис. 8.16, в). Возможно использование и
других форм характеристик, например, многоугольных с теми же фазо-
выми углами. Направленная, защита должна иметь «память» в цепи на-
пряжения с длительностью не менее 0,15 с.
Допускается применять первую ступень ненаправленной защиты
(как, например, на рис. 8.16, а), если она снабжена блокировкой по току
или напряжению. Использование блокирующих органов по напряже-
нию приводит к появлению мертвой зоны вблизи места установки за-
щиты. Мертвая зона должна быть перекрыта токовой отсечкой, уставка
которой выбирается в соответствии с табл. 8.18.
Уставку 2^дз1 первой ступени дистанционной защиты выбирают по
условию селективности так, чтобы защита не срабатывала при корот-
ком замыкании за постом секционирования:
98
^у,Д31 — К'отс'^к’
(8.60)
где Z* — сопротивление петли короткого замыкания, измеряемое защитой вык-
лючателя QA1 (см. рис. 8.10) расчетной схемы № 5 (табл. 8.10), Ом;
котс ~ коэффициент отстройки, принимаемый равным 0,85—0,90.
Вычисление 2^ выполняется по формулам, приведенным в п. 8.2 и
табл. 8.11.
Для расчетной схемы № 5 принимают:
^QAl “ ~ zwi(\n*
(8.61)
Выбранная по условию (8.60) уставка проверяется на нечувствитель-
ность к режимам нормальной работы по формуле:
где — уставка /-й ступени дистанционной защиты.
Поскольку первая ступень дистанционной защиты не имеет выдер-
жки времени, то для нее кв = 1.
Для раздельной схемы питания, а также при наличии на постах сек-
ционирования только разъединителей, уставку выбирают по условию
(8.62).
Пример 8.16. Для узловой схемы питания трехпутного участка = w2 = 3,
пх = л2 - 3 с контактной сетью из проводов ПБСА-50/70 4- НЛОлФ-100 и
расстоянием до поста секционирования /АП = 25 км вычислить уставку пер-
вой ступени дистанционной защиты на фидере тяговой подстанции. Мак-
симальный ток нагрузки 7Н тах = 1000 А.
Минимальное сопротивление нагрузки вычисляем по формуле (8.9):
7 25 000 •
Z =—1------=-------= 25 Ом.
H,mm j 1ооо
н,тах
По табл. 8.18 определяем, что для выбора уставки используется расчет-
ная схема № 5. Для данного примера — 3, = 25 км. По табл. 8.6 нахо-
дим, z^| = z31 = 0,446 Ом/км.
По формуле (8.61) находим:
^QAl — — z31^An — 0,446*25 — 11,2 Ом.
По формуле (8.60) находим:
2^Д31 < 0,85’11,2 = 9,5 Ом.
99
Принимаем 2^д31 = 9 Ом.
Условие (8.62) выполняется (к3 принимается 1,1—1,3, хв = 1)
= 20,8.
Дистанционную защиту второй ступени выполняют с выдержкой
времени. Выдержку времени принимают на одну ступень больше, чем
выдержка времени второй ступени зашиты поста секционирования, т.е.
0,6—0,7 с. Для неселективной защиты межподстанционной зоны вы-
держку времени не устанавливают.
Вторая ступень должна быть направленной (как, например, на рис.
8.10, в) с областью срабатывания фазовой характеристики в диапазоне
углов от 45 до 110°.
Фазовые углы нагрузки не превышают, как правило, 38—40°, поэто-
му вторая ступень в определенной степени отстроена от ложной работы
при больших нагрузках в нормальном режиме. Однако, если не выпол-
няется условие:
^,ДЗ/~ 1’2’2н,пип» (8.63)
где Zn — минимальное сопротивление нагрузки Ом (см. п. 8.1), то для за-
щиты УЭЗФМ и более раннего выпуска возможно ее ложное срабатывание из-
за больших погрешностей при измерении фазового угла. Во избежание этого
необходимо принимать дополнительные меры, например снабжать вторую сту-
пень блокировкой по высшим гармоникам.
Уставку ^удз2 второй ступени дистанционной защиты вычисляют по
формуле:
^УДЗ/ “ (8.64)
где ZK — максимальное сопротивление, измеряемое защитой, при коротком
замыкании на выводах выключателя смежной подстанции в режиме минимума
энергосистемы и с учетом сопротивления дуги, a i ~ 2.
Расчет при раздельном питании выполняют для схемы № 2 (табл. 8.10)
при /сч == 1,5, а при узловом и параллельном питании для схемы № 9
при кч = 1,2. В том случае, если пост секционирования выполнен толь-
ко на разъединителях, принимают = 1,5.
Выбранная уставка проверяется по условию (8.63). Кроме того, ус-
тавка проверяется по условию:
\ (8.65)
100
для схемы № 6. Коэффициент чувствительности кч при этом не должен
быть ниже 1,5.
Для схемы № 2 значение ZqA1 = ZK вычисляют по формуле:
4 = (8.66)
Для схемы № 9 расчет значения ZqA1 = ZK выполняют в следующей
последовательности:
• по табл. 8.10 находят формулы для определения сопротивлений
ZrcA ZrcB и вычисляют их значения
Z .
^гсА ” zw« (аП + z р,/и 41В’ ^гсВ — — 1 41В»
• по формуле (8.14) находят значения результирующих сопротивле-
ний ZA, ZB схемы замещения ZA = ZnA + 2^А, ZB = ZnB + 2^сВ и опреде-
ляют значение отношения
4Да=1 + ^а/^; (8.67)
• вычисляют искомое значение Z^ = ZqAJ по формуле, приведенной
в табл. 8.13 для схемы № 9, с учетом сопротивления места повреждения
^QAl ~~ fzmw (аП (Z р,/и + Z— 1 Ас /А\ ) 4lB^
+ пх (^ + Z^) 1К /1А. (8.68)
Для схемы № 6 значение ZqA1 = ZK вычисляют по формуле:
4 = Л1 zmn 1АП- (8.69)
Пример 8.17. Для узловой схемы питания (см. рис. 8.2, б) трехпутного
участка тх = = 3, пх = л2 ~ $ определить уставку второй ступени двухсту-
пенчатой дистанционной защиты на выключателе QA1. Сопротивления
смежных тяговых подстанций в режиме максимума = Zn^ = 2^ = 2,44
Ом, а в режиме минимума энергосистемы 2^ = ZnB”Zn = 6,87 Ом. Кон-
тактная сеть ТП состоит из проводов ПБСА50/70+МФ100, рельсы Р65.
Контактная сеть включена в работу на всех путях («j = и2 = 3). Расстояния
/ЛП — 25 км, /пв = 26 км. Минимальное сопротивление нагрузки Z^ min = 30 Ом.
По табл. 8.6 для трехпутного участка находим:
z__M = “ 0,211 Ом/км, z'n м = z' ч = 0,104 Ом/км,
z_i п = z_] J = 0,346 Ом/км.
101
По формулам табл. 8.10 для расчетной схемы № 9 находим:
^СА = гтп 1АП + 2'р,™ /пв = 0,211-25+0,104-26 = 7,98 Ом,
Z-l,n 0,346 „
-^гсВ “ «2 -1 *ПВ “ з _ i 26 “ 4)50 Ом-
По формулам (8.14) находим значения результирующих сопротивлений
в режиме минимума энергосистемы и с учетом сопротивлений троса груп-
пового заземления и дуги. Принимаем суммарное значение этих сопротив-
лений Zvr3 + Ад = 5 Ом.
zA - 4а + Аса 6’87 + 7’98 14’85 Ом;
zB = Ав + Асв = 6’87 + 4’50 = и>37 Ом;
Находим по формуле (8.67) отношение:
/к//А= 1+ZA/ZB= 1+14,85/11,37 = 2,306.
По формуле (8.68) находим значение ZqA1 = А:
ZQA1 — Л1 (аП z— 1,л Ас /А\) ^Пв1 п1 (А + Агз^ Ас /А\ ~
= 3 [0,211-25 + (0,104 + 0,346-2,306)26] +3-5-2,306 = 120,7 Ом.
По условию (8.64) выбираем уставку второй ступени дистанционной за-
щиты:
АД32 *чА = 1,2-120,7 = 144,8 Ом.
Принимаем 2у,Д32 ” 150 Ом.
Поскольку 4д32 >:> A min (A min = Ом), то принимаем угловую ха-
рактеристику защиты, приведенную на рис. 8.15, в, отстроенную от режи-
мов нагрузки по фазному углу. Однако условие (8.63) для нее не выполняется.
Для проверки чувствительности защиты при коротком замыкании на
посту секционирования находим по формуле (8.69) значение ZqAj = A max
для расчетной схемы № 6:
А = п\ zmn (ап = 3-0,211-25 = 15,8 Ом.
Находим значение коэффициента чувствительности защиты Д32 при
коротком замыкании на посту секционирования ПС по формуле (8.65):
к
Z 15,8
к ’
Поскольку полученное значение кч больше нормативного (1,5), то ус-
ловие чувствительности соблюдается.
Трехступенчатая защита фидеров подстанций. Первая ступень дистан-
ционной защиты выбирается по формуле (8.60).
102
Вторая ступень выполняется с выдержкой времени 0,6—0,7 с и с об-
ластью срабатывания фазовой характеристики в диапазоне углов обыч-
но от 0 до 100° или от 45 до 110° (как, например, на рис. 8.15, б. в).
Вторая ступень является основной в зоне /дд и резервирует защиты
поста при коротких замыканиях в пределах части зоны /пв (см. рис. 8.10).
Уставка выбирается по условию (8.64) для расчетной схемы № 6, при
этом коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,25.
Кроме того, уставка проверяется по условию (8.62) при коэффициенте
кв от 1,1—1,15. Если это условие не выполняется, то необходимо при-
нимать меры для отстройки второй ступени от режимов нагрузки. Од-
ной из таких мер является применение фазовой характеристики с диа-
пазоном углов от 45 до 110° (рис. 8.15, в, г, е, ж).
Сопротивление ZK вычисляют по формуле (8.69) для режима мини-
мума энергосистемы.
При раздельном питании и при постах секционирования без выклю-
чателей вторая ступень выбирается также как в двухступенчатой защите.
Третья ступень дистанционной защиты выполняется и выбирается
как для второй ступени двухступенчатой защиты с выдержкой времени
0,6—1,2 с и коэффициентом чувствительности 1,2. При этом условие
(8.65) для схемы № 6 должно обеспечить коэффициент чувствительно-
сти не менее 1,5.
Пример 8.18. Для узловой схемы питания трехпутного участка (w^ = m2 = 3,
Пу = я2 = 3), параметры которого приведены в примере 8.17, вычислить ус-
тавку второй ступени трехступенчатой дистанционной защиты. Минималь-
ное сопротивление нагрузки Zn min = 25 Ом.
По формуле (8.69) для расчетной схемы № 6 находим:
'Zqai ~~ п\ zmn “ 3*0,211-25 ~ 15,8 Ом,
По условию (8.64) находим: ^д3/> 1,25-15,8 = 19,75 Ом.
Принимаем 2^д32 = 25 Ом.
Поскольку величина 2^д32 оказалась равной ZK = 25 Ом, то условие (8.62)
не выполняется. Следовательно вторая ступень дистанционной защиты долж-
на иметь фазовую (угловую) характеристику с диапазоном углов от 45 до 110°.
Проверяем условие (8.63): 25 < 1,2-25.
Условие выполняется, следовательно других мер по отстройке от режи-
мов нормальной нагрузки не требуется.
Защита фидеров поста секционирования. Дистанционную защиту на
посту секционирования в соответствии с ПУСТЭ выполняют, как пра-
вило, трехступенчатой.
103
Первая ступень не имеет выдержки времени и должна быть направ-
ленной.
Сопротивление срабатывания Zy = первой ступени выбирают
по условию (8.60) для расчетной схемы № 11. При этом вычисляют
по формуле:
= ZQIIB1 = п2 гтп W (8.70)
Выбранная уставка проверяется на отстроенность от режимов нор-
мальной нагрузки по условию (8.62) при коэффициенте возврата кв = 1.
Для исключения мертвой зоны первой ступени при близких к посту
секционирования повреждениях используется токовая отсечка.
Вторая ступень дистанционной защиты выполняется направлен-
ной с выдержкой времени 0,3—0,5 с. Уставку выбирают по условию
(8.64) для расчетной схемы № 11 при коэффициенте чувствительно-
сти 1,25. Сопротивление 2^ = ^qtibi вычисляют по формуле (8.70).
Выбранная уставка проверяется по условию (8.62) при значении кв
от 1,11—1,15. Если это условие не соблюдается, то принимают до-
полнительные меры по повышению отстроенности от нормальных
режимов аналогично тем, которые используются для защиты фиде-
ров подстанций.
Третья ступень дистанционной защиты имеет выдержку времени на
одну ступень (шаг) больше, чем у второй ступени. Уставку третьей сту-
пени выбирают по условию (8.64) для расчетной схемы № 11, но при
коэффициенте чувствительности 1,5. Сопротивление ZK = -Zqhbi ВЬ1“
числяют по формуле (8.70) и проверяют ее по условию (8.62). Если это
условие выполняется, то допускается выполнять третью ступень ненап-
равленной с угловой характеристикой, приведенной на рис. 8.15, д, или
направленной с угловой характеристикой, приведенной на рис, 8.15, б.
Если условие (8.62) не выполняется, используют угловую характерис-
тику, как на рис. 8.15, в, г.
Пример 8.19. Для узловой схемы питания трехпутного участка (т^
п\ = п2~ 3), параметры которого приведены в примере 8.17, выбрать устав-
ку первой ступени дистанционной защиты выключателя QIIB1 поста ПС
(см. рис. 8.7, б). Максимальная нагрузка фидера поста /н = 400 А.
По формуле (8.70) для схемы № 11 находим:
^QnBl ” ~ n2zmn^T\B 3’0,211*26 - 16,46 Ом.
Выбираем уставку по условию (8.62): 2уд31 < 0,8546,46 = 14 Ом. При-
нимаем 2^д31 = 13,5 Ом.
104
При такой уставке и = 21 000/400 = 52,5 Ом условие (8.62) при
коэффициенте к3 в диапазоне от 1,1 до 1,3 и коэффициенте в диапазоне
от 1,1 до 1,15 удовлетворяется.
Пример 8.20. Для узловой схемы питания трехпутного участка (wj = m2 = 3,
= л2 = параметры которого приведены в примере 8.17, выбрать устав-
ку второй и третьей ступеней дистанционной защиты выключателя поста
ПС (см. рис. 8.7, б). Минимальное сопротивление нагрузки ZH,min = 52,5 Ом.
По формуле (8.70) находим:
ZQFIB1 " 4 “ Л22ги^ПВ ” 3'0,211-26 - 16,46 Ом.
По формуле (8.64) вычисляем уставку:
^д32 > 1,2546,46 = 20,6 Ом.
Принимаем 2^д32 = 22 Ом и проверяем условие (8.62) при /св = 1,15 для
сопротивлений:
52 5
22 < = 38 Ом.
1,15-1,2
Условие выполняется.
Для третьей ступени уставка выбирается по формуле (8.64) при кч = 1,5:
4д33> 1,5 16,46 = 24,7 Ом.
Принимаем 2^д33 ~ 26 Ом.
Условие (8.62) при этом имеет вид:
52 5
26 < = 38 ом.
1,15-1,2
Поскольку условие (8.62) выполняется, то специальных мер отстройки
от максимальных нагрузок не требуется.
Защита пункта параллельного соединения. Дистанционная защита на
выключателе пункта параллельного соединения может быть использо-
вана как резервная в дополнение к потенциальной защите (основной).
Дистанционная защитадолжна быть одноступенчатой, ненаправленной,
без выдержки времени. Уставка выбирается по условию (8.64) при коэф-
фициенте чувствительности 1,25 для расчетных схем № 18и 19 (табл. 8.10).
Выбранная уставка проверяется по условию (8.62) при кв = 1.
Сопротивление Z& — ^QnBP котоРое измеряет защита в расчетных
схемах № 18, 19, вычисляют в следующей последовательности:
• по табл. 8.10 находят формулы для вычисления сопротивлений ZpcA
ZpcB ^гсав и вычисляют их значения;
105
• по формулам (8.14) находят значения результирующих сопротив-
лений ZA ZB Z^ схемы замещения;
• по формулам (8.19) или (8.21) вычисляют токи подстанций /д 7В;
• находят напряжение на пункте параллельного соединения ППС2
по формулам:
для схемы № 18
^ппсг ” ^Врас “ 4 <4в + zmn 14 )’ (8.71)
для схемы № 19
^ППС2 = ^Арас " Л ^пА + zmn + zmn ^2 + zmn h )’ (8.72)
• по табл. 8.10 (столбец 2) находят формулу и вычисляют значение
тока /qpi21 выключателя QII21;
• по формуле (8.26) вычисляют искомое значение
7-7 - £лПС2_ /о 7а\
к ” ^QEimi Т ' 1 7
20ПП21
8.5.3. Особенности выбора уставок дистанционных защит
при разных формах угловых характеристик
Уставки 2^Д31 первой и 2^д32 второй ступеней трехступенчатых дис-
танционных защит обычно невелики, и для них, как правило, условие от-
стройки (8.62) от ложного действия при максимальных нагрузках нормаль-
ного режима выполняется. При этом отстройка осуществляется за счет до-
статочной положительной разности между абсолютными значениями
сопротивления нагрузки 2^ min и сопротивлениями срабатывания 2удзр
^уД32 без учета фазовых углов при коротком замыкании и нагрузке.
На фидерах тяговых подстанций в редких случаях для второй ступе-
ни и практически всегда для третьей ступени дистанционных защит ус-
ловие (8.62) отстройки от максимальных нагрузок нормального режима
не выполняется. В этом случае необходимо использовать дистанцион-
ные защиты сб специальными угловыми характеристиками, при кото-
рых условие срабатывания зависит не только от абсолютного значения
сопротивления, измеряемого защитой, но и от фазового угла этого со-
противления. Такие угловые характеристики, используемые в разных
конструкциях защит для тяговых сетей, приведены на рис. 8.15, в, е, ж.
В электрических сетях используют также характеристики, приведенные на
106
рис. 3.33, а, в. Выбор уставки дистанционных защит с такими характерис-
тиками и проверка условий отстроенности от максимальных нагрузок нор-
мального режима должны выполняться с учетом их особенностей.
Угловые характеристики третьих ступеней дистанционных защит
приведены на рис. 8.17 в осях R, X, где R — активная составляющая, X—
индуктивная составляющая сопротивления Z, измеренного защитой при
коротком замыкании и в нормальном режиме. При глухом (металли-
ческом) коротком замыкании вектор сопротивления петли короткого
замыкания ZK повернут против часовой стрелки относительно оси абс-
цисс (1?) на угол срк равный 60—80° (рис. 8.17, а),
а б
в г
Рис. 8.17. Векторы сопротивлений и угловые характеристики третьей ступени
дистанционных защит
107
Расчетным режимом для третьей ступени является короткое замы-
кание через дугу с сопротивлением 5—8 Ом. При этом абсолютное зна-
чение вектора сопротивления петли короткого замыкания Z^ возрас-
тает, а сам вектор поворачивается относительно вектора ZK по часовой
стрелке. Фазовый угол фк = фад вектора снижается до 50—55°, а в
некоторых случаях и до 42°.
Уставка дистанционной защиты при коротком замыкании Z^33
определяется с учетом коэффициента чувствительности (Z*д33 > кч Zo),
который для третьей ступени защиты на фидере тяговой подстанции
принимают равным 1,2, а на фидере поста секционирования 1,5.
Вектор сопротивления Z^ соответствующий максимальной на-
грузке в нормальном режиме, повернут относительно оси R на угол срн,
который в средних условиях изменяется от 20 до 37° (см. рис. 8.17, а).
Штрихпунктирной линией показана условная граница между фазовы-
ми углами векторов сопротивления при коротком замыкании (<рк, ф^)
и при нормальном режиме (фн). Эта граница является условной, по-
скольку при коротком замыкании через большое активное сопротивле-
ние фазовый угол фвд может снизиться еще больше. С другой стороны,
в нормальных режимах во время пуска электровозов фазовый угол фн
возрастает более 40°. Для обычных условий работы третьей ступени ди-
станционной защиты считают, что минимальное значение угла фвд пре-
вышает 42°, а максимальное значение угла фн не превышает 40°.
Третья ступень дистанционной защиты будет срабатывать верно, если
конец вектора сопротивления Zo оказывается внутри ее угловой харак-
теристики (в области срабатывания), а конец вектора ZH — вне этой
характеристики (в области несрабатывания).
В любом случае при нормальной нагрузке должно соблюдаться ус-
ловие:
ZH (8 74)
к к р
7 И u .
где Zy дз —уставка реле сопротивления дистанционной защиты при фазовом
угле фр, измеряемом релейной защитой, равном фазовому углу фн нормальной
нагрузки 2^
Значение зависит от уставки Z*3, выбранной по условиям
КЗ при фр = фк где фк — фазовый угол тока КЗ, и от формы угловой
характеристики дистанционной защиты. Например, при угловой харак-
108
теристике, показанной на рис. 8.15, а, фазовый угол нагрузки фн значе-
ния не имеет, поскольку такая характеристика не зависит от фазового
угла ни при КЗ, ни в нормальном режиме. Для защиты с такой характе-
ристикой несрабатывание при нормальном режиме обеспечивается,
если соблюдается условие (8.74) для модулей.
Для угловой характеристики в виде сектора с углом ср * равным, как
правило, 55°, приведенной на рис. 8.17, б, безразлично абсолютное зна-
чение вектора ZH min — несрабатывание в нормальном режиме обеспе-
чивается, если (фн + 10°) < фр При соблюдении этого условия нет необ-
ходимости делать проверку защиты на несрабатывание в нормальном
режиме. Однако для обеспечения верного действия при коротком за-
мыкании через дугу или переходное сопротивление 5—8 Ом необходи-
мо проверить значение угла фад (см. рис. 8.17, а). Если этот угол ока-
жется меньше угла ф! угловой характеристики (см. рис. 8.17, б), то на-
ступит отказ защиты. Для определения угла фад расчет величины
необходимо выполнить в комплексной форме (см. пример 8.7). Следо-
вательно, при настройке угла ф| в третьей ступени необходимо выпол-
нить условие Фкд > ф| > фн.
Для других форм угловой характеристики необходимо определять
Z* д3 не только при металлическом, но и при КЗ через переходное со-
противление при фр — фвд для проверки устойчивости срабатывания при
КЗ и Zy д3 при фр = фн для проверки условий несрабатывания при нор-
мальном режиме.
Для характеристики, приведенной на рис. 8.15, д, на основании фор-
мулы (3.30) имеем:
ZH = ZKcos^ -ф ).
Если принять как обычно фн = 40°, фк = 65°, то Z^ = 0,906 Z* .
Для угловой характеристики в виде окружности, смещенной в III квад-
рант комплексной плоскости (см. рис. 3.33, а), воспользуемся выраже-
нием (3.26), в котором примем Zcp = Z* , а = фк , фр = Фн , Z' = Z * ,
Z” = mZf = Zy , где т—доля смещения окружности, принимаемая рав-
ной 0,05; 0,12 или 0,2. Обозначим:
р = (Z'-Z*)cos^ -ф ) = (1 -w)Z*cos^ “Фк),
Г1 Гк У ГТ
<7 = Z7' = m(ZyK)2.
109
Тогда из (3,26) получаем:
Для характеристики в виде многоугольника, составленного из четы-
рех отрезков прямых линий (рис. 8.17, в), координаты точек 2 и 3 выби-
раются так, чтобы при всех возможных изменениях угла фм от 42 до 80°
вектор сопротивления Z удзз, значение которого вычисляют по фор-
муле (8.64), находился бы внутри области срабатывания.
Поскольку правая граничная линия 1—2 угловой характеристики не
проходит через начало координат 0, то необходима проверка условий
отстройки от ложного срабатывания при максимальной нагрузке нор-
мального режима.
Для такой проверки необходимо предварительно определить значе-
ние вектора Z^33 (см. рис. 8.17, в) при фазовом угле <рн = 40° и прове-
рить условие (8.74). Если это условие не выполняется, то правую гра-
ничную линию необходимо сдвинуть влево и (или) изменить ее угол
наклона у таким образом, чтобы указанное условие было выполнено.
Определение ^удзз при фазовом угле 40° может быть выполнено
путем измерений на графическом масштабном изображении угловой
характеристики. Возможно также аналитическое определение значения
параметра срабатывания ^д33 по формулам:
jRq sin у 7^ sin y+l^ |cos у
н _____________________________________
у,ДЗЗ cos(<p +Y”270°) cos(cp + у-27О0)’
н н
2
у = arctg
^2 -"1
где Яр — координаты точки 1 угловой характеристики, Ом;
Я2, Х} — координаты точки 2 угловой характеристики, Ом;
7^ — значение сопротивления, отсекаемого на оси абсцисс прямой линией
1—2 (см. рис. 8.17, в), Ом;
у — угол наклона прямой линии 1—2;
Фн — фазовый угол нагрузки, принимаемый равным 40°.
Параметры угловой характеристики в виде эллипса (рис. 8.17, г) вы-
бирают таким образом, чтобы конец вектора сопротивления уставки
^у,ДЗЗ при. возможных изменениях угла ф^ (от 42 до 80°) находился
внутри области срабатывания.
ПО
Применение такой характеристики требует проверки условия несра-
батывания при максимальных нагрузках нормального режима. Для та-
кой проверки необходимо предварительно определить значение векто-
ра ^удзз (см. рис. 8.17, г) при фазовом угле фн = 40°. Определение зна-
чения 7«дзз выполняется путем измерений на графическом масштабном
изображении угловой характеристики.
Величину Z” для эллиптической (или похожей на эллиптическую)
характеристики находят обычно на основе графоаналитических пост-
роений. Вначале рассчитывают величину Z' = Z* по формулам, при-
веденным в табл. 8.18, 8.19, 8.20. По заданной доле т смещения харак-
теристики в III квадрант комплексной плоскости (0,05; 0,12 или 0,2) на-
ходят Z* - mZ'. Большая ось эллипса (рис. 8.15, ж) равна 2а -Zf + Z".
Расстояние между фокусами Fy и F^ эллипса равно 2с - е2а , где е —
эксцентриситет. Малая ось эллипса равна 2Ь. Поскольку Ь2 = а2 - с2 , то
ОЛ2
Соотношение осей b/а регулируется обычно от 0,5 до 1 и задается.
По вычисленным значениям а и е определяют длину отрезка 0F1 :
OFi -Z'-a + c = Z'-a(l-E).
Далее вычисляют величину фокального параметра р\
р = — = я(1 - е2).
а
На комплексной плоскости (см. рис. 8.15, ж) под углом фк относи-
тельно оси действительных количеств проводят через начало коорди-
нат 0 ось, на которой откладывают значения Z' и Z". Зная величину
отрезка 0F1, находят точку F^, расположенную на векторе Z*.
Полагая а — фк по формуле (3.56) определяют значения Zcp для раз-
ных величин угла фр и по этим значениям строят угловую характерис-
тику в виде эллипса.
Из точки 0 под углом фн проводят отрезок прямой линии до пересе-
чения с угловой характеристикой. Величина этого отрезка равна иско-
ZH
У .
Условие отстройки от ложных срабатываний при максимальной на-
грузке в нормальном режиме выполняется по формуле (8.74). Если это
условие не выполняется, то следует изменить параметры угловой харак-
111
теристики (долю смещения в III квадрант, эксцентриситет, большую ось
эллипса, соотношение осей и т.п.) так, чтобы условие отстройки вы-
полнялось.
8.5,4. Дополнительная отстройка от особых режимов
нормальной работы
К особым режимам нормальной работы относятся сгущения поез-
дов, включение трансформаторов электровозов и искрение над токо-
приемником при отложениях гололеда на проводах контактной сети.
При сгущении поездов с режимами пусков и при гололеде сопротивле-
ние, измеряемое защитами, существенно снижается, а фазовый угол воз-
растает. Это может привести к ложным отключениям второй и третьей
ступени дистанционных защит.
Снижение чувствительности к нормальным режимам с большой на-
грузкой и к искрению при гололеде осуществляется в ряде конструк-
ций комплектов защит специальным блоком, реагирующим на содер-
жание высших гармоник в кривой тока фидера. При содержании выс-
ших гармоник 6—10 % и более, что свидетельствует об отсутствии
короткого замыкания, производится загрубление защиты путем авто-
матического изменения уставки. Коэффициент лзг загрубления (умень-
шения уставки) для второй и третьей ступеней дистанционных защит
вычисляют по формуле
лзг — (8.76)
где ^удз/уставка соответственно второй и третьей ступеней дистанционных
защит, Ом.
При лзг < 1 загрубления не требуется.
При удаленных коротких замыканиях через большое переходное со-
противление в случаях, когда пост секционирования выведен из рабо-
ты, а в зоне питания находится большое число поездов, содержание выс-
ших гармоник может остаться большим, что приведет к отказу сраба-
тывания защиты, оборудованной соответствующим блоком загрубления
уставки. Во избежание подобных случаев блокировку по высшим гар-
моникам следует вводить в действие на ограниченное время.
При включении трансформаторов электровозов могут возникать мед-
ленно затухающие броски тока намагничивания, пики которых достига-
ют 1300—1600 А, а для электровозов ВЛ85 — свыше 2000 А. Эти токи мо-
гут вызывать ложное действие всех трех ступеней дистанционной защи-
112
ты. Отстройка от этих токов осуществляется специальным блоком, реа-
гирующим на появление апериодической составляющей и загрубляющим
защиту. Коэффициент лза загрубления по наличию апериодической со-
ставляющей для всех ступеней защиты вычисляют по формуле:
лза ’
(8.77)
где /ц — бросок тока намагничивания, А;
— номинальное напряжение (для подстанций — 27 500 В), В;
2^дз(- — уставка соответствующей ступени защиты, Ом.
Поскольку применение средств дополнительной отстройки от режи-
мов нормальной работы может в некоторых случаях привести к отказу
защиты при КЗ, то возможность применения таких средств для каждо-
го конкретного участка должна быть подробно проанализирована и обо-
снована.
8.6. Выбор уставок защит для особых условий и схем
8.6. 1. Дистанционная защита от повреждений
на разземленных опорах
Для защиты контактной сети от повреждений на разземленных опо-
рах при КЗ через большое (свыше 10 Ом) переходное сопротивление
/?пер (сопротивления дуги, опор, заземляющих цепей и т.д.) в некото-
рых случаях (малые нагрузки, отсутствие рекуперирующих электрово-
зов) могут использоваться реле сопротивления ДЗ-R (четвертая ступень)
с угловой характеристикой срабатывания (УХС), приведенной на рис.
8.18 [32].
При коротком замыкании на
контактной сети через большое
активное переходное сопротив-
ление вектор сопротивления
петли короткого замыкания
поворачивается в сторону оси R
и оказывается внутри угловой
характеристики защиты ДЗ-R,
при этом защита срабатывает.
Однако при КЗ через большое
переходное сопротивление на-
пряжение в контактной сети
Рис. 8.18. Угловая характеристика
срабатывания ступени ДЗ-R
113
изменяется мало и, если по поврежденному участку проходит поезд, его
ток практически может оказаться таким же, как и при отсутствии КЗ. В
этом случае защита ДЗ-R измерит результирующий вектор сопротивле-
ния Z3K определяемый как частное от деления напряжения возле вык-
лючателя с защитой на геометрическую сумму тока нагрузки и тока КЗ.
При этом конец вектора Z3K (см. рис. 8.18) может выйти за пределы угло-
вой характеристики защиты ДЗ-R и отключения КЗ не произойдет.
Очевидно, верхнюю границу угловой характеристики защиты ДЗ-R
нельзя поднимать выше минимального значения индуктивной состав-
ляющей ZH нцп нагрузки нормального режима min иначе защита бу-
дет ложно срабатывать при отсутствии КЗ. Наоборот, с запасом значе-
ние ZC3 надо опускать ниже ZH m-n. Правую границу угловой характери-
стики надо проводить так, чтобы она не заходила в область нормальных
нагрузок Н и не вызывала бы отключений при уравнительных токах в
контактной сети межподстанционной зоны из-за неравенства напря-
жений смежных подстанций.
Угол 0Cj (см. рис. 8.18) принимают равным 105—110°, угол а2 = 90—142°.
Зависимость между значениями 7?сз и Хсз определяется особенностями
конфигурации области нагрузки Н на комплексной плоскости сопро-
тивлений и может быть представлена примерными соотношениями:
Лсз = aZC3, а = b + tg(O2 - 90°). (8.78)
Коэффициент b в общем случае носит статистический характер и
зависит от многих факторов и местных условий (особенностей питаю-
щей энергосистемы, расстояния между тяговыми подстанциями и мощ-
ности понизительных трансформаторов, сопротивления тяговой сети,
размеров движения и т.д.) На основании данных, приведенных в [27],
наименьшее значение коэффициента b можно принять равным 4,7. Тог-
да при наибольшем значении а2 = 142° имеем а = 6. Для угловой харак-
теристики с ct2 = 90° получаем а = b = 4,7.
Уставку = ZC3 по оси реактивных сопротивлений X для защиты
выключателя QV выбирают по условиям:
U . sin®
н,тш
К I
з н,шах
(8.79)
Уставку Аудз-д = Ясз по оси активных сопротивлений R для защиты
того же выключателя QV выбырают как наименьшую из вычисленных
по условиям:
114
AjvS - КуДЗ-R ~ аХуДЗ-Л’
(8.80)
/{qVK4J Лу>Д3_К
и
н,тш
к I
з yp,max
(8.81)
В формулах (8.79), (8.80) и (8.81) приняты следующие обозначения:
AqV, Aqv — активная и индуктивная составляющие сопротивления петли
короткого замыкания ZqV, измеряемые защитой на выключателе QV при по-
вреждении в расчетной точке защищаемой зоны, Ом;
/н тах — ток нагрузки рассматриваемого фидера в нормальном режиме, А;
<рн’ — фазовый угол нагрузки, принимаемый равным 30—32 градуса эл.;
Z7H — наименьшее напряжение в нормальном режиме, В;
/ max — максимальное значение уравнительного тока в диапазоне углов
от —15 до +15°, А;
к3 — коэффициент запаса;
— коэффициент чувствительности.
Значение UH min для тяговых подстанций принимают равным 25 000 В,
для постов секционирования и пунктов параллельного или продольного со-
единения—21 ООО В, коэффициент запаса к3 = 1,15—1,25.
Коэффициент чувствительности кч для зашиты ДЗ-R принимают:
• на участках с опорами, нормально не соединенными с рельсами,
(разземленными опорами), — 1,5;
• на участках, на которых опоры нормально присоединены к рель-
сам, — 1,2,
Время срабатывания ступени ДЗ-R принимают от 1,0 до 1,5 с по ус-
ловиям отстройки от переходных режимов нагрузки, качаний и неже-
лательных перетоков.
Ступень защиты ДЗ-R необходимо устанавливать на высоковольт-
ных выключателях фидеров контактной сети как на тяговых подстан-
циях, так и на постах секционирования (рис. 8.19). В необходимых слу-
чаях можно применять пункты продольного секционирования (ППРС)
с выключателями [32].
Ступень защиты ДЗ-R должна обеспечивать условия чувствительнос-
ти, как правило, при нормальной схеме питания. Допускается каскадное
действие ступени. При каскадном действии защита ДЗ-R рассматривае-
мого выключателя срабатывает после отключения выключателя (тоже обо-
рудованного ступенью ДЗ-R) фидера того же пути на противоположном
конце защищаемого участка. Однако каскадное действие защиты допус-
115
Рис. 8.19. Схема питания межподстанционной зоны: а — узловая с одним постом
секционирования; б — с двумя постами секционирования; в — с одним постом сек-
ционирования и двумя ППРС; г — с тремя постами секционирования
116
кается использовать лишь в тех случаях, когда ступень ДЗ-R обеспечи-
вает нормативные условия чувствительности при нормальной схеме
питания по крайней мере на половине защищаемой зоны (защищаемо-
го участка).
Защищаемым участком является вся зона между двумя ближайши-
ми выключателями, ограничивающими участок контактной сети с обе-
их сторон питания.
Например, для узловой схемы питания (рис. 8.19, а) защищаемыми
участками являются зоны /АП и /пв между постом секционирования и
смежными подстанциями. Если между постом секционирования и тя-
говой подстанцией установлен пункт продольного секционирования
ППРС (рис. 8.19, в), то защищаемыми участками будут зоны между
ППРС и подстанцией (/j и /4) и между ППРС и постом секционирова-
ния (/2 и /3).
При больших расстояниях между тяговой подстанцией и постом сек-
ционирования, а также при значительных нагрузках зона действия сту-
пени ДЗ-R может оказаться меньше длины защищаемого участка.
Для исключения появления в этом случае у защиты «мертвых» зон
могут быть приняты следующие меры: установка в межподстанци-
онной зоне двух или трех постов секционирования (рис. 8.19, б, г),
установка между тяговой подстанцией и постом секционирования
пункта продольного секционирования ППРС с выключателями или
короткозамыкателями на каждом пути (рис. 8.19, <?), применение те-
леблокировки между выключателями тяговой подстанции и поста
секционирования.
Для каждой из принятых мер осуществляется расчет уставок защиты
ДЗ-R на обоих концах вновь образованных участков с обоснованием
того, что «мертвые» зоны при этом не создаются.
Для выбора уставок защиты необходимо определить активную AqV
и индуктивную AqV составляющие сопротивления петли короткого за-
мыкания Zqv, измеряемого защитами на высоковольтном выключателе
QV. Расчетные схемы для нормальных схем питания при селективном
действии защиты приведены на рис. 8.20, а, в, расчетные схемы при кас-
кадном действии защиты показаны на рис. 8.20, б, г.
Для схем питания с постами секционирования (см. рис. 8.19, а, б, г)
расчетные схемы приведены на рис. 8.20, а, б при /к == /А/- + и на рис.
8.20, в, г при /к = /др в которых место КЗ расположено на противопо-
ложном конце защищаемого участка возле смежной узловой точки. Для
117
Рис. 8.20. Расчетные схемы для определения уставок защиты ДЗ-R
схемы питания с ППРС (см. рис. 8.19, в) используются те же расчетные
схемы (см. рис. 8.20), но с расположением места КЗ в середине защища-
емого участка /у. В этом случае для всех схем на рис. 8.20 /к = /AZ + /2.
Зона действия защиты ДЗ-R, как правило, невелика, поэтому на
расчетном участке (см. рис. 8.20) на пути с поврежденной изоляци-
ей контактной сети предполагается наличие только одного поезда,
место расположения которого, однако, совпадает с местом КЗ. При
больших переходных сопротивлениях в месте КЗ напряжение кон-
тактной сети снижается менее чем в два раза. Если переходное со-
противление превышает 40 Ом, то напряжение на токоприемнике
локомотива остается выше минимально допустимого значения для
нормального режима (21 000 В). Отключение защитой поврежденно-
го фидера происходит настолько быстро, что скорость поезда за это
время не изменяется.
Для таких условий можно принять допущение, что ток локомотива в
течение того интервала времени, в котором существует КЗ на контакт-
ной сети, изменяется пропорционально напряжению на его токопри-
емнике. Это позволяет представить эквивалентную схему локомотива в
виде динамического сопротивления Z3:
118
—э
(8.82)
э
где U9li — номинальное напряжение электровоза, В (£/эн = 25 000 В);
/э — расчетный ток электровоза, А;
Фэ — фазовый угол основной гармоники тока электровоза, принимаемый
для режима тяги 30—32 градуса, и для режима рекуперации 126—134 градуса.
Значение тока вычисляют по формуле
Р-103
(8.83)
где Р— реализуемая мощность локомотива, кВт;
г|, — КПД и коэффициент мопщости.
В качестве Р можно принять значение мощности продолжительного режи-
ма (см. табл. 8.2).
Для схем с постами секционирования (см. рис. 8.19, а, б, г) сопро-
тивление Zqv петли КЗ, измеряемое защитой выключателя QV, вычис-
ляют по формулам:
- при нормальной схеме питания рис. 8.20, а, в (селективное дей-
ствие «селект»):
—QV
- ^qv + ^QV
-miJi +
(8.84)
= П
- при отключенном выключателе на противоположном конце участ-
ка рис. 8.20, 5, г (каскадное действие «каскад»):
(8.85)
Для схем с ППРС (см. рис. 8.19, в) и нормальной схеме питания при
КЗ в середине участка (см. рис. 8.20, а, в) сопротивление ZqV вычис-
ляют по формулам:
— при нормальной схеме питания рис. 8.20, а, в (селективное дей-
ствие «селект»):
119
— при отключенном выключателе ППРС (каскадное действие «кас-
кад»):
/ , \/ Л
Z = r + jx = I z 1 + z D 4- —------------------------------
пер =-э
(8.87)
В приведенных формулах:
гтп zт\ ~ Удельные параметры тяговой сети (см. табл. 8.6—8.9), Ом/км;
п — число путей с включенной в работу контактной сетью на расчетном
участке ;
— переходное сопротивление в месте КЗ, которым задаются для рас-
чета, Ом;
D ~ коэффициент, учитывающий распределение тока в месте поврежде-
ния между смежными подстанциями.
Если считать, что напряжения холостого хода рас U# рас смеж-
ных подстанций одинаковы, то:
= _ 1 4 __ —А = 1
+Z.B —А ^А+^В —А + ^В
откуда:
(8.88)
где ZA ZB — результирующие сопротивления схемы замещения, вычисляемые
по формулам, приведенным в табл. 8.22.
В формулах (8.84) и (8.86) принимают D = Z)A для расчетной схемы
рис. 8.20, а и D = DB для расчетной схемы на рис. 8.20, в.
120
Таблица 8.22
Длина зоны защиты Шифр рисунка 8.20 Формулы для вычисления результирующих сопротивлений схемы замещения для рис. 8.20
Za Zr
h а —nA + -тп^ Ai + ~mn^i —nB + -mn^i
б — nA + -mn^Ai + Z-l n ZnR + 1^-/. —ПВ -mn В/ _ । i
в —nA + -тп^ Ai — пВ -mn^i +-mn^i
г ——1 п +2тп1.. + —^1. —па -тп Ai п _ ] i i —nts -mn в/ - p,w 1
1. 1 2 а; в /. —nA + -mn^Ai + -тп у /. — nB +-rnn^j + -mn у
б 1. Z*+z / + z’ — ~пА £mnlAi -р,т 2 + + IN In z 4 » 2 S |N W 7 1 Л -L Й IN N. у 2 hJ l~r~ + <. 1 IN oT T3 —• 2+ +
г + + |Nq IN Z S S 2 Й IN Й a I + X и- a In к z , 2 bJ i-Л'"* 1 IN oT 2 + /. —по -mn В/ - p,w 2
В этой таблице: ZnA, ZnB — сопротивления тяговых подстанций А и В, вычис-
ляемые по формуле (8.15), Ом; zmn гт л_| — удельное сопротивление тяговой
сети w-путного участка при параллельном соединении контактных сетей на п
или п — 1 путях, Ом/км; z_t п — погонное индуктивно развязанное сопротив-
ление контактной сети одного пути многопутного участка, Ом/км; z'p т — ин-
дуктивно развязанное сопротивление рельсовой цепи /и-путного участка с уче-
том взаимного индуктивного влияния контактных сетей разных путей, Ом/км;
Му — число путей с включенной в работу контактной сетью на расчетном участ-
ке /у.
121
Значения удельных сопротивлений тяговой сети приведены в табл.
Вычисление входного сопротивления ZqV = Яру + измеряемо-
го защитой выключателя QV, по приведенным формулам выполняют в
комплексной форме, что позволяет определить индуктивную ZqV и ак-
тивную Яру составляющие этого сопротивления.
Расчеты по выбору уставок Лудз-R и ^дз-r выполняют в следующей
последовательности. Задаются наибольшим значением переходного сопро-
тивления По формулам (8.82), (8.83) и табл. 8.2 вычисляют динами-
ческое сопротивление электровоза Z3. Рассматривают нормальную схему
питания и по формулам, приведенным в табл. 8.22, находят параметры схе-
мы замещения ZA, Zq, а по формуле (8.88) — коэффициент D распределе-
ния тока в месте повреждения между смежными подстанциями. Затем по
формулам (8.84) или (8.86) определяют сопротивление Zqv = Лру + Дру,
измеряемое защитой рассматриваемого выключателя. По полученным зна-
чениям Яру и Уру и условиям (8.79), (8.80) и (8.81) выбирают параметры
Ry ДЗ-R и ДЗ-R Угл0130^ характеристики защиты (см. рис. 8.18).
Используя левую часть выражения (8.79), находят значение уставки
^уДЗ-R по оси Реактивных сопротивлений (см. рис. 8.18):
^ДЗ-R - ^QV кч- (8.79')
Выбранное значение Л^дз-к проверяют на выполнение правой час-
ти условия (8.79):
U . sin <р
у < H>min
У, ДЗ-R - к j
з н,тах
Используя левую часть выражения (8.80), находят значение уставки
Яудз-R по оси активных сопротивлений:
^уДЗ-R - -KqV кч- (8.80х)
Выбранное значение Яудз^ проверяют на выполнение правой час-
ти условий (8.80) и (8.81):
Л,ДЗ-R а Л,ДЗ-R’
(8.79")
(8.80")
H,min
(8.81")
з ур, max
122
Если эти условия выполняются, то по формулам, приведенным в
табл. 8.23, находят наибольшее значение Япер и, если оно оказывается
больше того, которым задавались в начале расчета, то вычисления на
этом заканчиваются. В противном случае надо задаваться новым (мень-
шим) значением Rnep и выполнять расчет заново.
Таблица 8.23
Длина зоны защиты Шифр рисунка 8.20 Формулы для определения наибольшего значения Япер по условиям устойчивости функционирования
// а, в б, г пеР D к п тпг к ч ) К <5&.-г1 пер к ml i ч
/. 1 2 а, в б, г „ . £+21 ДУ'Д3-К li пер w к ml 2 \ 4 Лу,ДЗ-К lt Л S Г Л пер к ml 2 ч
Примечание. Для шифра а принимают D= для шифра б принимают D -
вычисляемые по формулам (8.88) и табл. 8.22. ’
Если хотя бы одно из условий (8.79"), (8.80") или (8.81") не выполня-
ется, следует рассмотреть возможность отключения КЗ при каскадном
действии защиты.
Сопротивление ZqV, измеряемое защитой ДЗ-R при ее каскадном дей-
ствии, вычисляют по формуле (8.85). По полученным значениям ZqV и
/?qv выбирают новые значения Л^дз-r и по формулам (8.79'),
(8.80'). Для этих значений проверяют выполнение условий (8.79"), (8.80"),
(8.81"). Если хотя бы одно из них не соблюдается, зашита невозможна.
Если они соблюдаются, то по формулам, приведенным в табл. 8.23, опре-
деляют наибольшее значение переходного сопротивления Если оно
оказывается больше того, которым задавались в начале расчета, то кас-
кадное действие ступени ДЗ-R при определенном условии может исполь-
зоваться для защиты всего участка между смежными узловыми точками.
В качестве такого условия выступает требование надежного отклю-
чения при нормальной схеме питания (см. рис. 8.20, а, в) того выклю-
123
чателя, расстояние до которого от места КЗ (при наличии переходного
сопротивления Апер) составляет нс менее половины длины зоны защи-
ты Для проверки этого условия по формулам, приведенным в табл.
8.22 для /,/2, определяют ZA, ZB и по формуле (8.88) — значение D, Да-
лее по формуле (8.86) определяют ZqV и проверяют условия (8.79') и
(8.80') для тех значений Zy^3_R и Лудз_^, которые были выбраны по
режиму каскадного действия защиты. Если эти условия не выполняют-
ся, то использование каскадного действия ступени ДЗ-R невозможно.
Пример 8.21. Определить уставки защиты ДЗ-R на выключателе QA1 тя-
говой подстанции А двухпутного участка при узловой схеме питания (см.
рис. 8.19, а) для контактной сети ТП при заземленных опорах с проводами
ПБСМ95+МФ100 при /дд = 24 км, /пв = 23 км. Сопротивления смежных
подстанций ZnA = ZnB = 3 Ом. Электровоз ВЛ-80к. Максимальный ток
/н тах фидера тяговой подстанции 580 А, фазовый угол <рн = 32°, /уртах =
- 150 А. КЗ происходит на разземлившуюся опору.
По табл. 8.7 находим хтп = х22 = 0,285 Ом/км, гтп = г22 — 0,108 Ом/км,
xOTi — Х21 = 0,433 Ом/км, = г21 — 0,186 Ом/км.
Задаемся максимальным значением переходного сопротивления 2?пер =
~ 40 Ом.
По формулам, приведенным в табл. 8.22 для нормальной схемы пита-
ния при Zz-= /дл (см. рис. 8.20, а), находим:
= —пА + + zmnlt =J3 + (0,108 +70,285)0 + (0,108 +/0,285)24 =
= 2,592 + ;9,84 Ом;
ZB =£пв +^тп1ы =/3 +(0,108 +/0,285)23 - 2,484+/9,555 Ом.
По формуле (8.88) вычисляем:
л 1 + 2л=1+= ад.
~А ZB 2,484 + /9,555
Используя данные, приведенные в табл. 8.2, находим ток электровоза
по формуле (8.83) для продолжительного режима:
, ~ ею3 _ 6160 ю3 _ 339
э и -з - к 25 000-0,84-0,866
По формуле (8.82) вычисляем значение динамического сопротивления
электровоза в режиме тяги:
Z3 =-2а-е-/фэ =25000е./32° =62,54 + ,39,08 Ом.
-э j 339
э
124
Эквивалентное сопротивление в месте КЗ равно:
R Z4
пер —э
пер
40(62,54 + у 39,08)
40 + 62,54 + у 39,08
= 26,39 + у’5,24 Ом.
—Э
По формуле (8.84) вычисляем сопротивление ZqV, измеряемое защитой
выключателя QV при нормальной схеме питания (см. рис. 8.20, а):
- ^qv + ^QV
-flip;
= 2[(0,108+j0,285)24+(26,39+75,24)2,03] = 112,33+734,95 Ом;
Rqy = 112,33 Ом; Zqv ~ 34,95 Ом.
По формуле (8.79') находим Л^дз-r AqV S = 34,95* 1,2 = 41,94 Ом.
Принимаем 2Гуд3_к = 42 Ом.
Проверяем’условие (8.79"):
Х у, ДЗ-R
£7 sin (р
< н,111111 я
к I
з н,тах
25 000 sin 32°
1,2-580
= 19 Ом.
Поскольку 41,94 > 19, то условие (8.79") не выполняется. Иными слова-
ми, защита ДЗ-R на выключателе QA1 (см. рис. 8.19, а), отстроенная от на-
грузки нормального режима, при нормальной схеме питания (см. рис. 8.20,
а) не будет реагировать на КЗ с переходным сопротивлением = 40 Ом в
конце зоны защиты при наличии в зоне одного поезда.
Пример 8.22. Для условий примера 8.21 определить возможность защи-
ты участка Ц == ступенью ДЗ-R при ее каскадном действии. Расчетная
схема имеет вид, показанный на рис. 8.20, б при 1К = /А/ + Находим сопро-
тивление Zqv> измеряемое защитой выключателя QA1, по формуле (8.85):
^QV _ ^QV + -^QV
= (0,186 + >0,433)24 + 40(62,54 + 7'39,08) = 3(),g5 + 63 Ом;
40 + 62,54 + у* 39,08
T?Qy = 30,85 Ом; ^qv = 15,63 Ом.
По формуле (8.79') находим:
^уДЗ-R “ “^QV = 15 >63 1,2 = 18,76 Ом.
125
Принимаем A^3_R = 18,9 Ом. Проверим условие (8.79"), вычисленное
в примере 8.21.
Поскольку 18,9 < 19, то условие (8.79") выполняется.
По формуле (8.80') находим:
^УДЗ-R ” ^QV ~ 30,85*1,2 = 37,02 Ом.
Принимаем J^3_R =100 Ом. Проверяем условие (8.80"):
^у.ДЗ-Д - а ^уДЗ-R > 100 < 6-19 = 114 Ом.
Условие (8.80") выполняется. Проверяем условие (8.81"):
U .
' < Н,ГШП
У,ДЗ-R - к1
з ур,тах
юо
1,2-150
= 138,9 Ом.
Условие (8.81") выполняется.
По табл. 8.23 для схемы питания при каскадном действии защиты (см.
рис. 8.20, б) находим формулу для определения наибольшего значения пе-
реходного сопротивления , на которое сможет реагировать защита при
выбранном значении уставки J^3_r = Ю0 Ом:
R < 2гу,дз-к_г , ,186-24 = 78,9Ом.
пер к mil 1,2
ч ’
Полученное значение больше того значения = 40 Ом, которым за-
давались в начале расчета, поэтому принятые уставки -^дз-r = 18,9 Ом и
Яу дЗ-R == Ю0 Ом обеспечивают устойчивое действие защиты в режиме кас-
кадного действия. Проверяем требование, согласно которому защита дол-
жна срабатывать при нормальной схеме питания (см. рис. 8.20, а) и КЗ в
середине зоны /у.
Расчетная схема для выключателя QA1 при этом имеет вид, показанный
на рис. 8.20, а при /к = /А/- +/. /2. По формулам, приведенным в табл. 8.22,
для /z-/2 находим (/А/ = 0):
—А = —nA + zm„/A/ + z„w/./2 = /3+(0,108 +j 0,285)0 +
+ (0,108 + J 0,285)24/2 = 1,296 + >6,42 Ом;
—В =—пВ + *тп1ы + -тп^/2 =73 + (0,108 +/0,285)23 +
+ (0,108 + /0,285)24/2 = 3,78 + /12,975 Ом.
126
По формуле (8.88) находим:
= 1 + = 1 + 1,296 + 26,42 =
ZB 3,78 + /12,975
Сопротивление ZqV, измеряемое защитой выключателя QA1, находим
по формуле (8.86):
7 -R +7 -7 1- +_
—QV AqV +AQV -2ml 2 +Z
nep —э
42A
2a+2
(0,186 + /0,433) — +
40(62,54 + /39,08)
40 + 62,54 + /39,08
4 1,483
1,483 + 2
= 47,09 + /13,745 Ом,
T?Qy — 47,09 Ом; Zqv — 13,745 Ом.
Проверяем условия (8.79х) и (8.80х) для выбранных значений Zy^3_R =
= 18,9 Ом и -^удз-R = Ю0 Ом:
^у,ДЗ-И - ^QV кч ’ 18,9 > 13,745*1,2 = 16,494;
^ДЗ-R кч > 100 > 47,09*1,2 = 56,51.
Оба условия выполняются.
Находим наибольшее значение переходного сопротивления 7?пер, при
котором для выбранной уставки /?уд3.в защита будет устойчиво разли-
чать КЗ в середине зоны при нормальной схеме питания. По табл. 8.23 нахо-
дим формулу для нормальной схемы питания и КЗ в середине зоны (/z/2 =
~ (дд см* Рис- 8-20,а):
R < +2ру,ДЗ-И _ r £
пе₽ 4Лд к т1 2
—А \ Ч у
1Л33^2Г100 _ 24^
4-1,483 <1,2 2 )
= 45 Ом.
Полученное значение больше того значения 7?^ = 40 Ом, которым за-
давались в начале расчета. Поскольку все условия проверки соблюдены, то
защита с выбранными уставками Zy^3_R = 18,9 Ом и Ауд3_к = 100 Ом бу-
дет устойчиво реагировать в заданных условиях на КЗ через переходное со-
противление по крайней мере до 40 Ом на длине не меньше, чем половина
зоны защиты при нормальной схеме питания и вся зона зашиты при кас-
кадном действии.
127
8.6.2. Особенности выбора уставок для неселективных защит
Для неселективных защит межподстанционной зоны выдержка вре-
мени не используется. Выбор уставок защит фидеров контактной сети
на тяговой подстанции имеет следующие особенности.
Уставка токовой отсечки выбирается для расчетной схемы № 23 (см.
табл. 8.10) при коэффициенте чувствительности = 1,2 по формуле
^у,ТО - Ac,min/K4*
В комплектах защит ЦЗА-27, 5-ФКС и БМРЗ-ФКС имеется токовая
отсечка по мгновенному значению тока ТО2, предназначенная для бо-
лее быстрого отключения КЗ, близких к шинам тяговой подстанции.
Для селективных и неселективных защит ее уставка (амплитудное зна-
чение) выбирается по условию:
^у,ТО2 > Котс31 ’
где /н тах — действующее значение максимального тока рассматриваемого
фидера в нормальном режиме;
котс 1 ““ К0ЭФФиЦиент отстройки, принимаемый равным 1,3—2,5.
Уставка ненаправленной дистанционной защиты ННДЗ в комплек-
тах ЦЗА-27,5-ФКС выбирается в соответствии с табл. 8.18 как для за-
щиты Д31. Если пост секционирования не оборудован выключателя-
ми, то принимают котс 2 = 1. Блокировка по току не используется.
Для первой ступени Д31 направленной дистанционной защиты ус-
тавку определяют по условиям отстройки от нормальных режимов как
в табл. 8.18 по формуле
^у,Д31 “ ^H,min ! S'
Уставку второй ступени Д32 определяют для расчетной схемы № 8
(см. табл. 8.10) по формулам, приведенным в табл. 8.18, а для третьей
ступени ДЗЗ — как указано в табл. 8.18.
Уставку максимальной токовой защиты МТЗ выбирают по табл. 8.18.
Если такая защита имеет одну или несколько ступеней и все они слу-
жат для перекрытия мертвой зоны направленных дистанционных за-
щит при КЗ вблизи тяговой подстанции, то выбор уставк 7уМТЗ выпол"
няют только по условию отстройки от нормальных режимов. В табл. 8.18
это условие имеет название «Проверка».
128
Уставка защиты минимального напряжения ПЗ выбирается также по
табл. 8.18.
Выбор уставок защит на фидерах постов секционирования осуществ-
ляется так же, как для селективных защит.
8.6.3. Выбор уставок для противогололедных схем
Уставка токовой защиты фидера контактной сети выбирается по ус-
ловию:
Ту > 1,2 7фГ, (8.89)
где /фг — ток фидера при плавке гололеда или результирующее значение тока
профилактического подогрева с учетом тяговой нагрузки.
В схемах плавки гололеда ток /фг равен току короткого замыкания 1К
между фазами «а» и «с» или «Ь» и «о>. При профилактическом подогреве
проводов ток /фг равен:
/фг =|1k+Zh|, (8.90)
где 1К — ток короткого замыкания между фазами «а» и «Ь»;
7Н — ток нагрузки между фазами «а» и «о или «Ь» и «с».
Значение тока КЗ вычисляют по формуле
(8.91)
в которой значение t^ac соответствует межфазному напряжению холос-
того хода на тяговой подстанции, a Zpac — расчетное сопротивление, за-
висящее от схемы питания.
Схемы питания, приве-
денные на рис. 8.21, а, б, в,
соответствуют плавке голо-
леда током короткого замы-
кания между фазами «а»
(или «Ь») и «с». Схема, при-
веденная на рис. 8.21, г, со-
ответствует профилактичес-
кому подогреву проводов то-
ком короткого замыкания
между фазами «а» и «Ь» на
Рис. 8.21, Противогололедные схемы
однопутном участке при на-
питан ия
129
линии дополнительной линии ДП. Схема на рис. 8.21,5 относится к двух-
путному участку. Формулы для вычисления расчетного сопротивления
Zpac приведены в табл. 8.24. Сопротивление подстанции вычисляют
по формуле (8.15), удельные сопротивления 2ц z2j z22 Z-1 2 принимают
в соответствии с табл. 8.6, 8.7, 8.8, 8.9. Для схемы рис. 8.21, г на однопут-
ном участке с дополнительной линией ДП на отдельных опорах значе-
ние znp„n принимают по табл. 8.25.
J1С 1JI
Таблица 8.24
Противогололедная схема рис. 8.21 Формула для вычисления Zpac
а 2рас 2П + ^11 ' Ai j ^рас ” %п + Zji '/п
б 2рас — 2"(Zn + Z22 ’А,)
в Zpac - 2П + 'Ai
г 7 = 7+7 *Z ^pac ^петл *n
д ^pac “ 2ii + ’Zn
Таблица 8.25
Марки проводов контактной сети Марка проводов линии ДП ^ПСГГ.Т, Ом/км
ПБСМ-95+МФ-100 2 А-185 0,674
М-95+МФ-100 То же 0,617
ПБСМ-95+МФ-100+А-185 3 А-185 0,535
ПБСМ-95+МФ-100+А-185, экр. А-185 То же 0,529
М-95+МФ-100+А-185 То же 0,509
М-95+МФ-100+А-185, экр. А-185 То же 0,505
Поскольку режим профилактического подогрева проводов относит-
ся к вынужденному, то на каждом пути может находиться только один
поезд (см. п. 8.1). В опережающей фазе угол между токами /к и /н со-
ставляет примерно 80°, в отстающей — примерно 40°. Значение тока
/фг в схемах рис. 8.21, г, д можно определять по формуле
(8.92)
где ср — фазовый угол между токами /ки /н.
130
8.7. Схемы защит фидеров тяговой сети
8,7,1, Электронные защиты
Защита УЭЗФ. В 1970-е гг. на новых тяговых подстанциях стала при-
меняться электронная аппаратура комплексной системы автоматики и
телемеханики. Она включала и защиты с телеблокировкой типа УЗТБ.
Выпускались также отдельные комплекты электронной защиты типа
УЭЗФТ для тяговых подстанций и типа УЭЗФП для постов секциони-
рования, которые устанавливались на действующих тяговых подстан-
циях взамен релейно-контактной аппаратуры [27]. В защитах УЗТБ,
УЭЗФТ, УЭЗФП реализованы сходные принципы и схемы.
На тяговой подстанции защита фидера (рис. 8.22) подключается к
измерительным трансформаторам через согласующие промежуточные
трансформаторы тока TLV и TLA. Регулировка уставок измерительных
органов ДТ, ДС1, ДС2, KW (ФТН) осуществляется потенциометрами,
включенными во вторичные обмотки промежуточных трансформато-
ров. Первая ступень защиты Д31 выполнена с помощью датчика (ре-
ле) полного сопротивления ДС1, характеристика которого приведена
на рис. 8.15, а. Эта ступень не имеет выдержки времени. Датчик ДС1 имеет
собственное время срабатывания 30—60 мс. Чтобы обеспечить более бы-
строе отключение КЗ, возникающих вблизи тяговой подстанции, в пер-
вую ступень защиты включают ускоренную токовую отсечку. Ее роль
выполняет датчик тока ДТ с временем срабатывания 5—10 мс.
Вторая ступень защи-
ты имеет выдержку вре-
мени 0,4—0,5 с. В этой
ступени используется дат-
чик полного сопротивле-
ния ДС2 с характеристи-
кой в виде окружности и
датчик фазового угла KW
(ФТН), формирующий
характеристику в виде
двух прямых, выходящих
из начала координат ком-
плексной плоскости (см.
рис. 3.33, д). Выходные
Т
Рис. 8.22. Схема полупроводниковой защиты
фидера тяговой подстанции
131
сигналы этих датчиков поступают на схему совпадения И и далее на эле-
мент КТ, формирующий заданную выдержку времени. В итоге, защиты
первой и второй ступеней реализуют граничную линию характеристи-
ки срабатывания типа «замочная скважина» (см. рис. 8.16, а), в которой
окружность меньшего диаметра относится к первой ступени (без вы-
держки времени), а остальная часть характеристики — к защите второй
ступени (с выдержкой времени).
Выходные сигналы датчиков тока ДТ и сопротивления ДС1, а также
защита второй ступени (ДС2, KW, И, КТ) через ячейку ИЛИ воздей-
ствуют на выходной орган ВО защиты, который отключает высоковоль-
тный выключатель.
Предусмотрена возможность подключения к защите приемопередат-
чика ППТ телеблокировки.
Реле полного сопротивления (датчик ДС1> может ложно сработать
при КЗ на смежном пути из-за значительного снижения напряжения
на шинах. Так, при КЗ в точке К4 (см. рис. 8.10, а, б) может ложно от-
ключиться выключатель QA1. Для того чтобы исключить подобные лож-
Рис. 8.23. Схема перевода реле сопротив-
ления в режим реле тока
ные действия защиты при глубоком снижении напряжения, предусмот-
рен автоматический перевод датчика сопротивления ДС1 в режим дат-
чика тока. Для этой цели к измерительному органу реле полного
сопротивления (рис. 8.23), образованному нуль-органом ЕА, включен-
ным на разность токов выпрямителей VD1 и VD2, через диод VD3 под-
водится стабилизированное напряжение (7ср. Если выпрямленное на-
пряжение выпрямителя VD1
больше напряжения t/cp, диод
VD3 закрыт, ток q в нуль-орга-
не ЕА пропорционален сигна-
лу Uy а ток z2 — сигналу /р. В
этом режиме схема работает
как реле сопротивления.
При значительном сниже-
нии сигнала U$ напряжение
выпрямителя VD1 станет мень-
ше напряжения (7ср, диод VD3
откроется, а диоды выпря-
мителя VD1 закроются. В этом
режиме действующий на тор-
можение ток q в нуль-органе
132
ЕА определяется стабилизированной величиной (7 Нуль-орган срабо-
тает, если ток /*2 станет больше заданного уровня (больше тока q), т.е. дат-
чик ДС превращается в реле тока.
Напряжение перевода дистанционной защиты первой ступени в ре-
жим токовой отсечки согласно [27] определяется выражением:
U =U . /к
где min — минимальное напряжение на шинах подстанции при КЗ на шинах
поста секционирования, что соответствует расчетным схемам № 5, 6, 21 (см.
табл. 8.10);
д. _ коэффициент запаса, равный 1,2—1,3.
В схеме электронной защиты поста секционирования (рис. 8.24) в
соответствии с графиком селективности (см. рис. 8.10, г) первая сту-
пень защиты Д31 выполняется без выдержки времени. Эта ступень со-
держит блоки ДС1 и KW (ФТН), образующие направленную дистанци-
онную защиту. Характеристика защиты на комплексной плоскости име-
ет вид сектора (см. рис. 8.15, в). Эта защита имеет мертвую зону по
напряжению при КЗ вблизи поста. КЗ в мертвой зоне отключаются ус-
коренной токовой отсечкой, роль которой выполняет блок ДТ Вторая
ступень защиты Д32 имеет выдержку времени 0,4—0,5 с и выполняется
в виде ненаправленной дистанционной защиты с помощью реле пол-
ного сопротивления ДС2. Характеристика защиты на комплексной плос-
кости сопротивлений имеет вид окружности (см. рис. 8.15, а), В итоге
защита реализует угловые характеристики, приведенные на рис. 8.16, г.
Унифицированные защиты фидеров контактной сети УЭЗФ выпол-
няются в виде набора типо-
вых модулей, размещаемых ц
в выемных кассетах. Кассе- г
ты снабжены многоштыре-
выми контактами и встав-
ляются в специальные ячей-
ки металлического корпуса
устройства защиты одного
присоединения. При воз-
никновении неисправности
в каком-либо модуле соот-
ветствующая кассета извле-
кается и заменяется на но-
вую. фидера поста секционирования
т
Рис. 8.24. Полупроводниковая защита
133
Согласование уровней тока и напряжения с входными цепями элект-
ронных схем зашиты осуществляется с помощью промежуточных транс-
форматоров TLA и TLV, к вторичным обмоткам которых подключаются
регулировочные потенциометры (см. рис. 8.22 и 8.24). Коэффициент
трансформации трансформатора тока TLA равен 50, суммарное сопро-
тивление подключенных к нему потенциометров не должно превышать
400 Ом во избежание появления амплитудных и фазовых погрешностей.
Трансформатор TLV имеет коэффициент трансформации 100/4. Напря-
жения, снимаемые с потенциометров, используются в качестве входных
сигналов измерительных органов тока и напряжения защиты.
Защита типов УЭЗФТ и УЭЗФП состоит из модулей ДТС, ДС-ЗК
и ФТН (ФТНК), а также выходного блока Откл и блока питания У5
(рис. 8.25). Соленоид отключения привода высоковольтного выключа-
теля подключается к клемме /«Выход».
Схема модуля ДТС приведена на рис. 8.26. Она содержит датчик тока
(транзисторы VT4, VT5, VT6) и датчик сопротивления (транзисторы
VT1, VT2, VT3). К регулируемым потенциометрам эти датчики подклю-
чаются через промежуточные малогабаритные тороидальные трансфор-
маторы TL1, TL2, TL3. Трансформатор ТЫ подключается к потенцио-
метру в цепи вторичной обмотки промежуточного трансформатора TLV,
а трансформаторы TL2 и TL3 — к потенциометрам в цепи вторичной
обмотки промежуточного трансформатора TLA (см. рис. 8.25 и 8.26).
В ждущем режиме транзисторы VT1 и VT4 открыты, остальные тран-
зисторы закрыты. При срабатывании датчика тока транзистор VT4 зак-
рывается, транзисторы VT5 и VT6 открываются и на выходе (клемма
27) отрицательный потенциал скачком изменяется на положительный.
При срабатывании датчика сопротивления транзистор VT1 закрывает-
ся, транзисторы VT2 и VT3 открываются и на выходе (клемма 19) отри-
цательный потенциал скачком изменяется на положительный. Если
подать на клеммы 2 или 20 датчика сопротивления положительный по-
тенциал, то датчик будет заблокирован и на его выходе (клемма 19) все-
гда будет отрицательный потенциал вне зависимости от состояния тран-
зистора VT1. Таким же образом можно заблокировать действие датчика
тока, подавая положительный потенциал на клеммы 15 или 28.
На клемму 17 датчика сопротивления модуля ДТС подастся опорное
напряжение через делитель, выполненный на резисторах R1 и R2, и диод
VD платы У8 (см. рис. 8.25). Пока напряжение в контактной сети доста-
точно велико, выпрямленное напряжение вторичной обмотки транс-
134
Рис. 8.25. Функциональная схема защиты УЭЗФТ
<7\
Рис. 8.26. Схема модуля ДТС
форматора TL1 (см. рис. 8.26) больше опорного и диод VD платы У8
(см. рис. 8.25) заперт. При КЗ, близких к месту установки защиты, на-
пряжение на шинах существенно снижается и диод VD открывается,
поэтому напряжение на данном входе реле становится равным опорно-
му и ниже этого значения стать не может. Датчик сопротивления в мо-
дуле ДТС при этом переходит в режим датчика тока. Модуль ДТС ис-
пользуется для токовой отсечки (транзисторы VT4, VT5, VT6) и для ди-
станционной защиты (транзисторы VT1, VT2, VT3) с характеристикой
реле полного сопротивления (см. рис. 8.15, а).
Модуль ДС-ЗК содержит датчик сопротивления (транзисторы VT1,
VT2, VT3) и реле времени с блокинг-генератором (см. рис. 3.25, а), а
также инвертор на транзисторе VT7 (рис. 8.27). Промежуточный транс-
форматор ТЫ подключается к регулировочному потенциометру в це-
пях напряжения, a TL2 — в цепях тока. Выход датчика сопротивления
(клемма 25) соединяется со входом реле времени (клемма 18). Необхо-
димо также перемкнуть клеммы 2 и 17, 5 и 20. При срабатывании датчи-
ка сопротивления положительный потенциал через клеммы 25 и 18 по-
падает на левую обкладку конденсатора С. При этом диод VD запирает-
ся, и конденсатор С начинает перезаряжаться через резистор R. Работа
реле времени пояснена на рис. 3.25, а. По истечении выдержки време-
ни триггер (транзисторы VT5 и VT6) перебрасывается и на клемме 7
появляется положительный потенциал.
Для увеличения выдержки времени к клеммам 2 и 3 надо присоеди-
нить конденсатор.
Модуль ФТН (ФТНК) реализует угловую характеристику в виде двух
полупрямых, выходящих из начала координат (см. рис. 3.33, д). Схема
модуля ФТН приведена на рис. 8.28 и по принципу действия аналогич-
на схеме реле направления мощности, приведенной на рис. 3.55. Отли-
чие заключается в использовании двух дополнительных линий задерж-
ки (С2, VT4 и СЗ, VT5), с помощью которых угловая характеристика из
прямой линии (см. рис. 3.33, г) преобразуется к виду, показанному на
рис. 3.33, д, называемому «двойные шоры». Промежуточный трансфор-
матор ТЫ (см. рис. 8.28) подключается в цепи тока защиты, а промежу-
точный трансформатор TL2 — в цепи напряжения. В режиме ожидания
(несрабатывания) транзистор VT7 открыт и на его коллекторе (клемма
7) имеется положительный потенциал. Если фазовый угол между под-
водимыми к модулю ФТН величинами окажется в диапазоне от 50—55°
до 100—110°, то триггер модуля (транзисторы VT7, VT8) перебросится,
137
из
ОС
00 0000 +Е о О +Е
22 26 18 3 2 17 см 9 23 к
Рис. 8.27. Схема модуля ДС-ЗК
-Е6 +£ +Е
V VM l\
Рис. 8.28. Принципиальная упрощенная схема моду;гя ФТН (ФТНК)
и на клемме 7 потенциал скачком изменится на отрицательный. Работа
модуля ФТН рассмотрена в п. 3.5 (см. рис. 3.59).
Клемма 7 модуля ФТН соединена через диод с клеммой 11 модуля
ДС-ЗК (см. рис. 8.25). Такое соединение реализует угловую характерис-
тику, приведенную на рис. 8.15, в (q^ = 50—55°, ср2 = 100—110°).
В выходном блоке Откл вначале применялась схема с двумя последова-
тельно включенными тиристорами и импульсными трансформаторами в
цепи их управляющих электродов [27, 29], однако впоследствии он был
заменен на более помехоустойчивый — с герконовым реле (рис, 8.29). При
поступлении на вход 11,15, 25 или 26 положительного потенциала от дру-
гих модулей защиты, транзистор VT2 закрывается, а транзисторы VT3,
VT4 и VT5 открываются. Если клеммы 16 и 24 соединены, то открыт и
транзистор VT6. В этом случае срабатывает герконовое реле К. Его кон-
такты включены в цепь управляющего электрода тиристора VS. Тирис-
тор открывается и пропускает ток от клеммы 5 (+110 В) через дроссель L
к соленоиду отключения, который присоединен одним концом к клемме
28 (через вспомогательный контакт выключателя), а другим к шине —
110 В. Вместо герконового реле К может быть применена оптронная пара.
139
Рис. 8.29. Схема блока Откл с герконами
Защита УЭЗФМ, В середине 80-х годов была разработана аппарату-
ра усовершенствованной защиты на интегральных микросхемах АЗФИ
и ее аналог на дискретных полупроводниковых элементах УЭЗФМ
[28]. Она содержит четыре ступени дистанционной защиты Д31, Д32,
ДЗЗ, Д34 и токовую отсечку ТО. Угловые характеристики приведены на
рис. 8.30, где 1 — граничная линия области нагрузок, а 2 - граничная
линия области коротких замыканий. Ступень Д34 предназначена для
реагирования на КЗ через большие переходные сопротивления. Ступень
Д31 снабжена переключателем, с помощью которого угловая характе-
ристика в виде сектора (см. рис. 8.30) может быть переведена в круговую
(см. рис. 8.16, б) с блокировкой по току.
Упрощенная функциональная схема аппаратуры защиты приведена
на рис. 8.31. Она содержит промежуточные трансформаторы TLA и TLV,
включаемые во вторичные обмотки измерительных трансформаторов со-
ответственно тока и напряжения. Нулевые точки вторичных обмоток про-
межуточных трансформаторов объединены и образуют среднюю точку
схемы. К средней точке подключен делитель напряжения на резисторах
R1 и R2 и инвертирующие входы дифференциальных усилителей всех по-
роговых элементов. Коэффициенты трансформации трансформаторов
TLA и TLV равны соответственно 110 и 10. Вторичное напряжение этих
трансформаторов выпрямляется двухполупериодными выпрямителями
со средней точкой.
Выпрямитель трансформатора TLA нагружен на блок регулирования
уставок БРУ, который представляет собой набор потенциометров. Для
повышения надежности по-
тенциометры выполнены в
виде набора отдельных рези-
сторов, соединенных друг с
другом и имеющих выводы.
С их помощью уставка регули-
руется с погрешностью не бо-
лее 5 %.
Пороговый элемент, вы-
полненный на нуль-органе
ЕА1, реализует функцию токо-
вой отсечки ТО, Нуль-орган
ЕА2, фазоограничивающие
органы £/ср1 и £Лр2 и схема
Рис. 8.30. Угловые характеристики усовер-
шенствованной аппаратуры зашиты
141
Рис. 8.31. Упрощенная функциональная схема усовершенствованной аппаратуры защиты
сравнения И (DD1) образуют основу дистанционной защиты Д31 с ха-
рактеристикой, показанной на рис 8.30. Сигнал на выходе схемы И
(DD1) появляется при наличии на его входе сигналов срабатывания
нуль-органа ЕА2 и двух фазовых органов ttpl и ttp2. Каждый из фазо-
вых органов является однополупериодным, но реагируют они на раз-
ные полупериоды, поэтому их совокупность составляет двухполупери-
одный фазовый орган. Элемент задержки DL на 20 мс обеспечивает ус-
ловие, при котором защита не будет срабатывать, если из двух фазовых
органов сработает только один. Если переключить выключатель SB, то
фазовые органы выводятся из работы, а пороговый орган ЕАЗ и логи-
ческая ячейка И (DD2), также входящие в ступень защиты Д31 вводят-
ся в схему. Пороговый орган ЕАЗ реализует функцию блокировки по
току, и в этом случае защита Д31 будет иметь угловую характеристику,
показанную на рис. 8.16, б.
Ступень защиты Д32 включает нуль-орган ЕА4, который реализует реле
полного сопротивления, фазовые органы Ир1 и fAp2, логические ячейки
ИЛИ (DD3) и И (DD4). Эти элементы формируют угловую характеристи-
ку Д32, показанную на рис. 8.30. Кроме того в эту ступень входит реле време-
ни КТ1. Треты/стул ель Д 33 содержит нуль-орган ЕА5, фазовый орган 1ЛрЗ,
логическую ячейку И (D5) и реле времени КТ2 (0,6 с).
Защита содержит блок отстройки от апериодической составляющей
БОА, блок частотной отстройки БЧО и блок памяти напряжения БПН.
При наличии апериодической составляющей или увеличении содержа-
ния высших гармоник в токе фидера выходные напряжения блоков БОА
и БЧО увеличиваются и, поступая на входы нуль-органов, загрубляют
уставки соответствующих защит. Блок БОА тормозит действие ТО, Д31
и Д32. Блок БЧО содержит фильтр верхних частот и выпрямитель. Он
тормозит действие ступеней Д31, Д32 и ДЗЗ.
При значительном снижении напряжения фидера при близких
коротких замыканиях фазовые органы Кр1 и С7ср2 работать не могут. Блок
БПН выполнен в виде активного фильтра на частоту 50 Гц с высокой
добротностью. Поэтому при значительном снижении или исчезнове-
нии на его входе синусоидального напряжения, на выходе напряжение
имеет вид синусоиды с той же фазой, что и до момента короткого замы-
кания. Амплитуда этой синусоиды затухает в течение 0,1— 0,2 с. На это
время ее величина достаточна для обеспечения работы фазовых орга-
нов ttpl и Кр2, чем достигается ликвидация мертвой зоны защиты Д31
с направленной характеристикой.
143
Выходные сигналы ТО, ДЗ1, Д32 и ДЗЗ через логическую ячейку ИЛИ
(D6) поступают на выходной орган, вызывающий отключение высоко-
вольтного выключателя. Выходной орган выполнен по типу, приведен-
ному на рис. 8.29.
Ступень защиты Д34 выполняется так же, как ступень ДЗЗ (на рис. 8.31
не показана). Устройство защиты оборудовано блоком ускорения (на
схеме не показан) в зависимости от соотношения токов данного и смеж-
ного фидеров [28].
На рис. 8.32 приведены схемы нуль-органа ЕА, органа выдержки
времени КТ и фазового органа {Яр, входящих составной частью в функци-
ональную схему устройства (см. рис. 8.31). Нуль-орган (см. рис. 8.31, а), вхо-
дящий в модуль НН (нуль-орган + нуль-орган), выполнен на основе
схемы дифференциального усилителя на транзисторах VT1 и VT2, в
котором использованы кремниевые диффузионные транзисторы. Ма-
лые входные токи и высокие коэффициенты усиления обусловливают
возможность применения на входе нуль-органов резисторов с сопро-
тивлением до 200 кОм и отказа от использования малотехнологичных
промежуточных трансформаторов TL, которые устанавливаются в
модулях ДТС, ДС-ЗК, ФТН защиты УЭЗФ (см. рис. 8.26, 8.27 и 8.28).
При этом, однако, результирующее сопротивление потенциометров
регулировки уставок в блоке БРУ должно быть значительно меньше,
чем эквивалентное сопротивление резисторов всех схем сравнения,
подключенных ко входам нуль-органов и включенных параллельно.
Сопротивление резисторов регулировки уставок поэтому принято рав-
ным 10 кОм.
Сглаживание пульсаций выпрямленного тока осуществляется конден-
сатором С емкостью 0,1—0,25 мкФ, и подключенным в цепь обратной связи
с эмиттера транзистора VT5 на базу транзистора VT1. Транзистор VT3 осу-
ществляет роль диодного ограничителя, защищающего транзисторы VT1
и VT2 от перенапряжений при больших кратностях входных сигналов.
Закрытому транзистору VT7 соответствует положительный потен-
циал выхода, при этом закрыты также транзисторы VT5 и VT6, a VT1 и
VT4 открыты. Закрытие транзистора VT1 приводит к закрытию тран-
зистора VT4 и открытию транзисторов VT5, VT6 и VT7. При этом
потенциал выхода становится равным нулю (потенциалу средней точ-
ки). Транзисторы VT1 и VT2 охвачены глубокой отрицательной обрат-
ной связью через резистор R, поэтому один из них открыт, а другой зак-
рыт. При этом процесс переключения транзистора VT1 из одного со-
144
a
К средней точке
TLA и TLV
б
+10 В
-10В -10В +10В
в
TLA и TLV
Рис, 8.32. Схемы нулъ-органа (а), органа выдержки времени (б) и фазового
органа (в)
стояния в другое происходит скачком при очень небольшом отклоне-
нии от порога срабатывания, значение которого определяется потен-
циалом средней точки. Если потенциал базы транзистора VT1 превы-
сит потенциал порога срабатывания, то этот транзистор будет открыт.
Такое состояние соответствует ждущему режиму. При срабатывании
нуль-органа потенциал его входа понижается, а транзистор VT1 закры-
вается.
145
В органе выдержки времени (см. рис. 8.32, б), входящем в модуль НВ
(нуль-орган + орган выдержки времени), используется заряд конденса-
тора С. В ждущем режиме транзистор VT1 открыт и шунтирует конден-
сатор С через диод, в качестве которого используется переход база—кол-
лектор транзистора VT2. Конденсатор С разряжен. При подаче на клем-
му Вход отрицательного потенциала транзистор VT1 и переход
база—коллектор транзистора VT2 (с большим обратным сопротивлени-
ем) закрываются и начинается заряд конденсатора через резистор R1
(сопротивление 1—2 МОм). Когда потенциал левой обкладки конден-
сатора С (потенциал базы транзистора VT3) станет выше потенциала
эмиттера транзистора VT3 (+5 В), последний откроется, вызывая от-
крытие транзисторов VT4, VT5 и VT6. При этом на клемме Выход по-
тенциал изменяется от положительного до нулевого значения.
Фазовые органы (см. рис. 8.32, в) входят в модули ИФМ-1 и ИФМ-2.
Они реализуют принцип, показанный на рйс. 3.46. Модуль ИФМ-1 ис-
пользуется в дистанционной защите первой ступени. Он разрешает дей-
ствие этой ступени, если ток отстает от напряжения на величину фазо-
вого угла в пределах от 0 до 110° эл. Фазовый орган модуля ИФМ-2 ис-
пользуется в дистанционной защите второй ступени и разрешает ее
действие, если ток отстает от напряжения на 50—110° эл. Каждый мо-
дуль содержит каналы формирования импульсов тока (транзисторы
VT1— VT5) и напряжения (транзисторы VT6—VT11), а также преобра-
зователь импульсов в потенциальный сигнал, выполненный в виде триг-
гера на элементах И—НЕ (DD1, DD2, DD3).
Нуль-орган на транзисторах VT1, VT3 и VT4 формирует прямоуголь-
ные импульсы напряжения, длительность которых совпадает с длительно-
стью половины периода синусоиды тока 7ф. На выходе каскада транзис-
торной задержки (транзистор VT5) формируется узкий импульс длитель-
ностью 2—3°, совпадающий с моментом перехода синусоиды тока через
нулевое значение. Нуль-орган на транзисторах VT6, VT7, VT9 формирует
прямоугольные импульсы, длительность которых совпадает с длительнос-
тью половины периода синусоиды напряжения 6ф. Два транзисторных
каскада задержки в модуле ИФМ-2 (транзисторы VT10 и VT11) формиру-
ют прямоугольный импульс, сдвинутый в сторону отставания относитель-
но начала полуволны синусоиды напряжения на 50° с погрешностью от
—1 до +3° эл. Его длительность соответствует 40° эл. с погрешностью
от —5 до +20° эл. Таким образом, зона существования этого импульса на-
ходится в диапазоне 50—110° эл. с соответствующими погрешностями.
146
В модуле ИФМ-1 длительность прямоугольного импульса напряже-
ния составляет 90° (от — 1 до +20° эл.), причем начало этого импульса
должно совпадать с началом полуволны синусоиды напряжения. Для
этого конденсатор, подключенный к коллектору транзистора VT10 (см.
рис. 8.26, в), отсоединяют от этого транзистора и вместо него между кол-
лектором транзистора VT9 и базой транзистора VT11 включают другой
конденсатор большей емкости.
Если узкий импульс тока, сформированный на коллекторе транзис-
тора VT5, совпадает с прямоугольным импульсом напряжения, сфор-
мированным на коллекторе транзистора VT11, то открывается элемент
И—НЕ (DD4), что заставляет триггер (элементы И—-НЕ DD1, DD2,
DD3) переключиться в положение, которое разрешает работу защиты.
Блок БОА отстройки от апериодической составляющей в токе фидера,
функциональная схема которой приведена на рис. 8.33, подключается ко вто-
ричной обмотке промежуточного трансформатора TLA (см. рис. 8.31). Она
содержит однополупериодные выпрямители VD1 и VD2 со сглаживающи-
ми конденсаторами С1 и С2, дифференциальные нулъ-органы ЕА1 и ЕА2
(см. рис. 8.33), логическую схему ИЛИ на транзисторах VT1 и VT2, раздели-
тельный конденсатор СЗ и выходные цепи с резисторами R3, R4, R5.
Вход нуль-органа ЕА1 (см. рис. 8.33) подключен через резистор R1 к
положительному полюсу источника опорного напряжения, а вход нуль-
органа ЕА2 подключен через резистор R2 к отрицательному полюсу этого
источника. При отсутствии входных напряжений или при их равенстве (т.е.
отсутствии апериодической составляющей в токе фидера) транзисторы VT1
и VT2 закрыты. При этом транзистор VT3 также заперт, а конденсатор СЗ
заряжен так, что его левая обкладка имеет потенциал 0, а правая — потен-
Рис. 8.33. Блок отстройки от апериодических бросков тока
147
циал +5 В. Если в токе фидера имеется апериодическая составляющая, то
напряжение на одном из сглаживающих конденсаторов (С1 или С2) будет
больше, чем на другом. В этом случае срабатывает один из нуль-органов
(ЕА1 или ЕА2) и открывается один из транзисторов VT1 или VT2, что вы-
зывает открытие транзистора VT3. Конденсатор СЗ начинает перезаряжать-
ся через резисторы R3, R4, R5, которые подключены ко входам нуль-орга-
нов (рис. 8.31) блоков ТО, Д31 и Д32 защиты. Первые транзисторы нуль-
органов этих блоков открываются, уставки этих блоков автоматически
загрубляются и защита при апериодических бросках тока намагничивания
не срабатывает. Однако при близких КЗ, т.е. при больших значениях тока
фидера, когда его величина в несколько раз превышает уставку защит, пос-
ледние срабатывают вне зависимости от действия блока БОА.
В состав устройства защиты входят блоки основного и резервного
питания. Основной блок питания включает понижающий трансформа-
тор, первичные обмотки которого подключаются к цепи оперативного
переменного напряжения 220 В. Между первичной и вторичной обмот-
ками трансформатора имеется заземленный экран для снижения помех
в цепях питания защиты. В цепь вторичной обмотки включены выпря-
митель и транзисторный стабилизатор напряжения. При снижении или
полном отсутствии переменного напряжения 220 В оперативного пита-
ния блок питания автоматически переключается на резервное питание
от оперативной цепи постоянного тока 110—220 В (от аккумуляторной
батареи) или от другой цепи переменного тока 220 В. Блок резервного
питания содержит выпрямитель, сглаживающий фильтр и трансформа-
торный преобразователь постоянного тока в переменный, ко вторич-
ной обмотке которого подключен выпрямитель. Этот же выпрямитель
подключается к стабилизатору напряжения основного блока питания.
Усовершенствованная аппаратура защиты в несколько упрощенном
варианте легла в основу серийной защиты УЭЗФМ (двухступенчатой) и
ее откорректированного варианта УЭЗФМК (трехступенчатая). Собствен-
ное потребление в цепях трансформатора тока 0,25 В-A (при токе 5 А), в
цепях трансформатора напряжения 0,12 В’А (при напряжении 100 В), в
цепи оперативного питания не более 22 В-А. Диапазон уставок защит по току
дистанционных защит составляет 1,6—20 А, токовой отсечки —1,8—25 А,
блокировки по току —1,3—25 А. Диапазон уставок дистанционных за-
щит по сопротивлению составляет 5—63 Ом.
Защита БПЗ. Быстродействующая помехоустойчивая защита БПЗ вы-
пускалась Московским электромеханическим заводом МПС РФ. Она пред-
148
назначена для использования в качестве токовой отсечки на фидерах стан-
ционных и деповских путей, а также на линиях ДПР. Из-за малой удаленно-
сти депо и станций от тяговой подстанции токи короткого замыкания на
питающих их фидерах достаточно велики и опасны для трансформаторов,
их необходимо отключать как можно быстрее. Защита БПЗ является наибо-
лее быстродействующей из известных. Вместе с тем, на деповских и станци-
онных фидерах в нормальном режиме имеют место значительные броски
токов намагничивания при включении трансформаторов электроподвиж-
ного состава. Эти броски не должны вызывать ложного действия защиты.
Измерительным органом защиты является двухобмоточнос герконовое
реле КА (рис. 8.34). Его обмотки подключаются во вторичную цепь транс-
форматора тока. Используя различные схемы включения обмоток, можно
ступенчато изменять пределы уставок в диапазоне от 5 до 20 А. Обмотки реле
размещаются в полом цилиндрическом ферромагнитном корпусе. Внутри
обмоток укрепляется геркон. На
корпус надевается экран, внут-
ренние выступы которого час-
тично шунтируют магнитный
поток, пересекающий геркон.
Вдвигая или выдвигая экран,
можно плавно изменять уставку.
При срабатывании герконо-
вого реле КА его контакты в
цепи управления тиристором
VS 1 (рис. 8.35, а) замыкаются,
тиристор открывается и ток от
клеммы +110 В подается в ка-
тушку отключения привода YAT
высоковольтного выключателя через последовательное герконовое реле
KL и замкнутый вспомогательный контакт SQ выключателя. Контакт гер-
конового реле КА замыкается при синусоидальном токе каждые 10 мс на
время L , величина которого определяется по формуле, мс:
i лЗ I
t >------arccos — < 10, (8.93)
3 180/ V2/ka
где ly — ток уставки реле КА, А;
действующее значение тока, протекающего по обмотке реле КА, А;
/— частота тока.
/
Рис. 8.34. Измерительный орган защиты БПЗ:
1 — геркон; 2 — выводы; 3 — корпус;
4 — обмотка; 5 — экран
149
a
Рис. 8.35. Схема защиты БПЗ
Так, например, при коэффициенте чувствительности 1,5 время зам-
кнутого состояния контактов КА составляет /3 > 6,9 мс.
Если в течение каждых 10 мс после открытия тиристора VS1 его ис-
кусственно не запирать, то ток в катушке YAT будет протекать непре-
рывно, что приведет к отключению выключателя.
Если же тиристор VS1 открылся от помехи при разомкнутом контак-
те КА, то сработавшее промежуточное герконовое реле KL своими кон-
тактами замыкает цепь заряда конденсатора С через резисторы R4, R5.
Постоянная времени цепи заряда конденсатора выбрана так, чтобы че-
рез 11 —12 мс напряжение на конденсаторе оказалось достаточным для
пробоя стабилитрона VD3. При этом через управляющий вход тирис-
тора VS2 пройдет ток и тиристор откроется. Конденсатор С мгновенно
разряжается через открытые тиристоры VS1 и VS2, причем ток разряда
направлен встречно току нагрузки, поэтому тиристор VS1 запирается и
схема приходит в исходное состояние. Поскольку время трогания приво-
да выключателя превышает 20 мс, то открытие тиристора на 10—12 мс к
ложному отключению не приводит. Таким образом, если тиристор VS1
открылся от помехи, то через время 10—12 мс он снова запирается и
выключатель ложно отключиться не успеет. Если же через управляю-
щий электрод тиристора проходит ток (при замкнутых контактах КА),
то разряд конденсатора С не может его запереть, ток в катушке отклю-
чения YAT не прерывается и выключатель отключается.
150
После отключения выключателя и размыкания контактов реле КА
тиристор VS1 запирается разрядом конденсатора С, Таким образом, в
отличие от других тиристорных выходных органов выходной орган этой
защиты является самозапираемым.
Защита отстроена от токов включения электровозов. Однополярные
импульсы тока намагничивания их трансформаторов следуют с интер-
валами 20 мс, и через каждые 20 мс контакты герконового реле КА на
некоторое время будут замыкаться (при синусоидальном токе коротко-
го замыкания они замыкаются через каждые 10 мс). При этом тиристор
VS1 будет открываться, но через время 10“ 12 мс происходит его запира-
ние при разряде конденсатора С. Ток в катушке YAT падает за время нс
более чем 5—6 мс, поэтому вследствие инерции сердечник привода тро-
гаться не будет и выключатель не отключится.
Потребление мощности в цепи трансформатора тока при токе 5 А не
превышает 0,2 В*А, время срабатывания около 2 мс.
Герконовые реле KL можно заменить транзистором (рис. 8.35, б). Для
этого клеммы х1 и х2 замыкаются накоротко, а к точке х1 присоединя-
ется цепь базы транзистора VT
Защита БПЗ-к отличается от БПЗ наличием третьей обмотки в герко-
новом реле КА, блока БКИ контроля исправности защиты и блока БСС
световой сигнализации (рис. 8.36). В состав защиты входят: пороговый
(измерительный) элемент ПЭ, блок управления цепью катушки отклю-
чения БКО, формирователь запирающих импульсов ФЗИ, блок сигна-
лизации БСС и блок контроля исправности защиты БКИ. Блоки ПЭ,
БКО, ФЗИ выполняют ту же роль, что и защита БПЗ. Третья обмотка в
блоке ПЭ, содержащем герконовое реле, служит для контроля исправно-
сти. В блоке БКО используется не однообмоточное, а двухобмоточное
1 фомежуточное герконовое реле KL1. Во время наладки защиты (без при-
вода выключателя) к выводам 12 и 9 присоединяют нагрузочный резис-
тор, имитирующий катушку отключения привода. Блок ФЗИ выполнен
гак же, как и в защите БПЗ. Он вырабатывает импульс, запирающий ти-
ристор VS1 через 11—12 мс после его самопроизвольного отпирания.
Блок сигнализации срабатывания БСС содержит герконовое реле
KL2, время срабатывания которого замедляется цепочкой R6, С2 до 20
мс для того, чтобы блок не срабатывал от помех. При длительном от-
крытии тиристора VS 1 срабатывает промежуточное герконовое реле KL1.
Его контакты KL1.1 включают через диод VD7 катушку промежуточно-
го герконового реле KL2, которое своими контактами KL2.1 становит-
151
La
to
YAT
Рис. 8.36. Схема защиты БПЗ-к
ся на самоподхват. Загорается светодиод HL1, сигнализируя о срабаты-
вании защиты. Сброс сигнализации после отключения выключателя
производится кнопкой SB1, которая шунтирует катушку KL2.
Блок контроля исправности БКИ содержит промежуточное быстродей-
ствующее герконовое реле KL3 с импульсным управлением через конден-
сатор СЗ. Для контроля надо нажать кнопку SB2, при этом реле KL3 вклю-
чится и станет на самоподхват своими контактами KL3.1. Одновременно с
загоранием светодиода HL2 контакты KL3.3 подключают к источнику опе-
ративного питания третью обмотку реле КА порогового элемента ПЭ. Та-
ким образом имитируется срабатывание измерительного органа защиты.
Если тиристор VS 1 и цепь катушки отключения исправны, то тиристор от-
пирается, а реле KL1 замыкает свои контакты. При этом контактами KL1.1
шунтируется катушка реле KL3, оно отключается, светодиод HL2 гаснет,
контакты реле КА размыкаются. Блок ФЗИ через время от 10 до 12 мс вы-
рабатывает запирающий импульс, тиристор VS1 запирается и все устрой-
ство возвращается в первоначальное (ждущее) состояние. Если же реле КА,
цепь управления тиристора VS1, сам этот тиристор или цепь катушки от-
ключения YAT неисправны, то светодиод HL2 не погаснет.
Контроль исправности, а также повреждения в блоках БСС и БКИ не
препятствуют срабатыванию защиты в любой момент поступления требо-
вания на срабатывание и не замедляют ее действие при КЗ на защищае-
мом фидере. Надежность функционирования у этой защиты выше, а пе-
риодичность осмотров и текущих ремонтов для нее может быть существен-
но увеличена. Реле KL1 здесь также может быть заменено транзистором.
Защита на основе блоков ЯРЭ-2201. На основе разработок Всероссий-
ского научно-исследовательского института релестроения и института
«Энергосетьпроект» Чебоксарский электроаппаратный завод (ЧЭАЗ) ос-
воил выпуск комплектных устройств (шкафов) защит линий электропе-
редачи, выполненных на интегральных микросхемах [19, 21, 22, 81, 82].
Шкаф представляет собой типовую металлоконструкцию, изготовленную
из угловой и профильной стали. В шкаф вставляются кассеты с розетка-
ми и колодками (разъемами), служащими для обеспечения электричес-
кой связи между кассетами. В кассетах размещаются типовые модули.
Каждый модуль представляет собой одну или несколько функциональ-
ных электрических схем (реле тока, реле сопротивления, блок сигналь-
ных реле, блок реле времени и т.д.) с разъемной колодкой, посредством
которой осуществляется электрическая связь модулей между собой и с
внешними цепями. На основе таких модулей разработано комплектное
153
устройство управления защиты и автоматики типа ЯРЭ-2201 для высо-
ковольтных электрических сетей и трансформаторов.
НПП «Техника» МПС (г. Ростов-на-Дону) совместно с ЧАЭЗ разра-
ботали комплектное устройство ЯРЖ-2201 управления, защиты и авто-
матики фидеров контактной сети переменного тока на базе модулей ЯРЭ-
2201. Упрощенная структурная схема защиты, входящей в это устройство,
содержит три ступени дистанционной защиты (Д31, Д32, ДЗЗ), резерв-
ную максимальную токовую защиту МТЗ, осуществляющую одновремен-
но блокировку ступени Д31 по току, и токовую отсечку ТО (рис. 8.37).
Схема содержит промежуточные трансформаторы TLA1—TLA4 и TLV1—
TLV3, включаемые соответственно во вторичные цепи трансформаторов
тока и напряжения фидера; блоки БРТ1—БРТ4 и БРН1— БРНЗ регули-
рования уставок по току и напряжению; выпрямитель UZ; реле тока КА1,
КА2, КАЗ, выполненные по схеме, приведенной на рис. 3.19; реле време-
ни КТ1, КТ2, КТЗ, выполненные по схеме, приведенной на рис. 3.27.
Блок реле сопротивления Д31 содержит сумматоры SMI, SM2, SM3,
SM4 и формирователь импульсов несовпадения с реагирующим органом
ФИН+РО. Схема формирователя с реагирующим органом приведена на
рис. 3.45. Блок указательных реле БУР фиксирует факт срабатывания (или
несрабатывания) ступеней защиты. Блок БАПВ приходит в действие от
контактов реле фиксации команд ФК и реле повторителя положения вык-
лючателя ППВ. Выходные блоки ВО1 и ВО2 выполнены в виде реле.
Угловая характеристика реле сопротивления во всех ступенях за-
щиты (Д31, Д32, ДЗЗ) имеет форму, показанную на рис. 8.38, размеры
которой могут регулироваться. Имеется возможность перемещать пра-
вую ограничивающую линию Z^Z^ параллельно самой себе (показа-
но пунктиром), а также перемещать вершину 2^3 в точку Z'O3. При этом
линия Z'03Z04 будет проходить через начало координат (показано пун-
ктиром), т.е. реле сопротивления получит свойства направленности.
Для получения такой характеристики в виде четырехугольника на
вход ФИН каждой ступени, например Д31, надо подать четыре специ-
альных сигнала Uy U2, Uy сформированные из тока /р и напряже-
ния САр, подведенных к реле:
—1 = ^ц^р *"*'12— р = К-ц—р(~-^01) >
U2=^Up+!£22Lp=>cnLp(Z-ZQ2),
Uy = UP + —32 Lp = 1 Lp(Z - Z оз), (8.94)
—4 — 1 —p —42 —p — Ki 1 —p (— ~ —04 ) •
154
От реле ППВ
| В цепь УРОВ
го
Рл,
TLA4 UZ
БРТ4 -H- KAI
SB1
Реле тока
УРОВ
KA2
TO
БУР
ЗАЛАДД
|МТз!
"** DD1
KT1
о
г
ро
TLA1
зй
SB2
TLV1
TLA2
TLA
БРТ1
БРН1
БРТ2
БРН2
БРТЗ
rSMl -i
Д311
SM2iLKmh
SM3-IT PO
Д32 |
DD2
KT2
I
I
ДЗЗ |
KT3
TLV3
От УРОВ ЦН
DD3
На откл. _
<----------рчф
На вкл.
I
BO1*
B02U
От реле ФК
БАПВ _____
От реле 1Т1ТВ
Рис. 8.37. Упрошенная структурная схема зашиты на основе блоков ЯРЭ-2201
В этих формулах:
—Р
I ’
-Р
±i-01
«12 7 _ ^22
—02 “ ~~
1
у _ —32
£103 -
К,.
(8.95)
где Кц — коэффициент регулирования блока БРН1;
*Т2—^42 “ комплексные коэффициенты регулирования блока БРТ1.
К
7 _ -42
—04 ~
К-1 !
155
Рис. 8.38. Угловая характеристика
реле сопротивления
Чтобы получить нужную форму и
размеры угловой характеристики сле-
дует должным образом выбрать вели-
чины коэффициентов ^]2"“к42 и схе"
му подсоединения сумматоров SM1,
SM2, SM3, SM4 (см. рис. 8.37) к про-
межуточным трансформаторам TLV и
TLA [18]. На рис. 8.39, а приведены
схемы промежуточных трансформа-
торов, а на рис. 8.39, б показан сум-
матор, выполненный на базе опера-
ционного усилителя, выходное на-
пряжение которого равно:
U = -(Л +Л + IJR = -LR-I,R~IJl.
вых v 1 2 3' I 2 3
(8.96)
Вторичное напряжение промежуточного трансформатора TLV может
регулироваться отпайками на вторичной обмотке и с помощью потен-
циометров. Такое регулирование осуществляют блоки БРН (см. рис.
8.37). Возможные схемы их технической реализации приведены в [18,
22, 81, 82]. На рис. 8.39, а блок БРН условно показан в виде потенцио-
метра Rh£ и резистора Rh2. Совокупность трансформатора TLV и блока
регулирования напряжения БРН принято называть датчиком напряже-
ния ДН. Коэффициент передачи датчика напряжения:
к =-ЛЬ
“ к U
н р
(8.97)
w п
н2
К W ,
н н1
где САн1 — напряжение между точкой 1 и общей точкой (корпусом) датчика на-
пряжения;
кн — коэффициент уменьшения напряжения в блоке БРН;
и>н1, wh2 — число витков соответственно первичной и вторичной обмоток
трансформатора TLV.
Датчик тока ДТ состоит из промежуточного трансформатора TLA и
сопротивлений, включенных в его вторичной цепи (см. рис. 8.39, а).
Напряжения на этих сопротивлениях являются входными сигналами для
сумматора, а сами сопротивления образуют блок БРТ. Возможные схе-
мы датчиков тока приведены в [18, 22, 81, 82]. На рис. 8.39, а блок БРТ
условно показан в простейшем виде, состоящем из резисторов и R^.
Напряжения на выходах 1 и 2 относительно общей точки (корпуса), яв-
156
a б
Рис. 8.39. Упрощенные схемы датчиков напряжения и тока (а), сумматора (6)
и расположение особых точек угловой характеристики на комплексной
плоскости (в)
ляющейся точкой нулевого потенциала, имеют разную полярность, по-
этому датчик тока, изображенный на рис. 8.39, а, имеет два коэффици-
ента передачи Кд и к^:
где t/д, (JT2 — напряжения точек соответственно 1 и 2 относительно общей точки;
wT1, wt1 — число витков соответственно первичной и вторичной обмоток
промежуточного трансформатора TLA.
(8.98)
Для формирования особой точки ZOj = А01 + jX^ в I квадранте ком-
плексной плоскости сопротивлений (см. рис. 8.39, в), являющейся од-
ной из вершин угловой характеристики в виде многоугольника (см. рис.
8.38), соединим вход 1 сумматора (см. рис. 8.39, б) с выводом 1 датчика
напряжения ДН, а входы 2 и 3 сумматора подсоединим к одному и тому
же выводу (1 или 2) датчика тока ДТ.
157
В этом случае:
(8.99)
где — коэффициент передачи датчика тока ДТ к тому выводу, к которому
подключены входы 2 и 3 сумматора; Х^ = 1/щС.
Напряжение ивых на выходе сумматора SM1 (см. рис. 8.37), которое
формирует точку Z01 угловой характеристики, обозначим
UAU = U'). Тогда на основании выражений (8.96) и (8.99) имеем:
I ВЫХ 1
r \Uп к. R, к. R,
= j _ —Р । < 1 । । L
м~р R, /_ к <-JXr) к R.
Обозначим:
к. 7^ к.
к (-jX„) к
и v J С' и
(8.100)
Тогда, имея в виду, что UJLV - Z, получим:
(8.101)
1
Сравнивая это выражение с первым равенством системы (8.94), на-
ходим:
R
к.. = —к —
11 и Л
(8.102)
Поставим условие \ = Lq\ • Поскольку для I квадранта комплекс-
ной плоскости сопротивлений Z01 = + /Аг01 , то на основании вы-
ражения (8.100) имеем:
к. R. к.
-L.-L-J-L
к R- к
и 2 и
(8.103)
Условие (8.103) может быть выполнено, если значения Ki будут от-
рицательными. Следовательно, входы 2 и 3 сумматора необходимо под-
ключать к выводу 2 датчика тока ДТ В этом случае с учетом выражений
(8.97) и (8.98) имеем:
158
к.
• _____l_
01 v
л
и
R. и’ Л’ 1 R Л
___ т! н! . т2 н 1
7L w -W * R~
2 т2 н2 2
(8.104)
Аналогично осуществляется определение составляющих R и X для
других особых точек угловой характеристики. Так, например, для осо-
бой точки ^02 = "^02 + -^02 вмест0 (8.103) имеем:
к.
i
(8.105)
Для выполнения этого условия необходимо присоединить вход 3 сум-
матора к выходу 2 датчика тока ДТ, а вход 2 присоединить к выходу 1.
Особая точка в III квадранте комплексной плоскости сопротивле-
ний равна Z03 = + /VQ3 и для нее вместо (8.103) имеем:
к. R. к.
—1-. —2-- /-X. •
к R~ к
и 2 и
(8.106)
Это условие выполняется, если входы 2 и 3 сумматора присоединить
к выходу 1 датчика тока ДТ.
Для особой точки в IV квадранте имеем Z04 = Т?04 + /Х04 и вместо
(8.103) получим:
к. А. к.
к R~ к
и 2 и
(8.107)
Это условие может быть выполнено, если вход 1 сумматора подклю-
чить к выходу 1 датчика тока ДТ, а вход 3 сумматора подключить к вы-
ходу 2 датчика тока ДТ
У схемы сумматора, приведенной на рис. 8.39, б, имеется тот недо-
статок, что высшие гармоники, содержащиеся в токе 7р, усиливаются
по входу 2 сумматора, что приводит к неконтролируемому искажению
формы угловых характеристик. Для тяговой сети переменного тока, со-
держание высших гармоник в которой весьма существенно, этот недо-
статок необходимо смягчать. Одним из способов такого смягчения яв-
ляется использование вместо резистора обратной связи R частотно-за-
159
висимой цепочки, которая подавляет высшие гармоники в выходном
сигнале С/вых . Другим способом является включение во входе 2 сумма-
тора последовательно с конденсатором С резистора Rc.
В этом случае для формирования особой точки Z 01 в I квадранте ком-
плексной плоскости сопротивлений вход 1 сумматора подключается к вы-
ходу 1 ДН, а вход 2 сумматора — к выходу 2 ДТ. Вход 3 сумматора не ис-
пользуется. Сопротивление Z01 вместо формулы (8.100) будет иметь вид:
(8.108)
где Z2 = А2 + (Хс )2 .
Имея в виду, что Zn, = Rn. + jXn., а к.. = -w ,R . / w «,
01 01 'Or i2 т1 t2 ' t2
из (8.108):
w . R -,R'R„ w . R ^R.X„
t2 1 C । ; t! t2 1 C _ » _i_ ; v
W -ZC Z1 W nZC Z2 Ul Ul
т2 и c t2 u
получаем
(8.109)
Для получения особой точки Z02 во II квадранте надо подключить
вход 1 сумматора к выходу 1 ДН, вход 2 сумматора с последовательно
соединенными конденсатором С и резистором Rc — к выходу 2 датчика
тока ДТ, а вход 3 сумматора к выходу 1 ДТ. В этом случае имеем:
w . R R w . R ~R.R w .
т1 ф т! 1 _|_ т! ф т2. 1 с । j т!
*3 Wr2Ku Z} wt2«
-Л.Хг
TZ 1 С _ _П д_ /У
с (8.110)
Формирование особой точки Z 03 в III квадранте комплексной плос-
кости сопротивлений требует подключения входа 1 сумматора к выходу
1 ДН, а входа 2 сумматора — к выходу 1 ДТ Вход 3 сумматора не исполь-
зуется. По аналогии с формированием особой точки Z01 имеем:
vv R .RyR w . R .R.X^
. т!т! 1 С _ j т!т! 1 С =
WT2Ku Z2 yvr2Ku z2
(8.111)
160
Для формирования особой точки Z04 в IV квадранте комплексной
плоскости сопротивлений надо вход 1 сумматора присоединить к вы-
ходу 1 датчика напряжения ДН, вход 2 сумматора соединить с выходом
1 датчика тока ДТ, а вход 3 сумматора подключить к выходу 2 датчика
тока ДТ В этом случае:
т1 т2 1 _ т1 т! 1 с _ j т!
w 7?» w Z1 w
т2 и 3 т2 и с т2
= Л04"Я04.(8.112)
Блоки регулирования размеров угловой характеристики приведенной
на рис. 8.38, обеспечивают минимальную уставку по оси jXk I квадран-
те комплексной плоскости сопротивлений 4,5 ± 0,5 Ом, а по оси R
0,7 ± 0,03 Ом. В III квадранте комплексной плоскости сопротивлений
минимальная уставка по оси jXи по оси R одинакова и равна 0,25±05 Ом.
Кратность увеличения уставки путем плавно-ступенчатого регулирова-
ния достигает 40.
Реле тока имеют минимальную уставку 1,5 А и максимальную 60 А.
Имеется возможность изменения этого диапазона от 3 до 120 А или от
0,75 до 30 А.
Защита снабжена кнопками тестового контроля SB (см. рис. 8.37)
Контроль осуществляется при разрыве цепи отключения выключателя.
Защита АЗ, разработанная ВНИИЖТом, выполнена в типовом мо-
дульном блоке и может быть установлена на фидерах контактной сети
как на подстанции, так и на посту секционирования, Она содержит мо-
дули ДЗ многоступенчатой дистанционной зашиты, модуль ОН, отстра-
ивающий защиту от апериодических бросков тока намагничивания при
отсутствии одной из полуволн тока фидера, модуль КИ, обеспечиваю-
щий выполнение проверки работоспособности защиты. Модули ЭО и
ЭОр (резервный) являются тиристорными выходными органами. В за-
щите имеется два блока питания СТ и ПР. Модуль СТ подключен к цепи
оперативного напряжения 220 В переменного тока и обеспечивает ста-
билизированное питание напряжением постоянного тока всех остальных
модулей (кроме второго модуля дистанционной защиты и модуля ЭОр).
Модуль ПР подключен к цепям трансформатора напряжения и обеспе-
чивает питание стабилизированным напряжением постоянного тока
второго модуля дистанционной защиты и ЭОр. В модуле ПР установле-
ны накопительные конденсаторы, необходимые для отключения высо-
ковольтного выключателя при близких коротких замыканиях, когда на-
пряжение на шинах в месте установки защиты существенно снижается.
161
В защите могут использоваться модули дистанционной защиты Д31,
Д31н, Д32, ДЗЗ, ДЗЗг. Модуль Д31 содержит два органа, выполняющих
роль реле тока, и орган реле полного сопротивления. Один из органов
тока используется для токовой защиты, второй — для блокировки реле
сопротивления при малых значениях тока (КЗ «за спиной» на смежном
фидере). Модуль Д31н содержит орган, выполняющий роль реле тока и
используемый для токовой защиты, орган реле полного сопротивления
и двухполупериодный фазоограничивающий орган. Органы реле сопро-
тивления и фазоограничивающий, включенные по схеме И, реализуют
составную характеристику направленной дистанционной защиты, по-
казанную на рис. 8.16, б. С помощью модулей Д31 и Д31н реализуется
токовая отсечка и первая ступень дистанционной защиты.
Модуль Д32 содержит орган, выполняющий роль реле тока, а также
органы, формирующие дистанционную защиту второй ступени: реле
полного сопротивления и однополупериодный фазоограничивающий
орган, включенные по схеме И, орган выдержки времени. Этот модуль
реализует угловую характеристику, показанную на рис. 8.16, в. В модуле
ДЗЗг расположено устройство торможения (загрубления уставок) защит,
входящих в комплект, в зависимости от содержания в кривой тока фи-
дера высших гармоник.
С помощью модулей ДЗ реализуется трехступенчатая дистанционная
защита, дополненная токовой отсечкой. Предусмотрена возможность за-
мены в модульном блоке одного модуля на другой или установка трех до-
полнительных блоков. Это позволяет реализовать различные характерис-
тики защиты. Регулировка уставок токовых и дистанционных защит осу-
ществляется на лицевой панели соответствующего модуля. Предусмотрена
возможность регулировки фазовых углов фазоограничивающих органов.
В течение последних лет в защиту АЗ вносилось много усовершенствова-
ний и се последние модификации могут отличаться от описанной.
Защита МЗКС, разработанная ПКБ Департамента электрификации
и электроснабжения МПС РФ и заводом МЭЗ, является одной из раз-
новидностей защиты АЗ. В модульном блоке размещается четыре оди-
наковых модуля RI, модуль ОТКЛ, модуль контроля работоспособно-
сти КИ и модули основного ПО и резервного ПР питания. В модуль-
ном блоке размещены также промежуточные трансформаторы тока TLA
и напряжения TLV и панель конденсаторов.
Модуль RI (рис. 8.40) содержит блок РТ, выполняющий роль реле
тока, блок реле полного сопротивления PC, фазоограничивающий
162
Загрубление уставки
Рис. 8.40. Упрощенная функциональная схема модуля RI
орган ФО, блок выдержки времени РВ. На лицевую панель модуля
выведены органы регулирования сопротивлений R1 и R2 для изме-
нения уставок реле сопротивления и реле тока, а также светодиоды
сигнализации о срабатывании каждого из блоков. В модуле имеются
перемычки JP1 и JP2, с помощью которых для каждого из модулей мож-
но устанавливать его функциональное назначение: реализацию токо-
вой отсечки или ненаправленной дистанционной защиты без выдер-
жки времени с блокировкой по току, или направленной токовой за-
щиты с выдержкой времени или без нее. Предусмотрена возможность
регулировки фазовых углов фазоограничивающего органа и выдерж-
ки времени.
Так, например, для реализации ненаправленной дистанционной за-
щиты с блокировкой по току без выдержки времени необходимо замк-
нуть перемычку JP2 и клеммы 1—2 перемычки JP1. Выходной сигнал сра-
батывания, имеющий потенциал общей точки, снимается с клемм А29
(С29). Для реализации направленной дистанционной защиты с выдерж-
163
кой времени размыкают перемычку JP2 и замыкают клеммы 1—3 пере-
мычки JP1. Кроме того, необходимо перемкнуть клеммы А29 (С29) и АЗ 1
(С31). Выходной сигнал срабатывания снимается с клемм А28 (С28).
Модуль ОТКЛ (рис. 8.41) содержит выходной орган с тиристором
VS и схему его управления, содержащую герконовые реле Ki и К2. При
срабатывании любой защиты какого-либо модуля RI на выходе появ-
ляется потенциал общей точки. Поскольку к этим выходам подсоеди-
нены входы модуля ОТКЛ, то срабатывает реле К1. Его контакты К 1.1 и
К1.2 подключают плюс источника оперативного напряжения + 17оп к
управляющему электроду тиристора VS. Ток этого электрода открывает
тиристор, что приводит к отключению высоковольтного выключателя.
Размыкание вспомогательного контакта SQ выключателя приводит к
разрыву цепи соленоида отключения YAT и запиранию тиристора VS.
Конденсаторы и дроссель защищают тиристор от помех в цепи опе-
ративного напряжения.
При срабатывании реле К1 замыкается контакт К1.3, что вызывает сра-
батывание реле К2. Его контакт К2.1 ставит это реле на самоподхват и вклю-
чает светодиод сигнализации. Одновременно контакты К2.2 и К2.3 замы-
кают цепь телесигнализации о срабатывании защиты.
Для сброса сигнализации необходимо нажать кнопку S, находящу-
юся на лицевой панели модуля.
Модуль основного питания ПО (рис. 8.42, а) подключается к оператив-
ному напряжению 220 В переменного тока. Он содержит понижающий транс-
форматор TL, два выпрямителя и два стабилизатора напряжения STU. На
выходе формируются стабилизированные напряжения +12 В и —12 В отно-
сительно общей точки. Модуль резервного питания ПР (рис. 8.42, б) под-
ключается к оперативному постоянному напряжению 220 В. Преобразова-
тель напряжения в частоту преобразует постоянное напряжение в перемен-
ное прямоугольной формы. Это напряжение трансформируется
трансформатором TL, благодаря чему осуществляется гальваническая раз-
вязка цепей оперативного постоянного напряжения 220 В и цепей питания
интегральных микросхем модулей защиты. К двум вторичным обмоткам
трансформатора TL подключены соответствующие выпрямители и стаби-
лизаторы напряжения. На выходе модуля ПР формируются напряжения +12
В и —12 В относительно общей точки для питания всех модулей при неисп-
равности модуля ПО.
Структурная схема защиты МЗКС приведена на рис. 8.43. Проверка
работоспособности защиты осуществляется при отключенном фидере.
164
а
К выходам модулей RI
Рис. 8.41. Упрощенная схема модуля ОТКЛ
От 12 В
О Общий
О -12 В
Рис. 8.42. Модули основного (а) и резервного (б) питания
0+12 В
О -12 В
165
к ТА
-220 В 220 В от АПВ
Рис. 8.43. Структурная схема защиты М.ЗКС
При нажатии кнопки «Контроль», расположенной на лицевой панели
модуля КИ, специальная вторичная обмотка промежуточного трансфор-
матора TLA подключается через блок конденсаторов С к трансформа-
тору напряжения TV. При этом на выходе трансформатора TLA форми-
руется напряжение, величина и фаза которого достаточны для срабаты-
вания всех модулей RI (при наличии напряжения на вторичной обмотке
трансформатора TLV).
В модуле КИ, кроме того, размещается блок торможения (загрубле-
ния уставки) при наличии в токе фидера большой апериодической со-
ставляющей, обусловленной бросками тока намагничивания (тока
включения) трансформаторов электроподвижного состава. Сигнал тор-
можения с выхода блока КИ поступает на один из входов блока PC мо-
дулей RI (см. рис. 8.40), Модуль КИ связан с системой автоматики фи-
166
дера. Когда приходит в действие АПВ, соответствующий сигнал посту-
пает в этот модуль, где вырабатывается команда на сокращение выдер-
жки времени блоков РВ модулей RI (см. рис. 8.40), которая поступает
на клеммы А27 (С27).
8.7.2. Микропроцессорные терминалы
Блок БМРЗ-27,5-ФКС
Блок БМРЗ-27,5-ФКС предназначен для выполнения следующих
основных функций: защита от КЗ данного фидера контактной сети, за-
щита от перегрева проводов контактной сети, резервная защита смеж-
ного фидера, защита распределительного устройства, автоматика
присоединения, управление присоединением, регистрация аварий-
ных режимов, диагностика устройства, формирование данных для об-
наружения места повреждения контактной сети.
Функциональная схема блока приведена на рис. 8.44, а его схема
подключения — на рис. 8.45.
В блоке БМРЗ-27,5-ФКС предусматривается возможность управле-
ния тремя коммутационными аппаратами присоединения: высоковоль-
тным выключателем ВВ, линейным разъединителем ЛР и обходным
разъединителем ОР. В схеме подключения (см. рис. 8.45) использованы
следующие обозначения: КВ — контактор включения ВВ; КО — кон-
тактор отключения ВВ; РПВ — реле-повторитель включенного поло-
жения ВВ; ЗДЗ — защита от дуговых замыканий; КТУ — ключ телеуп-
равления; ЛЗШ — логическая защита шин; ОКЦ — оперативный конт-
роль цепей; ±У — шлейф питания схем управления (оперативное
напряжение); ША — шлейф аварийной сигнализации; ШП — шлейф
предупредительной сигнализации; ШС — шлейф питания схемы сиг-
нализации.
Предусмотрены последовательные порты RS-485, RS-232 для соеди-
нения блока с системой телеуправления.
Защита фидеров. Модификация блока для тяговой подстанции со-
держит две токовых отсечки ТО и ТО2, четыре ступени дистанционной
защиты Д31, Д32, ДЗЗ и Д34, квазитепловую защиту КТЗ от перегрева
проводов контактной сети, резервные защиты смежного фидера в виде
токовой отсечки ТО и дистанционной защиты Д32, защиту минималь-
ного напряжения ЗМН, защиту от пробоя на корпус оборудования рас-
пределительного устройства (земляная защита 33) и логическую защи-
ту шин ЛЗШ распределительного устройства 27,5 кВ.
167
1. Токовые защиты
Токовая
отсечка
КТЗ I
от перегрузки i
I 2. Отстройка оттоков | Е61* ™ иа>ш
) намагничивания
j S. Память фазы |
Фильтр
50 Гц
Г" 3. Контроль высших !
’_____________________J ^сп гармоники
1
। 4. Д31 -----—-------
I Ру HyU rfgvT-
12. ОМП
Л
72
U
от других ,
фидеров *
j Швб
I
Память КЗ
4*
Фазовый
орган
Блокировка
потоку
Направ-
лении
| 9. Ускорение
| Д32иДЗЗ
Ускорение
Д32ИДЗЗ
от фидера 2
6.Д32 ---------
|Zy |<Су1Г^2
I—в Реле полного
в сопротивления
в Фазовый
Ч Орпш
8.Д34______|Zy
-в Реле пешего
-• сопротивления
1—в Реле полного
Р^ОПРОТНВЛСНИЛ
( 141 4<рг
I—в| Фазовый
орган
Блокировка
потоку
Блокировка
по напряжепю
4<fl 4*2
Фазовый
орган
SI
Нснапрв-
ленная
S2
Рис. 8.44. Функциональная схема блока БМРЗ-27,5-ФКС
I ,4Zy П^2
+—* Реле полного
Т“* сопротивления
I j <fl 4 Ф2
1—в Фазовый
т—*1 орган
110. ЛЗШп
Ускорение
Д32нДЗЗ
к фидеру 2
168
кв
-У
О
QSG1.1
Q I
(ВВ) !
КО
ПЛ
Цепь
1 п
2 Нобинй
5 21
JL 21 общи*
БМРЗ-ФКС
кТАФ2
ТА1
4
Т
Цепь
31о
Общий 31о
FV
INIIIIII1
«3»
РП-10-30
Цепь
02 -7-220 В
22 РПОВВ
04 ->220 8
24 РПВВВ
01 Огкп.ВВ
11 ->220 В
21 Блок АПВ
12 -7-220 В
03 Они. 2 ВВ
13 ->220 В
23 ЗЗСШЗ)
14 ->220 В
05 Усюр. ДЗп
IS ->220 В
10 Готов поста
25 ЛЗШп
16 ->220 В
06 Вкл.ЛР
26 4-220 В
07 Оти.ЛР
17 ->220 В
27 ШВ
1Я ->2209
00 Вкд. ВВ
2В ->220 В
09 Вкл. ОР
19 ->220 В
29 Откл. ЛР
20 Программе 2
30 ->220 В
«7К РП- IMS
1
QS2
(ЛР)
QS3
Запасай
mi 27,3 кВ
«±»
(OP)
к КС 27,3 кВ
-/*220 В кам
° гг
*+»
Q.
J.
Цепь
_____
-100 В
Контр, цепеД
~^220В
Резерв
->2208
РПВЛР
->220 В
РПОЛР
-7-220 В
РПВОР
->220 В
РПООР
->220 В
AJ
51
А2
К
АЗ
БЗ
А4
Б4
AS
Б5
Аб
Бб
А7
Б7
МММ*
Цепь
Корпус
Бет «индус»
Б ат «плюс»
1
0
{
РП-10-30 «4»
Цепь ♦ мм
ВВопи. 1 01
и
ВВ отхл.2 12
21
ВВш .02
22
УРОВд 03
13
ВВРПО 14
23
ОКЦ 04
24
ЛЗШд OS
IS
ВВ РПВ 16
25
Вызов 06
26
Отказ БМРЗ-2 07
17
ЛРРПО и
27
ЛРРПВ 01
21
ВВ опт. Ф2 09
19
Неяспр. БМРЗ/КА 29
Амр. откл. 10
Отказ БМРЭ>1 30
20
РП-1МЗ «Ь
Ц«пь
ОРРПО AI
51
ОРРПВ Ц
Б2
Ускср. ДЗд АЗ
БЗ
ДРотхп. А4
Б4
ЛРахл. АЗ
Б5
ОР отхл. А6
Б6
ОР вал. А7
+У
«RxTx»
RS-232
Я
п пэвм
1*7*
О
«б»
] у
RS-485 I И
g
АСУ
Рис. 8.45. Схема внешних подключений БМРЗ-ФКС (базовое исполнение)
169
Токовая отсечка ТО имеет время срабатывания до 15 мс. При нали-
чии в токе фидера апериодической составляющей или значительного
содержания высших гармоник ее уставка «загрубляется». Ускоренная
токовая отсечка ТО2 имеет время срабатывания 5—10 мс. Она не отстро-
ена от апериодической составляющей и содержания высших гармоник
и предназначена для более быстрого отключения КЗ вблизи шин тяго-
вой подстанции.
Дистанционная защита Д31 может использоваться как направленная
с угловой характеристикой, приведенной на рис. 8.15, в, или ненаправ-
ленная с угловой характеристикой, показанной на рис. 8.15, а. Дистан-
ционные защиты Д32 и ДЗЗ являются направленными с характеристика-
ми в виде сектора (см. рис. 8.15, в). Собственное время срабатывания их
(без учета выдержки времени с помощью линий задержки — реле време-
ни) составляет не более 25 мс, однако при близких КЗ оно может умень-
шаться до 15 мс. В то же время, если в кривой тока фидера имеется боль-
шое содержание высших гармоник (что характерно для нормального ре-
жима), то уставки Д32 и ДЗЗ автоматически «загрубляются» на 20 %.
Для ускоренного отключения КЗ на двухпутных участках защиты Д32
и ДЗЗ смежных фидеров снабжены поперечной логической связью, ре-
агирующей на соотношение токов смежных фидеров. В момент опера-
тивного включения защит Д32 и ДЗЗ или при их включении по АПВ
также осуществляется ускорение их действия. Для этого в течение 1 с
выдержка времени этих ступеней уменьшается до 0,1 с.
Ступени Д31, Д32, ДЗЗ автоматически резервируются тремя ступе-
нями ненаправленной токовой защиты соответственно РТ31, РТ32,
РТЗЗ. Токовые защиты вводятся в работу, если на шинах происходит
глубокое снижение напряжения и оно не превышает 3 % от номиналь-
ного, т.е. в том случае, когда направленные ступени защиты не могут
функционировать из-за невозможности определения фазовых углов.
Такое снижение напряжения происходит либо при близких КЗ, либо
при повреждениях в измерительном трансформаторе напряжения или
в его выходных цепях (обрыв цепей или КЗ в них).
Ступень Д34 предназначена для выявления КЗ при больших пере-
ходных сопротивлениях. Характеристика ступени имеет примерно та-
кой вид, как показано на рис. рис. 8.15, и, причем левая граничная ли-
ния характеристики проходит вертикально через начало координат, а
правая ограничительная линия имеет вид дуги окружности с центром в
начале координат.
170
Защита от перегрева КЗТ проводов контактной сети основана на
решении уравнения теплового баланса. После достижения температу-
рой контактного провода предельного длительно допустимого значе-
ния 95 °C вводится в действие зависимая выдержка времени, которая
будет тем меньше, чем больше температура провода.
Резервные защиты ТО и Д32 для смежного фидера получают инфор-
мацию от трансформатора тока этого фидера и обеспечивают повыше-
ние надежности за счет дублирования защит смежных фидеров. Свой-
ства этих ступеней не отличаются от описанных ранее.
При КЗ в распределительном устройстве 27,5 кВ все фидеры контакт-
ной сети, подключенные к шине поврежденной фазы, должны отклю-
чаться, чтобы исключить подпитку КЗ от смежной подстанции через кон-
тактную сеть. Отключение фидеров в этом случае можно осуществлять с
помощью «земляной» защиты 33 и логической защиты шин ЛЗШ.
«Земляная» защита выполняется с помощью двух контуров заземления:
внутреннего и внешнего. Такое выполнение предполагает, что металличес-
кие корпуса аппаратов распределительного устройства изолированы от зем-
ли и соединены с внутренним контуром заземления, которое так же изо-
лировано от земли. Внутренний контур соединен с внешним контуром за-
земления в двух крайних точках. На шины, соединяющие контуры между
собой, надеты трансформаторы тока, к каждому из которых подключено
реле тока РТ-40, контакты которых включены в схему управления.
Пробой изоляции на корпус в РУ-27,5 кВ сопровождается током КЗ,
который протекает по шинам, соединяющим внутренний и внешний кон-
туры заземления, реле РТ-40 срабатывает и через схему управления подает
команду на отключение защит фидеров контактной сети и ячейки ввода.
Логическая защита тин ЛЗШ основана на сравнении направлений
токов фидеров контактной сети смежных путей и состояния измеритель-
ных органов защит. Сигнал на отключение всех фидеров контактной сети
данной фазы поступает при одновременном соблюдении двух условий:
• либо сработали защиты Д31 (или Д32) на одном или всех фидерах,
а их фазовый орган показывает, что ток фидера течет из линии к ши-
нам, либо произошел пуск токовых органов РТ32 или РТЗЗ при напря-
жении на шинах близком к нулю;
• защита всех других фидеров контактной сети этой фазы не срабо-
тала из-за того, что фидер отключен.
Для защиты на постах секционирования многопутных участков сту-
пень Д31 выполняется направленной, отсутствуют защиты КТЗ, 33 и
171
ЛЗШ. На постах секционирования однопутных участков, а также в за-
щитах пунктов параллельного соединения резервные защиты смежно-
го фидера не используются, как и защиты КТЗ, 33 и ЛЗШ. Дистанци-
онные защиты Д31, Д32, ДЗЗ на постах секционирования однопутных
участков и пунктах параллельного соединения имеют особенности. Все
они выполняются ненаправленными, причем результирующая угловая
характеристика каждой из них состоит из двух одинаковых частных ха-
рактеристик. Одна из них имеет вид, показанный на рис 8.15, в, адругая
имеет такую же форму, ио сдвинута относительно первой на 180°.
Все защиты отстраиваются от бросков тока намагничивания транс-
форматоров подвижного состава, а параметры их срабатывания учиты-
вают, что в токе фидера при нормальной работе (при отсутствии КЗ)
содержание высших гармоник достигает 30 %.
Автоматика присоединения выполняет функции: блокировки включе-
ния высоковольтного выключателя ВВ при наличии внешнего сигнала
«Блокировка ВВ» и внешнего сигнала срабатывания защиты от дуговых
замыканий (ЗД31 и ЗД32), реагирующей на световое излучение дуги в рас-
пределительном устройстве; блокировки включения линейного ЛР и об-
ходного ОР разъединителей при включенном положении ВВ или наличии
внешних сигналов «Блокировка ЛР ОР» и срабатывания защиты от дуго-
вых замыканий; автоматического двукратного повторного включения АПВ
с пуском при срабатывании токовой отсечки или дистанционной защиты
и с блокировкой (запретом срабатывания) при действии защиты по мини-
мальному напряжению ЗМН и от дуговых замыканий ЗД. На постах сек-
ционирования и пунктах параллельного соединения АПВ может произво-
диться только в случае восстановления напряжения в контактной сети.
К функциям автоматики присоединения относится также устройство
резервирования при отказах выключателя. В этом случае, если сработа-
ла любая из защит, но выключатель ВВ нс отключился, устройство УРОВ
формирует сигнал на отключение ближайших смежных выключателей,
через которые может протекать ток КЗ. Предусмотрена возможность
блокировки УРОВ отдельно по каждой из запускающих его защит и воз-
можность перевода ее действия на сигнал.
Регистрация аварийных режимов предусматривает фиксацию теку-
щего времени срабатывания любой защиты, регистрацию величин тока,
напряжения и фазового утла в момент срабатывания защиты, а также
тока и его фазового утла на смежном фидере, регистрацию величины
установившегося значения тока КЗ.
172
Диагностика присоединения предусматривает контроль цепей управ-
ления и сигнализации, измерение действующих значений тока фидера,
напряжения и фазового угла, расчет выработанного ресурса высоковоль-
тного выключателя.
В блоке предусмотрена индикация светодиодами положения конт-
ролируемых коммутационных аппаратов, а также срабатывания отдель-
ных ступеней защиты и элементов автоматики. Формируются для об-
щеподстанционной сигнализации предупредительный сигнал при сра-
батывании ступеней защит, АПВ, УРОВ, неисправности БМРЗ, сигнал
аварийного отключения выключателя, сигнал целостности цепей пита-
ния коммутационных аппаратов.
Исправность блока контролируется с помощью функций самодиаг-
ностики, начиная от вторичных обмоток согласующих трансформато-
ров и заканчивая цепями отключения выходных элементов. Синхрони-
зация часов предусмотрена по каналам телемеханики.
Устройство ЦЗА-27,5-ФКС
Основные принципы построения защиты. Устройство цифровой защи-
ты и автоматики фидера контактной сети 27,5 кВ типа ЦЗА-27,5-ФКС
(ТУ 3185-043-53304326-2003) разработано в ООО «НИИЭФА-ЭНЕРГО»
и с 2004 г. производится серийно [143].
Системный подход к построению устройств релейной защиты и ав-
томатики РЗА тяговых сетей подразумевает анализ и декомпозицию
общей проблемы — повреждений ТС и минимизации вызываемых ими
последствий. Необходимость интеграции функций в пределах присое-
динения продиктована, прежде всего, требованиями надежности его
функционирования, в частности:
• необходимостью обеспечения автономной работы каждого из присо-
единений независимо от отказов других присоединений и линий связи;
• необходимостью минимизации числа элементов вторичных цепей
присоединения, в особенности самых ненадежных из них — электри-
ческих контактов;
• необходимостью минимизации числа связей (проводников) вто-
ричных цепей для уменьшения их взаимного влияния и обеспечения
электромагнитной совместимости цепей;
• возможностью использования единого структурно-функциональ-
ного средства повышения надежности — постоянной самодиагностики
всех аппаратных и программных элементов интеллектуального терми-
нала присоединения и т.п.
173
Особенности цифровых защит. В отличие от электромеханических и
электронных устройств РЗА в микропроцессорных терминалах измери-
тельные, логические и сигнальные органы защит реализованы про-
граммно. Аппаратно выполняются только гальваническая развязка, мас-
штабирование и аналого-цифровое преобразование входных аналого-
вых сигналов. Далее выделение первой гармонической составляющей,
определение ее действующего значения, определение модуля комплекс-
ного сопротивления и фазового угла между током и напряжением осу-
ществляется специальным сигнальным процессором, расположенным
в модуле контроллера измерений и защит МКИЗ. Собственно функции
РЗА, т.е. формирование необходимых параметров, блокировок, сравне-
ние с уставкой, реализация необходимой выдержки времени и форми-
рование логического сигнала срабатывания — производятся процессо-
ром, расположенным в модуле контроллера автоматики МКА.
Средства повышения точности. Большая точность защит ЦЗА-27,5-ФКС
(по сравнению с известными электронными защитами) реализуется за счет
использования следующих преимуществ микропроцессорной техники:
• более точных методологических принципов обработки сигналов;
• высокой точности аналого-цифрового преобразования сигналов
тока и напряжения (используется 16-разрядный АЦП с приведенной
погрешностью менее 0,01 % и частотой дискретизации 2400 Гц, т.е. 48
выборок за период частоты сети);
• выполнения всех последующих цифровых преобразований без по-
тери точности.
Реальные сигналы фидеров отличаются от синусоидальных из-за
нелинейной нагрузки и переходных процессов. В электронных защи-
тах вместо действующих значений сигналов измеряются их средневып-
рямленные значения. Поэтому в электронных защитах имеет место по-
грешность от несинусоидальности сигналов.
В микропроцессорных защитах используются точные алгоритмы
вычисления действующих (среднеквадратических) значений, поэтому
погрешность от несинусоидальности сигналов отсутствует.
Средства повышения надежности. ЦЗА-27,5-ФКС реализует функ-
ции фоновой самодиагностики, обеспечивающие контроль практичес-
ки всех аппаратных и программных элементов блока, начиная от вто-
ричных обмоток согласующих трансформаторов и заканчивая цепями
отключения выходных элементов (обмотки реле). При обнаружении
неисправностей немедленно выдается предупредительный сигнал, а в
случае невозможности выполнения функций защиты — производится
174
отключение фидера путем обесточивания выходного реле «Отказ ЦЗА»
с нормально замкнутыми контактами.
Таким образом, имея примерно равное число компонентов с элект-
ронными блоками защит и обладая примерно такой же расчетной нара-
боткой на отказ, ЦЗА-27,5-ФКС обеспечивает существенно меныпую
вероятность несрабатывания защиты в случае КЗ на защищаемом фи-
дере. Но при этом, как отмечалось выше, ЦЗА-27,5-ФКС имеет суще-
ственно большие функциональные возможности и лучшие показатели
по всем основным параметрам защит.
В интеллектуальных терминалах присоединения типа ЦЗА-27, 5-ФКС
реализованы также следующие меры повышения надежности:
• используется аппаратное дублирование основных зашит (ТО и Д32)
в пределах самого устройства (с помощью модуля контроллера резерв-
ных защит, работающего от других трансформаторов тока и напряжения);
• применяется как резервирование защит на уровне отдельных при-
соединений (ЦЗА-27,5-ФКС-ФКС может осуществлять дублирование
защит ТО и Д32 другого фидера), так и резервирование с помощью за-
щит более высоких уровней (ЦЗА-27,5-ФВВ, устанавливаемые на вво-
дах 27,5 кВ, резервируют дистанционные защиты ФКС и токовые за-
щиты нетяговых фидеров);
• реализованы как аппаратные (гальваническая развязка всех вхо-
дов и выходов), так и программные средства обеспечения электромаг-
нитной совместимости (цифровая фильтрация).
Структура устройства и особенности аппаратной реализации. Конструк-
тивно устройство ЦЗА-27,5-ФКС выполнено в виде двух отдельных блоков:
блока защит и автоматики (БЗА) и блока управления (БУ), связь между ко-
торыми осуществляется с
помощью интерфейсного
кабеля. Внешний вид этих
блоков представлен на
рис. 8.46, а структурная схе-
ма устройства — на рис. 8.47.
Блок БЗА выполняет
все основные функции ус-
тройства; БУ служит для
индикации, местного уп-
равления присоединени-
ем, а также выполняет ряд
сервисных функций.
Рис. 8.46. Внешний вид устройства ЦЗА-27,5-ФКС
175
Шины 27,5 кВ
В контактную сеть
Рис. 8.47. Структурная схема ЦЗА-27,5-ФКС
' Ввод Вывод
дискретных сигналов
Рис. 8.48. Структурная схема блока защиты и автоматики БЗА
Блок защиты и автоматики. Структурная схема этого блока приве-
дена на рис. 8.48. Блок БЗА имеет переднее присоединение, что обеспе-
чивает удобство его обслуживания, и представляет собой крейт со встав-
ными модулями, которые имеют следующее назначение.
Модуль датчиков тока и напряжения МДТН состоит из промежуточ-
ных трансформаторов и прецизионных усилителей. Промежуточные
трансформаторы обеспечивают гальваническую развязку сигналов и их
176
предварительное масштабирование. Первичные обмотки промежуточных
трансформаторов обеспечивают заданную термическую и динамическую
стойкость при перегрузках. Прецизионные усилители служат для точно-
го масштабирования сигналов и согласования сопротивлений промежу-
точных трансформаторов и аналого-цифрового преобразователя.
МДТН не требует настройки и регулировки в течение всего срока
службы.
На лицевой панели МДТН установлены клеммные соединители
х1...х6 для подключения внешних цепей от измерительных трансфор-
маторов тока и х7 для подключения внешних цепей от измерительного
трансформатора напряжения.
Модуль контроллера измерения и защит МКИЗ представляет собой
модуль аналого-цифрового преобразования и обработки сигналов.
МКИЗ обрабатывает аналоговые сигналы от трансформаторов тока и
напряжения. Электрические параметры через кросс-плату передаются
в модуль контроллера автоматики, где и обрабатываются.
Кроме того, МКИЗ осуществляет осциллографирование последних 16
аварийных процессов. Считывание осциллограмм из памяти МКИЗ осу-
ществляется по интерфейсу RS-232 блока БУ со скоростью 9600 бит/с.
Модуль контроллера автоматики МКА является в устройстве ЦЗА-
27,5-ФКС центральным, имеющим в своем составе встроенные:
— память программ;
— оперативное запоминающее устройство;
— электрически перепрограммируемое постоянное запоминающее
устройство ЭППЗУ.
Контроллер автоматики получает значения электрических парамет-
ров из МКИЗ и информацию о состоянии дискретных входов из плат
ввода. На основании этой информации, а также значений программ-
ных уставок, хранящихся в ЭППЗУ, вырабатываются команды управ-
ления выходными реле в соответствии с алгоритмами защит, автомати-
ки и управления устройства ЦЗА-27,5-ФКС.
Помимо выполнения функций автоматики, этот контроллер пере-
дает информацию в блок управления БУ и принимает от него команды
управления, а также обеспечивает обмен по последовательным кана-
лам с АСУ и ПЭВМ.
В энергонезависимом ППЗУ микроконтроллера хранятся парамет-
ры настройки устройства ЦЗА-27,5-ФКС (уставки). Срок хранения при
отключенном питании не менее пяти лет.
177
Интерфейсы связи с внешними устройствами (блок БУ, контроллер
АСУ, ПЭВМ) выполнены с гальванической развязкой.
В устройство ЦЗА-27,5-ФКС может быть установлен модуль контрол-
лера резервных защит МКРЗ (производства ВНИИЖТ), реализующий
две резервные защиты: токовую отсечку и одну ступень дистанционной
защиты.
Плата ввода дискретных сигналов ПВ1 содержит 16 универсальных
ячеек ввода, преобразующих входные сигналы постоянного или пере-
менного тока напряжением 220 В (или 110 В) в логические уровни мик-
росхем. Ячейка ввода обеспечивает гальваническую развязку на напря-
жение 2 кВ.
Плата вывода дискретных сигналов ПВ2 содержит 15 электромагнит-
ных реле и транзисторный ключ с оптоэлектронной развязкой. Мало-
габаритные реле обеспечивают требуемую гальваническую развязку и
нагрузочную способность. Транзисторные ключи используются в це-
пях отключения высоковольтного выключателя для увеличения быст-
родействия защит, работающих без выдержки времени.
Модуль питания МП преобразует первичное напряжение питания
(постоянное, переменное или выпрямленное) в три вторичных напря-
жения постоянного тока, необходимых для работы блока БЗА: +5 В и
±15 В. Модуль питания нечувствителен к изменению полярности по-
стоянного или выпрямленного питающего напряжения и обеспечи-
вает нечувствительность устройства ЦЗА-27,5-ФКС к перерывам пи-
тания до 1 с.
Блок управления. В состав блока управления БУ входит плата кон-
троллера и плата индикации. Связь блока управления с БЗА осуществ-
ляется по соединительному кабелю SCF14.
С помощью БУ осуществляется управление работой всего устрой-
ства ЦЗА-27,5-ФКС в режиме местного управления МУ. Для этого
на лицевой панели БУ расположены соответствующие кнопки и све-
тодиоды.
Основные функции ЦЗА-27,5-ФКС. Устройство ЦЗА-27,5-ФКС как
интеллектуальный терминал выполняет функции защит, автоматики
и управления, сигнализации, контроля параметров нагрузки, регист-
рации событий и аварийных процессов, самодиагностики, связи, сер-
висные.
Перечень функций защит и их основные параметры приведены в
табл. 8.26.
178
Таблица 8.26.
Функция защиты Уставка Диапазон значений уставок* Дискрет- ность ус- тавки
1 2 3 4
Токовая отсечка ТО По току (7Т0), А. Время срабатывания при кратности тока короткого замыкания по отно- шению к току уставки, мс, не более: 1,2 2,0 500—4000 25 20 100
Токовая отсечка ТО2 (по мгновенно- му значению тока) По току (7тог)> А. Время срабатывания при кратности тока короткого замыкания по отно- шению к току уставки, мс, не более: 1,2 2,0 1400—11200 20 15 100
Ненаправленная дистанционная защита ННДЗ По сопротивлению(Т), Ом. Блокировки: по току, А; по напряжению, кВ. Время срабатывания при кратности тока короткого замыкания по отно- шению к току уставки, мс, не более: 1,2 2,0 4,0—30,0 150—1000 0,5—15,0 35 40 0,1 10 0,1
Направленная дистанционная защита НДЗ По полному сопротивлению, Ом: НД31 НД32 ндзз НД34 По реактивному сопротивлению для Д34, Ом. По фазовым углам для НД31, НД32, НДЗЗ, град.: от ф1—1 до ф1—2 от ф2—1 до ф2—2 4,0—30,0 10,0—60,0 25,0—140,0 20,0—200 4,0—20,0 0—60 90—170 0,1 0,1 0,5 0,5 0,1 1 1
179
Окончание табл. 8.26
1 2 3 4
По времени, с: НД32 НДЗЗ НД34 По коэффициенту гармоник для НД32 и НДЗЗ, % 0,05—1,00 0,05—3,00 0,50—€0,00 4,0—20,0 0,01 0,01 0,1 0,1
Резервная токо- вая защита РТЗ По току, А: РТ31 РТ32 РТЗЗ 100—3000 То же То же 10 10 10
Защита мини- мального на- пряжения ЗМН По напряжению, кВ. По времени, с 0,5—25,0 0,1—3,0 0,1 0,1
Логическая за- щита шин ЛЗШ По времени, с 0,05—0,5 0,01
* Диапазоны значений уставок приведены в первичных значениях тока, на-
пряжения и сопротивления для коэффициентов трансформации тока 1000/5 А
и напряжения 27,5 кВ/100 В,
Функции защиты. Трехступенчатая направленная дистанционная за-
щита НДЗ является основной защитой фидера контактной сети. Каж-
дая из ступеней от НД31 до НДЗЗ реализует составную угловую харак-
теристику срабатывания, которая имеет форму сектора на плоскости
комплексного сопротивления (рис. 8.49). Для этого используются вклю-
ченные по схеме «И» реле полного сопротивления, дающее круговую
характеристику, и фазовый орган с двумя уставками, задающий зону по
значениям угла между векторами напряжения и тока. Время измерения
для НДЗ равно периоду частоты сети (Т= 20 мс), но очередной резуль-
тат (попадание или непопадание в зону срабатывания) выдается не реже,
чем через каждые 5 мс для уменьшения общего времени отключения
КЗ. Таким образом, собственное время срабатывания ДЗ не превышает
25 мс, однако при значительном превышении сигналом значения ус-
тавки время срабатывания (по результатам экспериментальной провер-
ки) снижается до 15 мс.
Токовая отсечка ТО является защитой без выдержки времени, дей-
ствующей на отключение. ТО срабатывает по действующему значению
первой гармонической составляющей тока фидера. Уставка по току для
ТО вводится в действующих значениях тока (/то).
180
a
Зона несрабатывания НДЗ
Зона неопределенности
Зона несрабатывания НД34
Зона неопределенности
Зона срабатывания НД34
+7?
ф]
R
Зона несрабатывания НДЗ
Зона срабатывания НДЗ
Зона неопределенности
Рис. 8.49. Угловые характеристики срабатывания ступеней дистанционной
защиты блока ЦЗА-27,5-ФКС:
а - НД31 (НД32, НДЗЗ); б - НД34; в - НД32 (НДЗЗ) для ППС и ПС
однопутных участков
Зона несрабатывания НДЗ
Зона неопределенности
Зона срабатывания НДЗ
2°
181
Токовая отсечка по «мгновенному» значению тока ТО2 предназначена
для более быстрого, чем ТО, отключения коротких замыканий, близ-
ких к шинам подстанции. Ее измерительный орган производит «сколь-
зящее» усреднение сигнала тока на интервале 2 мс, т.е. реагирует прак-
тически на максимальное значение тока. При этом уставка по току для
ТО2 вводится, соответственно, в мгновенных значениях тока.
Токовая отсечка ТО2 может быть введена на отключение или на сиг-
нализацию с помощью специального программного ключа. В отличие
от ТО ТО2 не отстроена от апериодической составляющей, а также от
высших гармоник.
С учетом взаимодействия всех компонентов алгоритма, реальное
время срабатывания этой защиты составляет 5—*7 мс при малых крат-
ностях тока и снижается до 2—4 мс при кратностях тока более двух.
Ненаправленную дистанционную защиту ННДЗ целесообразно ис-
пользовать только на постах секционирования ПС однопутных участ-
ков и пунктах параллельного соединения ППС многопутных участков,
т.е. там, где защита должна реагировать на любое направление тока.
Первая ступень дистанционной защиты может быть выбрана направ-
ленной или ненаправленной с помощью соответствующего программного
ключа. Ненаправленная дистанционная защита является защитой на от-
ключение по значению модуля полного сопротивления, измеряемого на
периоде частоты сети. Ее угловая характеристика приведена на рис. 8.15, а.
ННДЗ может работать с блокировкой по току или с блокировкой по
напряжению. Выбор типа блокировки осуществляется программным клю-
чом. Блокировка реализована сравнением действующих значений первой
гармонической составляющей тока или напряжения фидера со значением
соответствующих уставок. Параметры (ННДЗ) приведены в табл. 8.26.
Направленные дистанционные защиты НД31, НД32, НДЗЗ имеют уг-
ловые характеристики одинаковой формы (см. рис. 8.49, а), при раз-
личных значениях уставок Zy для всех трех ступеней. Такие угловые ха-
рактеристики используются в защитах на фидерах тяговых подстанций
однопутных и многопутных участков и фидерах постов секционирова-
ния многопутных участков.
Направленная дистанционная защита НД34 от КЗ через большое актив-
ное сопротивление предназначена для отключения КЗ с малым активным
током, возникающим при падении контактного провода на балласт или
при повреждении изоляции на разземленной опоре. НД34 отличается
наличием элемента вычисления реактивной составляющей полного со-
182
противления и компарирования модуля этой составляющей, определя-
ющими форму угловой характеристики, приведенной на рис. 8.49, б.
Двунаправленная дистанционная защита НД32 и НДЗЗ для ППС при-
меняется на пунктах параллельного соединения ППС много путных уча-
стков, а также на постах секционирования ПС однопутных участков (на
которых устанавливается один выключатель), где требуется дистанци-
онная защита, срабатывающая при любом направлении тока КЗ, т.е.
двунаправленная НДЗ. Это выполняется с помощью двух соответству-
ющим образом сфазированных блоков защит, результирующая угловая
характеристика которых приведена на рис. 8.49, в. Первая ступень НДЗ
при этом выбирается ненаправленной (ННДЗ).
Коэффициенты возврата устройства ЦЗА-27,5-ФКС имеют следую-
щие значения: по току — не менее 0,95; по напряжению — не более 1,05;
по сопротивлению — не более 1,07.
Группы уставок. Все защиты устройства ЦЗА-27,5-ФКС (кроме ЗМН)
имеют две программы (группы) уставок для нормального и «вынужден-
ного» режимов контактной сети. Переключение программ уставок мо-
жет производиться одним из следующих способов: кнопкой на лице-
вой панели блока управления; подачей сигнала на дискретный вход
«Прогр. 2»; командой по последовательному каналу связи.
Выбор конкретного способа переключения программ задается с по-
мощью блока управления.
Резервирование защит фидеров контактной сети. В устройстве
ЦЗА-27,5-ФКС предусмотрена возможность резервирования (дублиро-
вания) основных защит (ТО и НД32) другого фидера контактной сети, что
позволяет выполнять такое резервирование без использования дополни-
тельной аппаратуры. Для этой цели в БЗА имеется специальный токовый
вход «12» и выходной дискретный сигнал «ВВ откл. Ф2». Сигнал напряже-
ния используется тот же, что и для собственного фидера (т.с. собственный
и резервируемый фидер должны питаться от одной фазы напряжения).
Параметры резервных защит ТО и НД32 идентичны параметрам ана-
логичных защит собственного фидера, приведенным в табл. 8.26, но их
уставки могут быть выбраны отличными от уставок собственного фи-
дера (если параметры участков контактной сети различаются).
Схема подключения устройств ЦЗА-27,5-ФКС при резервировании
защит фидеров контактной сети приведена на рис. 8.50. В этом примере
устройство, установленное на первом фидере, резервирует защиты вто-
рого фидера; установленное на втором фидере резервирует защиты тре-
183
+У(+220В) -У(-220В)
Рис. 8.50.. Схема подключения устройств ЦЗА-27,5-ФКС при резервировании
защит фидеров контактной сети
184
тьего фидера, а установленное на третьем фидере резервирует защиты
первого фидера. Таким образом можно резервировать защиты произ-
вольного числа фидеров контактной сети, подключенных к одной фазе
напряжения 27,5 кВ.
В устройство ЦЗА-27,5-ФКС может быть установлен модуль контрол-
лера резервных защит (ТУ 3185-004-11323172-2004), реализующий ре-
зервные защиты ТО и НД32.
Ускорение НД32 и НДЗЗ при включении. При любом включении (опе-
ративном или по АПВ) в течение 1 с действует ускорение Д32 и ДЗЗ, при
котором время выдержки обеих этих ступеней уменьшается до 0,1 с.
Ускорение НД32 и НДЗЗ по соотношению токов двух смежных фидеров
используется для быстрого отключения короткого замыкания в зоне ра-
боты этих ступеней с учетом соотношения токов в двух смежных фиде-
рах, питающих один участок контактной сети. Этот блок алгоритма со-
стоит из двух частей: датчика и приемника. Датчик показывает наличие
тока через данный фидер и представляет собой схему «ИЛИ», которая в
случае срабатывания реле полного сопротивления своих НД32 или НДЗЗ
формирует сигнал ускорения НД32 и НДЗЗ для смежного фидера.
Приемник осуществляет ускорение работы НД32 и НДЗЗ, воздей-
ствуя на их элементы выдержки времени при совпадении двух условий:
есть сигнал «Ускорение НД32 и НДЗЗ» от смежного фидера (т.е. через
него начал протекать ток КЗ) и отношение токов в смежном и данном
фидере меньше заданного значения (0,5-—0,9).
Элемент выдержки времени служит для отстройки от кратковремен-
ных срабатываний реле полного сопротивления, которые могут быть
вызваны переходными процессами в токе. Такой принцип ускорения
действия второй и третьей ступеней носит название дискретно-анало-
говой поперечной связи защит смежных фидеров, он описан в п. 4.4.
Адаптация уставок по коэффициенту гармоник, В качестве дополни-
тельного средства повышения селективности используется блок алгорит-
ма, который производит измерение коэффициента гармоник в токе и,
если его величина превышает заданное значение уставки, производит «заг-
рубление» уставок НД32 и НДЗЗ (или резервирующих их токовых защит)
на 20 %. Тем самым, обеспечивается снижение вероятности ложных сра-
батываний защиты при наличии электроподвижного состава на линии.
Резервная токовая защита. Три ступени ненаправленной резервной то-
ковой защиты РТ31—РТЗЗ используются для автоматического резервиро-
вания соответствующих трех ступеней дистанционной защиты НД31—
185
НДЗЗ в случаях, когда напряжение снижается до уровня ниже 3% от номи-
нального (0,03-tfH) и адекватное определение фазовых углов невозможно.
Такое снижение напряжения возможно как при КЗ, близком к шинам ТП,
так и при повреждении трансформатора напряжения или его выходных
цепей. При этом либо происходит отключение фидера по ЗМН с достаточ-
но большой выдержкой времени (до 3 с), либо отключения не происходит
(если ЗМН выведена «на сигнал»); в обоих случаях фидер остается без сво-
ей основной дистанционной защиты, что недопустимо.
При этом для обеспечения бесперебойного переключения защит на
резервные и обратно у НД32 и РТ32, а также у НДЗЗ и РТЗЗ использу-
ются единые элементы выдержки времени. Благодаря этому после пус-
ка НД32 или ДЗЗ и пропадания напряжения накопленное значение вы-
держки времени этой ступени НДЗ переходит к заменяющей ее ступе-
ни РТЗ, а при восстановлении напряжения — обратно к первоначально
запустившейся ступени НДЗ.
Такой алгоритм обеспечения бесперебойности НДЗ при пропадании
напряжения представляется более корректным, чем предлагаемая в ряде
публикаций «память фазы напряжения», поскольку при перегрузках тяго-
вого трансформатора происходит довольно значительное изменение фазы
выходного напряжения (от 30 до 40°), что приводит к неправильным ре-
зультатам определения фазового угла между током и напряжением.
Защита распределительного устройства от внутренних КЗ дает возмож-
ность выполнить защиту самого распределительного устройства от внут-
ренних замыканий любым из известных способов:
• с помощью «земляной защиты» — 33 (для ЗРУ-27,5);
• с помощью логической защиты шин ЛЗШ;
• с помощью защиты минимального напряжения ЗМН.
В первом случае ЦЗА-27,5-ФКС может производить отключение (без
выдержки времени) выключателя ФКС по внешнему сигналу от датчика 33,
а также блокировать включение по АПВ после срабатывания этого датчика.
При использовании ЛЗШ ЦЗА-27,5-ФКС может выполнять функ-
ции ЛЗШ-датчика и ЛЗШ-приемника.
Защита минимального напряжения ЗМН (другое название — потен-
циальная защита ПЗ) действует на отключение или сигнализацию и
может быть введена или выведена из работы программным ключом.
ЗМН может действовать как с контролем, так и без контроля поло-
жения выключателя. При введенном контроле ЗМН срабатывает толь-
ко при включенном выключателе. Предусмотрена также возможность
блокировки ЗМН при неисправности цепей РПО ВВ, РПВ ВВ и при
186
срабатывании автомата во вторичных цепях трансформатора напряже-
ния — при пропадании входного дискретного сигнала «Контр, цепей».
Логическая защита шин ЛЗШ реализована функциями ЛЗШ-прием-
ник (ЛЗШп) и ЛЗШ-датчик (ЛЗШд).
Функция ЛЗШп заключается в отключении выключателя, если вы-
полняются одновременно два условия:
• либо при наличии напряжения на фидере сработало реле полного
сопротивления защиты НД31 или НД32, а ее фазовый орган не срабо-
тал (т.е. ток фидера течет к шинам); либо при отсутствии напряжения
на фидере произошел пуск РТ32 или РТЗЗ;
• от защит всех других присоединений поступают сигналы ЛЗШд «1»
(«РАЗРЕШЕНИЕ СРАБАТЫВАНИЯ ЛЗШ», означающее, что на дан-
ном присоединении пусков защит нет).
Сигнал ЛЗШд (ЛЗШ-датчик) формируется, если:
• либо сработала НД31 (близкое короткое замыкание);
• либо сработала НД32 (короткое замыкание вблизи поста).
Выдержка времени ЛЗШ вводится для отстройки от коротких замы-
каний на отходящих фидерах.
Особенности функций автоматики и управления, выполняемых уст-
ройством ЦЗА-27,5-ФКС, приведены в табл. 8.27.
Таблица 8.27
Функция автоматики и управления Уставка Диапазон уставки Дискрет- ность уставки
Резервирование при отказе выключателя УРОВ По времени, с: Туров 0,20—3,00 0,01
Двукратное автоматическое повторное включение с возможностью блокировки одного или обоих циклов Выдержка времени, с: первый цикл второй цикл 0,5—10,0 2,0—19,0 0,1 0,1
Управление коммутационными аппаратами: высоковольтный выключатель (ВВ) линейный разъединитель (ЛР) обходной разъединитель (ОР) По максимально до- пустимому времени коммутации, с: Твв Тлр Тор 0,1—5,0 1—60 1—60 0,1 1 1
Резервирование при отказе выключателя УРОВ обеспечивается выпол-
нением функций датчика и приемника УРОВ (УРОВд и УРОВп), кото-
рые могут быть введены или выведены соответствующими програм-
187
мными ключами. Сигнал УРОВд формируется в случае, если после сра-
батывания любой из защит, действующих на отключение, через время
выдержки Туров значение тока фидера превышает 3% от номинально-
го. Функция УРОВп обеспечивает формирование сигнала на отключе-
ние высоковольтного выключателя (без выдержки времени) при поступ-
лении входного дискретного сигнала УРОВп.
Автоматическое повторное включение АПВ обеспечивается реализа-
цией функций двукратного АПВ с возможностью программной блоки-
ровки одного или обоих циклов.
АПВ запускается по факту срабатывания следующих защит: НД31
(ННД1); НД32; НДЗЗ; ТО (если АПВ после ТО разрешено конфигура-
цией); ускоренного отключения (если АПВ по ускоренному отключе-
нию разрешено конфигурацией).
Время готовности АПВ после оперативного включения выключате-
ля составляет 15 с. Время после включения по АПВ и отсутствия от-
ключений по защитам, по истечении которого АПВ считается успеш-
ным, составляет 20 с.
Предусмотрена возможность блокировки обоих циклов АПВ внешни-
ми дискретными сигналами «Блок. АПВ» и «33», при срабатывании ТО,
ТО 2, ЗМН на сигнализацию, а также при ускоренном отключении. Спе-
циальными ключами могут быть введены дополнительные режимы АПВ:
— разрешение АПВ только при наличии напряжения на фидере (для
постов секционирования);
— ускорение первого цикла АПВ при наличии напряжения на фиде-
ре (быстродействующее АПВ с контролем напряжения — БАПВН).
Это позволяет реализовать с помощью ЦЗА-27,5-ФКС любой из из-
вестных способов восстановления нормальной схемы питания межпод-
станционной зоны после аварийного отключения участка:
• включение фидеров тяговых подстанций и постов секционирова-
ния по АПВ с фиксированными уставками времени, задающими поря-
док восстановления нормальной схемы;
• включение фидеров тяговых подстанций по АПВ с фиксирован-
ной уставкой времени, а фидеров постов секционирования — с фик-
сированной уставкой времени и блокировкой АПВ при отсутствии на-
пряжения;
• включение фидеров тяговых подстанций по АПВ с фиксирован-
ной уставкой времени, а фидеров постов секционирования — с помо-
щью быстродействующего АПВ с контролем напряжения БАПВН;
188
• включение фидеров постов секционирования по АПВ с фиксиро-
ванной уставкой времени, а фидеров тяговых подстанций — по БАПВН.
Последний из этих способов позволяет исключить возможность вклю-
чения по АПВ на большой ток при установившемся КЗ (так как ток через
пост секционирования ограничен сопротивлением контактной сети и все-
гда меньше, чем ток КЗ при включении фидера тяговой подстанции). Этот
способ является одним из вариантов реализации опробования контактной
сети на КЗ перед включением фидера тяговой подстанции по АПВ. При
этом не требуется специальное коммутационное оборудование и токоог-
раничивающее устройство для опробования контактной сети, а только ус-
тановка датчиков напряжения на фидерах тяговых подстанций.
Функции управления. Устройство ЦЗА-27,5-ФКС осуществляет управ-
ление тремя коммутационными аппаратами: высоковольтным выклю-
чателем ВВ; линейным разъединителем ЛР; обходным разъединителем
ОР. При этом обеспечивается два режима управления:
• местное управление МУ — кнопками, расположенными на пульте
блока управления;
• дистанционное управление ДУ, осуществляемое по последователь-
ному каналу от АСУ или через специальные дискретные входы от стой-
ки традиционной телемеханики.
Действия функций защит и автоматики не зависят от режима МУ/ДУ
устройства ЦЗА-27,5-ФКС.
Управление высоковольтным выключателем. Команда отключения
выключателя в режиме МУ имеет приоритет над командой включения.
Команда на отключение выключателя, поступающая от кнопки «Откл.
ВВ» на блоке БУ выполняется независимо от режима управления. Эта
же команда, поступающая через дискретный вход «Откл. ВВ» или по
последовательному каналу из АСУ, выполняется только в режиме ДУ
Команда на включение выключателя, поступающая через дискрет-
ный вход «Вкл. ВВ» или по последовательному каналу из АСУ, выпол-
няется только в режиме ДУ. Кнопка «Вкл. ВВ» на блоке БУ действует
только в режиме МУ.
Команда включения выключателя блокируется при снятии любого
из входных дискретных сигналов «Контр. ШВ», «Контр, цепей» или
«Готовность», а также в случае появления входного дискретного сигна-
ла «33» (при срабатывании «земляной защиты»).
Выполнение команд включения и отключения ВВ контролируется
по входным дискретным сигналам «РПО ВВ», «РПВ ВВ». Устройство
189
ЦЗА-27,5-ФКС обеспечивает обнаружение самопроизвольного отклю-
чения ВВ и формирование сигнала аварийного отключения («Авар,
откл.»), а также блокировку от многократных включений (защиту от
«прыгания» выключателя).
Устройство ЦЗА-27,5-ФКС контролирует время выполнения команд
включения и отключения ВВ: в случае, когда команда включения или
отключения не выполнена в течение заданного интервала времени Твв,
формируется обобщенный выходной сигнал «Неиспр. КА» и внутрен-
ний сигнал «Неиспр. ВВ», доступный по АСУ. При этом формируется
выходной дискретный сигнал «Вызов».
Управление линейным разъединителем ЛР. Команды на включение или
отключение ЛР, поступающие от кнопок управления на блоке БУ, вы-
полняются только в режиме МУ; эти же команды, поступающие через
дискретные входы «Откл. ЛР», «Вкл. ЛР» или по каналу АСУ — только в
режиме ДУ. Отключение ЛР по входному дискретному сигналу «33» не
зависит от режима управления. Устройство ЦЗА-27,5-ФКС блокирует
команды управления ЛР при включенном положении ВВ, при работе
функции АПВ, а также при неисправности ВВ или ЛР. Выполнение ко-
манд включения и отключения ЛР контролируется по входным дискрет-
ным сигналам «РПВ ЛР» и «РПО ЛР», поступление которых дублируется
в блоке БЗА выходными дискретными сигналами «ЛР РПВ» и «ЛР РПО».
Устройство ЦЗА-27,5-ФКС контролирует время выполнения команд
включения и отключения ЛР. В случае, когда команда включения или
отключения не выполнена в течение заданного интервала времени Тдр,
формируются такие же выходные сигналы, как и для ВВ.
Управление обходным разъединителем (ОР). Команды на включение
и отключение ОР, поступающие от кнопок управления на блоке БУ,
выполняются только в режиме МУ; эти же команды, поступающие че-
рез дискретные входы «Откл. ОР», «Вкл. ОР» или по каналу АСУ, вы-
полняются только в режиме ДУ. Устройство ЦЗА-27,5-ФКС блокиру-
ет команды управления ОР только при неисправности ОР; при этом
возможно управление ОР при включенном выключателе (т.е. возмо-
жен переход на запасной выключатель без перерыва питания контакт-
ной сети).
Выполнение команд включения и отключения ОР контролируется
по входным дискретным сигналам «РПВ ОР» и «РПО ОР», поступле-
ние которых дублируется выходными дискретными сигналами «ОР
РПВ» и «ОР РПО».
190
Устройство ЦЗА-27,5-ФКС контролирует время выполнения команд
включения и отключения OR В случае, когда команда включения или от-
ключения не выполнена в течение заданного интервала времени Тор, фор-
мируются такие же выходные и внутренние сигналы, как и для ВВ и ЛР.
Функции сигнализации. Устройство ЦЗА-27,5-ФКС обеспечивает сле-
дующие виды сигнализации:
• индикацию текущих значений параметров контактной сети;
• аварийную сигнализацию — сигнал «Авар, откл.»;
• предупредительную сигнализацию — сигнал «Вызов»;
• сигнализацию оперативного контроля цепей (сигнал «ОКЦ»);
• сигнализацию о неисправности коммутационных аппаратов (сиг-
нал «Неиспр. КА»);
• сигнализацию о неисправности устройства ЦЗА-27,5-ФКС (сиг-
нал «Отказ ЦЗА»);
• индикацию значений уставок, внутренних параметров и другой
информации.
Сигнализация осуществляется дискретными выходными сигналами;
по каналам АСУ; светодиодами на панели блока управления; в виде со-
общений на дисплее блока управления.
Дискретные выходы включаются в схему фидера и общеподстанци-
онной сигнализации.
Возврат визуальной, светодиодной и релейной сигнализации в ис-
ходное состояние происходит после квитирования. Квитирование про-
изводится:
— в режиме ДУ — подачей команды квитирования или команды от-
ключения выключателя по каналам АСУ;
— в режиме МУ — нажатием на кнопку «Откл. ВВ» или на кнопку
«Меню».
Аварийная сигнализация осуществляется сигналом «Авар, откл.» Кон-
такт реле выходного дискретного сигнала «Авар, откл.» замыкается в
случае неоперативного отключения ВВ.
Устройство ЦЗА-27,5-ФКС сохраняет значение сигнала «Авар, откл.»
при пропадании питания. После подачи питания состояние сигнала
восстанавливается. Возврат сигнала «Авр. откл.» производится по ко-
манде квитирования или оперативного отключения ВВ.
Сигнал «Вызов» является обобщенным сигналом предупредительной
сигнализации. Он формируется при возникновении условий, препятству-
ющих включению выключателя, но не вызывающих аварийного отклю-
чения. Причиной возникновения сигнала «Вызов» может являться:
191
• пропадание сигналов, разрешающих включение ВВ («Готовность»,
«Контр. ШВ», «Контр, цепей»);
• срабатывание защит, выведенных на сигнал,
Конкретная причина возникновения этого сигнала автоматически
выводится на дисплей блока управления и может быть прочитана по
последовательному каналу АСУ.
Состояние сигнала «Вызов» сохраняется в энергонезависимой па-
мяти аналогично сигналу «Авар. откл.».
Функции контроля параметров. Устройство ЦЗА-27,5-ФКС обеспе-
чивает контроль и индикацию следующих параметров:
• тока и напряжения на фидере (текущее действующее значение пер-
вой гармонической составляющей);
• частоты питающей сети (текущее значение);
• сопротивления (полного и реактивного) нагрузки фидера (текущее
значение);
• сдвига фаз между током и напряжением (текущее значение);
• коэффициента гармоник тока нагрузки (текущее значение).
Значения контролируемых параметров отображаются на дисплее блока
БУ в меню «Параметры сети» и могут быть считаны по каналу АСУ
Значения электрических параметров сети отображаются в первич-
ных величинах с учетом введенных коэффициентов передачи трансфор-
маторов тока и напряжения.
Регистрация аварийных событий. Устройство ЦЗА-27,5-ФКС регис-
трирует и сохраняет 16 причин аварийных событий и, соответственно,
16 осциллограмм последних аварийных отключений ВВ.
Запись осциллограмм при регистрации производится с интервалом дис-
кретизации 1 мс. Длительность процесса регистрации составляет 1,2 с, в том
числе 0,5 с — предыстория аварии (до аварии) и 0,7 с —* аварийный процесс.
По каждому аварийному событию в осциллограммах фиксируется
следующая информация:
• значения тока и напряжения в момент аварии с регистрацией вре-
мени и даты, а также на отрезке времени 1,2 с с дискретностью 1 мс;
• мгновенные значения выходного дискретного сигнала отключения
ВВ («ВВ откл.»);
• мгновенные значения входных дискретных сигналов положения
выключателя («РПО ВВ» и «РПВ ВВ»);
• мгновенные значения двух обобщенных сигналов срабатывания
внешних и внутренних защит;
192
• перечень защит, выдавших команду на отключение выключателя.
При возникновении 17-го аварийного события запись его осцилло-
граммы сохраняется взамен первого, 18-го — взамен второго и т.д.
Просмотр осциллограмм осуществляется при помощи ПЭВМ и спе-
циальной программы.
Время хранения информации об аварийных событиях при отклю-
ченном питании устройства ЦЗА-27,5-ФКС не ограничено.
Накопление информации, В состав накапливаемой информации вхо-
дят следующие показатели:
• общее количество отключений ВВ;
• количество аварийных отключений ВВ;
• ток фидера при последнем отключении ВВ;
• напряжение на фидере при последнем отключении ВВ;
• выработанный ресурс выключателя.
Просмотр и сброс накопительной информации осуществляются с
пульта блока БУ или по каналу АСУ, при этом сброс информации про-
изводится после ввода пароля.
Время хранения накопительной информации при отключенном пи-
тании устройства ЦЗА-27,5-ФКС не ограничено.
Функции самодиагностики. В устройстве ЦЗА-27,5-ФКС осуществ-
ляется тест по начальному включению, непрерывный функциональный
контроль аппаратных средств, контроль сохранности программного
обеспечения и настроек параметров защит и автоматики.
Самодиагностика работы устройства выполняется в течение всего
времени работы устройства ЦЗА-27,5-ФКС и обеспечивает:
• контроль связи контроллера автоматики с контроллером защит;
• контроль связи контроллера автоматики с БУ
Работа программ микроконтроллеров в контроллерах защит и автомати-
ки, а также в БУ защищена от «зависания» схемами «сторожевого таймера».
Результаты самодиагностики анализируются контроллером автома-
тики, который выявляет одно из трех состояний устройства:
• устройство исправно;
• частичный отказ устройства — система диагностики обнаружила
неисправность, не влияющую на выполнение основных функций уст-
ройства — функций защит;
• отказ устройства — система диагностики обнаружила неисправ-
ность, препятствующую выполнению функций защит.
Результаты самодиагностики выводятся на дисплей блока управле-
ния, а также доступны по каналам АСУ. При полном отказе устройства
193
или при длительном (более 1 с) пропадании оперативного напряжения
АСУ это квалифицируется как потеря связи с устройством.
В устройстве ЦЗА-27,5-ФКС предусмотрен тестовый режим диагнос-
тики (в окне меню «ДИАГНОСТИКА»), позволяющий контролировать
работоспособность дискретных входов и выходов, органов управления и
индикации на лицевой панели БУ и цифровой аппаратной части устрой-
ства. Изменение состояния выходных дискретных сигналов в тестовом
режиме «ДИАГНОСТИКА» возможно только после ввода пароля.
Функции связи. В устройстве ЦЗА-27,5-ФКС предусмотрена возможность
подключения к ПЭВМ и к АСУ ТП в качестве подсистемы нижнего уровня.
Подключение к ПЭВМ позволяет с помощью специального про-
граммного обеспечения производить:
• считывание и визуальное представление осциллограмм аварийных
процессов;
• ввод уставок и конфигурации (установки программных ключей).
Связь по каналу АСУ осуществляется в соответствии с протоколом
MODBUS. В протоколе реализуется принцип «ВЕДУЩИЙ—ВЕДОМЫЙ»
(«Master—Slave»). Устройство ЦЗА-27,5-ФКС всегда находится в режи-
ме «ВЕДОМЫЙ».
При подключении к АСУ устройство ЦЗА-27,5-ФКС выполняет:
• дистанционное управление вводом 27,5 кВ;
• передачу информации о текущих значениях электрических пара-
метров фидера контактной сети;
• передачу информации о значениях входных и выходных дискрет-
ных сигналов устройства ЦЗА-27,5-ФКС;
• сигнализацию о работе функций защит и автоматики;
• квитирование (сброс элементов сигнализации, имеющих память);
• передачу информации о текущих значениях параметров настрой-
ки устройства ЦЗА-27,5-ФКС (уставок, программных ключей) и изме-
нение настроек;
• передачу и сброс накопительной информации;
• передачу информации о параметрах аварийных событий;
• установку времени и даты, синхронизацию часов;
• передачу результатов самодиагностики устройства ЦЗА-27,5-ФКС.
Сервисные функции. В устройстве ЦЗА-27,5-ФКС обеспечено сохра-
нение в памяти:
• настроек защит и автоматики в течение срока службы, независимо
от наличия напряжения питания;
194
• информации об аварийных событиях и текущем времени при на-
личии напряжения питания — не ограничено, при отсутствии напря-
жения питания — не менее 200 ч.
В устройстве ЦЗА-27,5-ФКС реализована функция календаря и ча-
сов времени с индикацией даты, часа, минуты и секунды.
Погрешность хода часов за сутки — не более ±3 с при отсутствии
коррекции по каналу АСУ
В устройстве ЦЗА-27,5-ФКС реализуется расчет выработанного ре-
сурса ВВ. Расчет осуществляется табличным методом, в соответствии с
регламентируемыми для конкретного типа выключателя данными по
коммутационной стойкости. Эти данные должны быть занесены в уст-
ройство ЦЗА-27,5-ФКС с помощью ПЭВМ со специальной програм-
мой или с помощью блока управления. В любом случае в предлагаемой
таблице из десяти строк должны быть заполнены первые две строки
(последующие строки при отсутствии соответствующих данных по ком-
мутационной стойкости можно не заполнять).
8.8. Защиты с взаимными связями
Для обеспечения селективности без существенного увеличения вре-
мени отключения повреждений защиты можно оборудовать взаимны-
ми связями. Продольную связь в защитах тяговой сети выполняют в виде
телеблокировки. Поперечная связь, применимая на участках с числом
путей два и более, имеет несколько разновидностей. Она может конт-
ролировать абсолютные значения токов в фидерах смежных путей, со-
стояние измерительных органов защиты смежных путей, сравнивать на-
правления токов в смежных фидерах.
Защита с телеблокировкой. Телеблокировкой [27, 28] объединяются
защиты, устанавливаемые на выключателях каждого пути межпод-
станционной зоны. На однопутном участке (рис. 8.51, а) телеблокиров-
ка связывает выключатель QA с выключателем QHA, а выключатель QB —
с QHB . Если пост секционирования ПС выводится из работы и замы-
кается продольный разъединитель QS, то телеблокировка должна свя-
зать выключатели QA и QB. На двухпутном участке для телеблокировки
сохраняется тот же принцип для каждого пути в отдельности. Короткое
замыкание в точке К (рис. 8.51, б) находится близко около подстанции
А в зоне действия первой ступени защиты фидера QA1. Поэтому вык-
лючатель QA1 отключается без выдержки времени. Та же точка К нахо-
195
Рис. 8.51. Принципы построения теле-
блокировки на одно- и двухпутных
участках
дится далеко от поста секцио-
нирования ПС в зоне действия
второй ступени защиты фидер-
ного выключателя QIIA1. Без
телеблокировки КЗ в точке К от-
ключится выключателем QnAl
с выдержкой времени. Однако
при наличии телеблокировки
срабатывание защиты выклю-
чателя QA1 сопровождается пе-
редачей команды по каналам
телемеханики на отключение
выключателя QnAl. Время пе-
редачи команды по телеблоки-
ровке значительно меньше вы-
держки времени второй ступе-
ни защиты. Поэтому время,
необходимое для отключения КЗ с обеих сторон ближайшими выклю-
чателями, уменьшается.
Телеблокировка состоит из двух комплектов приемопередатчиков и
линии связи между ними [27, 28]. При срабатывании защиты на одном
конце зоны подается команда на отключение выключателя и запуска-
ется передатчик, который передает в линию связи фиксированный час-
тотный сигнал. Приемник, установленный на защите со стороны дру-
гого конца зоны и настроенный на ту же частоту, воспринимает этот сиг-
нал и через выходной элемент вызывает отключение своего выключателя.
Приемопередатчик телеблокировки ПП1 на однопутном участке
(рис. 8.52) устанавливается взащите выключателя QA1, приемопередатчик
ПП2 — в защите выключателя QA2 и т.д. Приемопередатчик ПП2 работает
в паре с приемопередатчиком ППЗ на частоте Д, а приемопередатчик
ПП4 — в паре с приемопередатчиком ПП5 на частоте^. Если пост сек-
ционирования ПС выведен из работы (выключатели QIIAh QnB отклю-
чены) и замкнут продольный разъединитель QS, то приемопередатчик
ППЗ ретранслирует сигнал, полученный от приемопередатчика ПП2, на
приемопередатчик ПП4. Сигнал же, полученный приемопередатчиком
ПП4 от приемопередатчика ПП5, ретранслируется на приемопередатчик
ППЗ. Таким образом, при выведенном из работы посте секционирова-
ния ПС телеблокировкой связываются защиты выключателей QA1 и QB 1.
196
Рис. 8,52. Размещение комплектов телеблокировки
В линию связи включены усилители А и заградительные фильтры
ZF нижних частот, которые не пропускают частоты телеблокировки на
смежные межподстанционные зоны.
В качестве линии связи используются каналы телемеханики. Переда-
ча сигналов осуществляется на частотах в диапазоне 2070—2610 Гц с ин-
тервалом в 180 Гц. Для каждой пары выключателей предусматривается
независимый частотный канал. На двухпутных участках в целях эконо-
мии аппаратуры на два смежных фидера на тяговых подстанциях и на
постах секционирования устанавливают по одному комплекту приемо-
передатчиков. Выключатель одного пути избирается сигналом с часто-
той^ + 45 Гц, выключатель другого — сигналом с частотой^ — 45 Гц, где
/0 — средняя фиксированная частота, принятая для данной зоны. Если за-
щиты на смежных фидерах срабатывают одновременно, то в линию связи
сначала передаются сигналы с частотой^ — 45 Гц, а спустя 50—60 мс —
сигналы с частотой Уф + 45 Гц. В этом случае выключатели на смежных
фидерах отключаются по телеблокировке неодновременно.
Передача команды по каналам телеблокировки длится около 50 мс. Вре-
мя отключения выключателя по команде телеблокировки складывается из
времени действия защиты первой ступени (без учета времени действия вы-
ходного органа) на противоположном конце защищаемой зоны, времени
действия телеблокировки и времени отключения самого выключателя. Для
электронных защит время отключения повреждения по телеблокировке
равно 0,16—0,23 с, для релейно-контактных защит — 0,2—0,26 с.
Чтобы устройства телеблокировки смежных зон не влияли друг на
друга, частоты выбирают для них различными. Повторение частот
197
допускается не чаще, чем через одну межподстанционную зону, т.е. че-
рез четыре зоны между подстанцией и постом секционирования.
Структурная схема защиты с телеблокировкой (рис. 8.53) содержит
блоки преобразования тока БПТ и напряжения БПН, измерительные и
логические блоки ИЛБ многоступенчатой защиты, логическую схему 1
(ИЛИ), выходной орган ВО, приемник и передатчик телеблокировки,
подключенные к линии связи. Принципиальная схема защиты УЗТБ-71
и «Сейма» с телеблокировкой приведена в [27], для усовершенствован-
ной аппаратуры защиты на интегральных схемах — в [28].
Телеблокировка является составной частью устройств телемеханики
устройств электроснабжения. Для электрифицированных железных до-
рог ее основы и конструктивные особенности описаны в [28].
Надежность телеблокировки пока еще недостаточно высока, глав-
ным образом, из-за протяженных каналов связи и наличия в них суще-
ственных помех. Поэтому телеблокировка не может заменить вторые
ступени защит. На последние возлагается задача резервировать и пер-
вые ступени, и телеблокировку.
В защите со сравнением абсолютных значений токов в контактных
подвесках смежных путей используется дискретно-аналоговая попереч-
ная связь с макси-селекгором. В схеме защиты выключателя QA1 трех-
путного участка с постом секционирования (рис. 8.54) ускоренную то-
ковую отсечку обеспечивает датчик тока КА, а дистанционная защита
первой ступени выполнена с помощью датчика KZ1. Эти защиты попе-
речных связей не имеют и действуют через ячейку ИЛИ на выходной
орган ВО непосредственно. Они не имеют выдержки времени, а зоны
их действия такие же, как в защитах, рассмотренных в п. 8.3.
фидера фидера
Рис. 8.53. Структурная схема защиты с телеблокировкой
198
Рис. 8.54. Структурная схема зашиты со сравнением токов смежных фидеров
В двухступенчатой или трехступенчатой дистанционной защите вто-
рая ступень с датчиком сопротивления KZ2 в отличие от такой же защи-
ты без поперечных связей выдержки времени не имеет. Токи вторичных
обмоток ТА2 и ТАЗ фидеров QA2 и QA3 выпрямляются и поступают на
макси-селектор SL (см. рис. 4.13, б). Наибольший из токов проходит че-
рез SL (см. рис. 8.54) и поступает на вход схемы сравнения СС, на второй
вход которой подается выпрямленное значение тока фидера QA1. Схема
сравнения СС переключается, если абсолютное значение тока данного
фидера QA1 будет больше, чем абсолютное значение тока любого из дру-
гих фидеров, участвующих в сравнении. Выходные сигналы KZ2 и схемы
сравнения СС поступают на логическую ячейку И. Сигнал с выхода KZ2
может пройти на выходной орган ВО только в том случае, если в схеме
сравнения СС при КЗ в точке К1 сработает датчик КА, который через
ячейку ИЛИ и выходной орган ВО отключит выключатель QA1. Если точ-
ка К1 находится за пределами зоны действия КА, то сработает датчик
KZ1 и таким же образом отключит выключатель QA1. На КЗ в точке К2
датчик KZ1 не реагирует, а срабатывает датчик KZ2. Одновременно с пос-
ледним переключается и схема сравнения СС, поскольку ток в контакт-
ной подвеске пути, где произошло КЗ, имеет большее значение, чем на
других путях. Поэтому ячейка И открывается и через элемент ИЛИ на
выходной орган ВО поступает команда отключить QA1.
Если КЗ произошло около поста секционирования ПС (точка КЗ),
токи в контактных подвесках всех путей оказываются почти одинако-
выми и схема сравнения СС не переключается. В этом случае ячейка И
199
не открывается и защита выключателя QA1 не работает. Поскольку точ-
ка КЗ находится близко от поста ПС, то без выдержки времени сраба-
тывает защита выключателя QnAl и отключает его. После этого токи в
сети неповрежденных путей уменьшаются и схема сравнения СС защи-
ты выключателя QA1 переключается. При этом выполняются условия,
при которых выходной сигнал KZ2 отключает QA1. Следовательно,
выключатель QA1 отключается в этом случае каскадно, после отключе-
ния выключателя QnAl. Зона каскадного действия составляет не более
5 % расстояния между подстанцией и постом.
Таким образом, во всей зоне между подстанцией и постом секцио-
нирования защита выключателя QA1 действует селективно, выдержка
времени не используется. На участке, составляющем не менее 95 % рас-
стояния от подстанции до поста, время отключения всех КЗ:
отк ^сзА + ^оА ’
(8.113)
где /сзд — время действия защиты на подстанции А;
ГоА — время отключения выключателя на подстанции А.
В зоне каскадного действия возле ПС время отключения выключа-
теля QA1:
^отк ““ ^сзП + ^оП + ^свА +^оА5 (8.114)
где ГсзП — время срабатывания защиты на посту ПС;
/0П — время отключения выключателя QFIA1 на посту ПС;
/свд — время срабатывания элементов взаимной связи на подстанции А.
Для выключателей со временем отключения 0,08—0,15 с время отклю-
чения КЗ в зоне каскадного действия при электронных защитах состав-
ляет 0,2—0,3 с; при релейно-контактных — 0,25—0,37 с. Следовательно,
в зоне каскадного действия отключение повреждений производится зна-
чительно быстрее, чем защитой, селективность которой обеспечивается
с помощью выдержки времени. Однако по сравнению с телеблокиров-
кой время отключения в этой зоне у рассматриваемой защиты с попереч-
ной связью на величину на 20—40 % больше. Следует иметь в виду, что
надежность поперечной связи выше, чем телеблокировки.
Для того чтобы защита сохранила функции резервной для выключа-
телей поста и при КЗ за шинами поста, например в точке К4, выходной
сигнал от KZ2 поступает на реле времени КТ, которое через 0,3—0,5 с
подает команду на срабатывание ВО в обход ячейки И.
Практическая реализация защиты может быть выполнена с помо-
щью устройства (терминала) ЦЗА-27,5-ФКС (см. рис. 8.50), в котором
200
предусмотрено ускорение дистанционной защиты второй и третьей сту-
пеней по соотношению токов двух смежных фидеров. Уставка и зоны
защиты на каждом из фидеров при этом выбираются как для селектив-
ных защит (см. пп. 8.3, 8.4, 8.5).
В защите с контролем состояния измерительных органов использует-
ся дискретная поперечная связь. Рассмотрим структурную схему защи-
ты выключателей QA1 и QA2 двухпутного участка с постом секциони-
рования (рис. 8.55). Выключатели на тяговых подстанциях оборудова-
ны электронной защитой, содержащей ускоренную токовую отсечку,
роль которой выполняет датчик тока КА, и дистанционные защиты пер-
вой и второй ступеней, реализованные с помощью датчиков сопротив-
ления соответственно KZ1 и KZ2. Дистанционная защита третьей сту-
пени (на рис. 8.55 не показана) выполняется без поперечных связей.
Поперечной связью оборудованы датчики KZ2-1 выключателя QA1 и
KZ2-2 выключателя QA2. Для этого в схему введены ячейки ЗАПРЕТ
DD1 и DD2. Прямой вход ячейки DD1 подключен к выходу датчика
сопротивления своего фидера KZ2-1, а инверсный (обозначен кружоч-
ком) — к выходу защиты смежного фидера KZ2-2 Прямой вход ячейки
DD2 подключен к выходу датчика сопротивления своего фидера KZ2-2,
Рис. 8.55. Структурная схема защиты с контролем состояния измерительных
органов смежных фидеров
201
а инверсный — к выходу датчика сопротивления смежного пути KZ2-1.
Ячейка ЗАПРЕТ открыта, т.е. на выходе ячейки появится сигнал, если
на ее прямом входе сигнал есть, а на инверсном входе нет.
При КЗ в точке К1 сработает КА1 и через ячейку ИЛИ1 (DD3) и вы-
ходной орган ВО1 отключит выключатель QA1. При КЗ в точке К2 сра-
ботает KZ1 -1 и таким же образом отключит выключатель QA1. Зона дей-
ствия датчика KZ2 достигает шин смежной подстанции, поэтому при
КЗ в точке КЗ, находящейся вблизи поста секционирования ПС, сра-
ботают одновременно KZ2-1 и KZ2-2. На инверсные входы ячеек DD1
и DD2 поступают сигналы, и они запираются. Ни выключатель QA1, ни
выключатель QA2 не отключаются.
Поскольку, однако, точка КЗ находится возле поста секционирова-
ния, то выключатель QnAl мгновенно отключается своей защитой.
После этого защита KZ2-2 выключателя QA2 возвращается в исходное
положение, сигнал на инверсном входе ООГисчезает, ячейка DD1 от-
крывается, выходной орган ВО1 срабатывает и отключает выключатель
QA1. В этом случае выключатель QA1 отключается каскадно, после от-
ключения выключателя QIIA1. Время отключения в зоне каскадного
действия определяется выражением (8.114).
Для того чтобы датчики KZ2 могли осуществлять функции резерв-
ной защиты для КЗ за постом секционирования, например, в точке К4,
их выходные сигналы подаются соответственно на реле времени КТ1 и
КТ2, которые через 0,3—0,5 с подают сигнал на выходные органы и от-
ключают соответствующие выключатели.
С конца 60-х годов прошлого века такая поперечная связь защит была
рекомендована к использованию на дорогах страны и успешно работа-
ла, в частности, на Северо-Кавказской железной дороге (Травное уп-
равление электрификации и энергетического хозяйства МПС СССР.
Техническая информация № П-56/69 от 04.09.1969 г.).
Зоны действия КТ, KZ1 и KZ2 выбираются такими же, как для защи-
ты без взаимных связей (см. пп. 8.3, 8.4, 8.5). Практически реализация
может быть выполнена на основе устройства (терминала) ЦЗА-27,5-ФКС
(см. рис. 8.50). При этом зона каскадного действия может составить для
электронных защит до 1—1,5 км.
В защите со сравнением направления токов также используется дискрет-
ная поперечная связь. Защиту устанавливают на постах секционирования
двухпутных и многопутных участков. Она содержит ускоренную токовую
отсечку — датчик тока КА и дистанционную защиту — датчик сопротивле-
202
Рис. 8.56. Структурная схема защиты со сравнением направления токов
в смежных фидерах
ния KZ (рис. 8.56). Зона действия КА не доходит до шин смежной под-
станции, а зона действия KZ включает и шины смежной подстанции. Ус-
тавку выбирают так же, как для электронных защит, селективность кото-
рых обеспечивается при помощи выдержки времени (см. п. 8.3). Попереч-
ную связь вводят в датчики KZ всех фидеров. Она осуществляется блоком
контроля фаз БФ и ячейкой ЗАПРЕТ (ячейка DD).
Блоком БФ защиты выключателя QnBl управляют токи всех осталь-
ных фидеров поста секционирования. Разрешение на отключение вык-
лючателя данного фидера выдается в зависимости от направления то-
ков в остальных фидерах поста. Если эти направления совпадают либо
ток в них равен нулю, то ячейка DD открывается.
Взаимодействие элементов схемы следующее. При КЗ в точке К1
срабатывает КА и через блоки ИЛИ и ВО отключает QnBl. При КЗ в
точке К2 срабатывает KZ выключателя QnBl. Направления токов в
остальных фидерах поста совпадают (сплошные стрелки на рис. 8.56).
В этом случае ячейка DD открывается и на ее выходе появляется сигнал,
который, пройдя через ячейку ИЛИ и выходной орган, отключает QnBl.
При КЗ на участке от поста ПС до подстанции В только для выключа-
теля QnBl могут соблюдаться условия, при которых направления токов
остальных фидеров совпадают. Однако если точка К2 находится вблизи
выключателя QB1, то на посту секционирования направление тока в вык-
лючателе QHB2 будет соответствовать пунктирной стрелке (см. рис. 8.56).
203
В этом случае ни для одного из выключателей поста условия срабатывания
не выполняются. Поскольку КЗ в точке К2 является близким для подстан-
ции В, то выключатель QB1 отключается своей токовой отсечкой.
После этого ток в фидере с выключателем QnB2 меняет направление
на 180° (сплошная стрелка) и для защиты выключателя QnBl выполняют-
ся все условия, необходимые для отключения. Выключатель QnBl отклю-
чается. Таким образом, все КЗ в пределах зоны от поста ПС до подстанции
В отключаются защитой выключателя QnBl без выдержки времени. Часть
из них отключается каскадно, т.е. сначала отключается выключатель QB1,
а потом QnBl. Зона каскадного действия выключателя QnBl менее 2 км.
Время отключения выключателем QnBl КЗ в зоне каскадного действия:
ZOTK = /сзВ +ГоВ + /свП +/оП’ (8.115)
где /сзВ — время действия защиты соответствующего фидера на подстанции В;
zoB — время отключения выключателя этого фидера;
гсвП — время срабатывания элементов взаимной связи на посту ПС;
/оП — время отключения выключателя на посту.
Защита остальных фидеров поста выполняется аналогично.
При КЗ на шинах поста секционирования (точка К4) условия сраба-
тывания соблюдаются одновременно для всех выключателей поста, и
они мгновенно отключаются. Это свойство выгодно отличает данную
защиту от направленных защит (см. п. 3.5), поэтому специальной за-
щиты от КЗ на шинах поста в этом случае устанавливать не требуется.
Если на одной из подстанций двухпутного участка, например на под-
станции В (см. рис. 8.56), один из фидеров (например, с выключателем
QB1) оперативно отключен, а короткое замыкание произошло вблизи
шин смежной подстанции А (точка КЗ), то на посту секционирования
отключится выключатель QIIA2.
Блок контроля фаз БФ, используемый в защите фидера QnBl, со-
держит промежуточные трансформаторы ТЫ, TL2, TL3 (рис. 8.57), пер-
вичные обмотки которых подключены к трансформаторам тока фиде-
ров QnAl, QIIA2, QnB2 (см. рис. 8.56).
Вторичные обмотки TL1—TL3 (рис. 8.57, а) через диоды DI—D3
включены параллельно на резистор R. Падение напряжения u(f) на этом
резисторе управляет ячейкой DD (см. рис. 8.56). Если направления то-
ков в фидерах QIIA1, Q1TA2, QnB2 совпадают, то график u(t) имеет вид,
приведенный на рис. 8.57, б. В течение 0,01 с, когда u(t) — 0, ячейка DD
открывается. Если же направления токов в тех же фидерах не совпада-
204
a
б
Рис. 8.57. Схема органа сравнения направления токов (а) и графики зависимости
u(t) (б и в)
ют, то график u(t) примет вид, изображенный на рис. 8.57, в. При такой
форме сигнала ячейка D все время заперта и сигнал от KZ не может
прийти на выходной орган ВО защиты.
Блоки БФ для других выключателей поста выполнены аналогично.
Защита фидеров поста секционирования со сравнением направлений
токов типа ЭЗПС успешно работала на Юго-Восточной и других желез-
ных дорогах [29].
8.9. Перекрытие нейтральной вставки
В эксплуатации хотя и редко, но все же бывают случаи перекрытия ней-
тральных вставок. При этом образуется мощная электрическая дуга, про-
исходит пережог проводов контактной сети, а в ряде случаев и более тяже-
лые повреждения (выгорание кабелей связи, постов диспетчерской цент-
рализации и др.). Токи в контактной сети, обусловленные перекрытием,
сравнительно невелики (400—600 А). Релейная защита на тяговых подстан-
циях и постах секционирования, отстроенная от токов нагрузки, их не чув-
ствует и такой режим не отключает. Рассмотрим общие принципы анализа
режима при перекрытии нейтральной вставки и возможность организа-
ции защиты от него. По-видимому возможно на постах секционирования
установить фазочувствительную защиту, которая была бы чувствительна к
таким повреждениям и одновременно отстроена от токов нагрузки [29].
205
Рис. 8.58. Схема питания двухпутного участка с перекрытой нейтральной
вставкой
ПС2
Рис. 8.59. Схема замещения однопут-
ного участка при перекрытии нейт-
ральной вставки
Схема питания участка с тяговыми подстанциями 1, 2 и 3 при пере-
крытии нейтральной вставки возле подстанции 2 показана на рис. 8.58.
Перекрытие создает близкое КЗ между фазами а и b подстанции 2, по-
этому выключатели Q1 и Q2 отключаются своими защитами без выдерж-
ки времени. После этого между фазой а подстанции 1 и фазой b подстан-
ции 3 будет протекать ток короткого замыкания через перекрытую возле
подстанции 2 нейтральную встав-
ку.
Аналогичное явление имеет ме-
сто и на однопутном участке, рас-
четная схема замещения которого
приведена на рис. 8.59. На этой схе-
ме Uac^ Ubc3 — напряжения под-
станций соответственно 1 и 3; /н1,
/н2 — нагрузки поездов; Z^Z^ —
сопротивления соответствующих
фаз подстанций 1 и 3, равные половине значения, вычисляемого по фор-
муле (8.15); Rn — сопротивление дуги. Сопротивления участков тяговой
сети Z], Z'2, —> ^4 в °бщем случае равны Z. = z^L , где /,• — длина соответ-
ствующего участка.
При отсутствии нагрузок /к1 = /к3 = ZK:
(8.116)
Рассмотрим схему, в которой трансформаторы 1, 2 и 3 (см. рис. 8.58)
подключены к одинаковым фазам питающей линии внешнего электро-
снабжения.
206
Рис. 8.60. Векторные диаграммы при перекрытии нейтральной вставки
на однопутном участке
Линейные напряжения трехфазных трансформаторов на подстанциях
сдвинуты друг относительно друга на 120°, т.е. (рис. 8.60, а):
—ас=^’ Ucb = £/ехр(Д20 °),
Uba ={7ехр(-;120°). (8.117)
Полагая, что напряжение холостого хода U на подстанции 1 равно
t/p а на подстанции 3 равно С73, получаем:
Uac}-Ubc3 =иасХ +Ucb3=u} + ^ехр(Д20°) =
= UX-U3 ехр(-;60°).
(8.118)
Ток 1К отстает от напряжения Uac^на подстанции 1 на угол 5— 10° и опе-
режает напряжение Ub($ на подстанции 3 на угол 50—55° (рис. 8.60, б).
Напряжения на шинах постов секционирования ПС1 и ПС2 находят по
выражению:
^€=^-^(^1+^^), (8.119)
где /пс — расстояние от подстанции 1 до соответствующего поста секциониро-
вания.
Модуль напряжения на шинах постов секционирования в режиме пе-
рекрытия нейтральной вставки снижается примерно на 3 кВ. Напряжение
на шинах поста ПС1 отстает от напряжения Uac на угол 10-20°, а напря-
207
жение на шинах поста ПС2 отстает от напряжения Uac на угол 40—50°
(рис. 8.60, в). Ток /к опережает напряжение на шинах поста ПС1 на угол
5—10° и напряжение на шинах поста ПС2 — на угол 30—40° (рис. 8.60, г, д').
При наличии нагрузок в межподстанционных зонах фазовые соот-
ношения несколько изменяются. Эти соотношения удобно изучать при
анализе схемы замещения на ЭВМ, например, с помощью уже упоми-
навшейся программы Electronic Workbench (EWB). Анализ показывает,
что вектор тока, измеряемый защитой на посту секционирования ПС1,
не попадает в область нагрузок нормального режима.
При перекрытии нейтральной вставки вектор тока, измеряемый за-
шитой на подстанции 3 и на посту секционирования ПС2, оказывает-
ся в той области, в которую не попадает вектор тока ни при нормальном
режиме, ни при коротком замыкании. Это обстоятельство позволяет осу-
ществлять защиту от перекрытия нейтральной вставки. Предпочтитель-
на ее установка на посту секционирования. Отключение соответствую-
щих выключателей постов ПС1 и ПС2 прекращает протекание тока 7К.
Расчетная схема двухпутного участка при перекрытии нейтральной
вставки после отключения выключателей Q1 и Q2 на подстанции 2 при-
ведена на рис. 8.61. Сопротивления подстанций Znl, Zn2, Zn3 относятся
к одной фазе трехфазного трансформатора. Значения Znl и равны
половине, а значение Zn2 — трем вторым, вычисленным по формуле
(8.15). Сопротивления тяговой сети Zp Z4 на первом и четвертом участ-
ках равны Z. = z-J., ZA - z-JA . Сопротивления контактной сети
Рис. 8.61. Схема замещения двухпутного участка при перекрытии нейтральной
вставки
208
Z' 21 ’ Zc 21 ’ zc 32 в зонах h и h (см* Рис- 8.58) в общем случае рав-
ны Zc . = 2l., а сопротивление рельсовой цепи Z' 2 , Z* 2 > •••> 3
вычисляют по формуле Zp . = z' , где — длина соответствующего
участка между узлами схемы замещения. Значения z22, z_1 2> z' 2 ПРИ"
нимают по табл. 8.6, 8.7, 8.8 и 8.9. Поскольку эти сопротивления отно-
сятся к индуктивно развязанной схеме замещения [89], то при состав-
лении системы уравнений взаимные индуктивные связи контактных се-
тей двух путей вторично учитывать не надо.
При отсутствии нагрузок , /н2, /н3 имеют место равенства:
Z' +Z' =Z Z’ ,+Z\+Z\=Z ~ Z' ^+z\=z
c,31 c,31 c,31 > p,2 p,2 p,2 p,2 > p,3 p,3 p,3
В этом случае для схемы замещения, приведенной на рис. 8.61, спра-
ведлива следующая система уравнений:
—ас]. —ас2
—acl
~ас2 =-аЬ2
—с,21
(8.120)
—Ьс2 —ЬсЗ
—аЬ2 —3 гт2
—1 ~ —к
~к —6’ —6
Имея в виду соотношения (8.117), получим для напряжений, входя-
щих в систему уравнений (8.120):
y_bc =-Ucb =tfexp(-j60°); Uab = -U_ba =U^j^°Y,
Uac2-Uab2-Ubc2=Q. (8.121)
Для снижения несимметрии загрузки фаз питающей линии внешне-
го электроснабжения трансформаторы 1, 2 и 3 (см. рис. 8.57) могут быть
подключены к ней с различным чередованием фаз [1]. В этом случае:
иаЛ=их, Ubai=U^{-jnrY
Ucbl =и{ ехр(/120°),
Uac2=U2, Uba2=U2exp(jnO°),
209
ucb2 =U2 exp(-/120°),
Uac3=U3 expQ^O0),^-^,
Ucb3=U3 exp(-jl20°),
ILacl ~—bc3 = ~acl +—Cb3 =
= U\+U3 exp(-j*120°) = U{ -U3 exp(/60°).
(8.121')
Ubc2 ~Ubc3 = (^2 “tf3)eXP('60°) ’ ^cl “^c2 = UX ~U2-
Решая систему уравнений (8.120) или (8.121'), можно получить зна-
чения токов в схеме замещения, из которых наибольший интерес пред-
ставляет ток /к и его фазовый угол относительно напряжений #пС1 и
^ПС2 соответственно на шинах постов секционирования ПС1 и ПС2:
^ПС1 +^1)>
(8.122)
—ПС 2 -У-ЬсЗ +£?(^ПЗ + —4^'
Расчет схемы замещения, в том числе и при наличии тяговых нагру-
зок, удобно выполнять с помощью ЭВМ при использовании, напри-
мер, уже упоминавшейся программы EWB. Ток 1К отстает от напряже-
ния С/ПС1 на 10—12° и от напряжения tfnC2 на 70—150°. Диапазон
изменения фазового угла тока 1К на посту ПС2 не совпадает с измене-
ниями фазового угла при нормальном режиме, что благоприятно для
установки на этом посту защиты от перекрытия нейтральной вставки.
Для окончательного суждения о видах защиты от перекрытия нейтраль-
ной вставки, их состава и формы характеристик необходимо учитывать воз-
можность перехода тяговой нагрузки в рекуперативный режим, а также
Рис. 8.62. Угловая харак-
теристика дистанцион-
ной защиты от перекры-
тия нейтральной вставки
перетока мощности по контактной сети.
В целях унификации удобно в комплекте
электронной защиты поста секционирования
(со стороны нейтральной вставки) ввести еще
один модуль дистанционной защиты с харак-
теристиками, имеющими, например, для вык-
лючателей с одной стороны поста секциониро-
вания вид, приведенный на рис. 8.15, з (с угла-
ми от —20 до +20° эл.), а для выключателей с
другой стороны поста секционирования вид,
приведенный на рис. 8.62 (с углами 70—175° эл.).
Предотвращение ложного действия модуля в
210
нормальном режиме может быть обеспечено выбором величины устав-
ки по условию:
Z < U^r . /к I
у ПСтш ' з пер max ’
где — минимальное напряжение на шинах поста секционирования в
нормальном режиме (21 000 В);
^пер max “ наибольшая величина уравнительного тока (50—150 А);
к3 — коэффициент запаса (1,2—1,3).
Выбранная по этому условию уставка защиты как обычно проверя-
ется на обеспечение условий чувствительности по формуле (1.4), в ко-
торой А = Z , А = Z , где Z — сопротивление, из-
сз у ’ к max к max к max
меряемое защитой рассматриваемого выключателя поста секциониро-
вания при перекрытии нейтральной вставки. Коэффициент чувстви-
тельности должен быть не менее 1,5.
8.10. Особенности защиты тяговой сети 2 х 27,5 кВ
с автотрансформаторами
Общие сведения. Контактная сеть при системе 2 х 27,5 кВ с автотранс-
форматорами состоит из контактной подвески К и питающего фидера Ф
(рис. 8.63), присоединяемых к выводам вторичной обмотки понижающих
трансформаторов смежных тяговых подстанций А и В. Средняя точка вто-
ричной обмотки этих трансформаторов присоединяется к рельсам Р. На-
пряжение питающего фидера Ф и контактной подвески К относительно
Рис. 8.63. Схема питания участка 2 х 27,5 кВ
211
рельсов составляет 27,5 кВ. Напряжение между фидером Ф и подвеской К
равно 55 кВ. Между смежными тяговыми подстанциями устанавливают
автотрансформаторы АТП, подключаемые одним концом к питающему фи-
деру Ф, а другим — к контактной подвеске К. Нулевая точка АТП присое-
диняется к нулевой точке дроссель-трансформатора рельсовой цепи [93].
В межподстанционной зоне, как правило, устанавливаются четыре
автотрансформатора. Между двумя средними располагается пост сек-
ционирования.
В тяговой сети рассматриваемой системы возможны следующие виды
коротких замыканий: между питающим проводом Ф и рельсами Р, между
контактной подвеской К и рельсами Р, между питающим проводом Ф и
контактной подвеской К.
В целях надежности в настоящее время фидеры контактной сети си-
стемы 2 х 27,5 кВ оборудуются двумя самостоятельными комплектами
защит — на питающем проводе и проводах контактной сети.
Изменение тока 13 контактной подвески (или питающего провода)
тяговой подстанции А (рис. 8.64, а) в зависимости от удаленности мес-
та повреждения при КЗ между питающим проводом и контактной под-
веской иллюстрируется кривой 1 (рис. 8.64, б), при КЗ между контакт-
ной подвеской (или питающим проводом) и рельсом — кривой 2. Со-
противление Z3 = U3 /13,
измеряемое защитой в
зависимости от расстоя-
ния до места КЗ от под-
станции, изменяется в
соответствии с кривой
3, а от поста секциони-
рования — с кривой 4
(рис. 8.64, в). Здесь U3 —
напряжение на тех ши-
нах, к которым подклю-
чен выключатель с рас-
сматриваемой защитой.
Сплошные линии отно-
сятся к двустороннему
а А АТП1 АТП2 ПС АТПЗ АТП4 В
GD-HH----НЖН-------НзНЮ
Рис. 8.64. Графики изменения тока и сопротивле-
ния, измеряемых защитами, в зависимости
от удаленности места КЗ
питанию, штриховые —
к одностороннему — от
подстанции А.
212
Следует иметь в виду, что одному и тому же значению тока КЗ Г3 (см.
рис. 8.64, б) или входного сопротивления Z'3 (см. рис. 8.64, в) в ряде
случаев могут соответствовать три различных расстояния Г, Г или Г' до
места повреждения.
Селективность и устойчивость функционирования защит обеспечи-
ваются так же, как и для системы однофазного тока 27,5 кВ.
Ток металлического КЗ в любом месте тяговой сети составляет от 2700
до 3000 А и более. Во избежание пережога проводов таким большим значе-
нием тока необходимо стремиться отключить его за 0,15—0,17 с или менее.
На фидерах тяговых подстанций и постов секционирования тяговой
сети 2 х 27,5 кВ могут использоваться все защиты, применяемые для тяго-
вой сети 1 х 27,5 кВ. Особенностью защит тяговой сети 2 х 27,5 кВ является
необходимость их отстройки от бросков тока намагничивания трансфор-
маторов электровозов и линейных автотрансформаторов АТП, возникаю-
щих при включении выключателей фидеров, проходе локомотивами ней-
тральной вставки и т.п. Однако блокировка защит по содержанию высших
гармоник тока фидера в тяговой сети 2 х 27,5 кВ неприменима.
Защита на подстанциях и постах секционирования должна содер-
жать трехступенчатую дистанционную защиту, дополненную токовой
отсечкой без выдержки времени. Графики селективности защит имеют
такой же вид, как на рис. 8.10. Все три ступени дистанционной защиты
должны быть направленными по тем же соображениям, что и в системе
однофазного тока 27,5 кВ. Способ обеспечения направленности защи-
ты Д31 подстанции за счет блокировки по току или напряжению, ис-
пользуемый в системе 27,5 кВ, для системы 2 х 27,5 кВ не применяют,
поскольку при этом происходит недопустимо большое сокращение зоны
действия дистанционной защиты первой ступени, Предпочтительны-
ми являются угловые характеристики, показанные на рис. 8.15, в.
Схема замещения тяговой сети. Расчет параметров короткого замы-
кания основан на анализе схемы замещения тяговой сети при повреж-
дении в расчетных точках. Схема замещения тяговой сети 2 х 27,5 кВ
сложнее, чем для тяговой сети 27,5 кВ из-за наличия автотрансформа-
торов и большого числа взаимных индуктивных связей.
Схема замещения трехобмоточного трансформатора (рис. 8.65, а)
показана на рис. 8.65, б, на которой Z Z " ~ сопротивления лучей
эквивалентной схемы; — проводимость трансформатора, обуслов-
ленная перемагничиванием железа, вихревыми токами, намагничива-
ющей мощностью, которые проявляются в виде тока холостого хода.
213
Рис, 8.65. Схемы замещения трансформато-
ра и автотрансформатора
Поскольку ток холостого хо-
да неизмеримо (в сто и более
раз) меньше номинального
тока трансформатора, то
принимают цепь разомк-
нутой. В этом случае схема
замещения трансформатора
принимает вид, показанный
на рис. 8.65, в. Для мощных
трансформаторов сопротив-
ления лучей эквивалентной
схемы являются практичес-
ки чисто индуктивными.
Их вычисляют по следую-
щим формулам, Ом:
Z' - iX' ~ /2Un z" - iX" -/2^1±азКвН-НН^п /8 I'm
-п - jXn - J s ’ 2_n -J^n -J----------------------> (8.123)
c T T
где X'w X"n — индуктивные составляющие сопротивления подстанции, Ом;
Un — напряжение на выводах тяговой обмотки трансформатора, кВ;
5С — мощность КЗ на вводах в подстанцию, МВ-А;
5Т — номинальная мощность трансформатора, MBA;
пт — число включенных в работу трансформаторов;
ик — напряжение КЗ трансформатора, %;
а3 — заводской допуск на величину напряжения КЗ.
Если параметры энергосистемы заданы сопротивлением Хс, Ом, при ба-
зовом напряжении <7б , кВ, то мощность короткого замыкания, MBA, вы-
числяют по формуле (8.16). Значения С/п, 5С и а3 принимают по табл. 8.4.
Используются двухобмотоцные трансформаторы типа ОРДНЖ (од-
нофазные, с расщепленной обмоткой низшего напряжения, охлажде-
ние с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуля-
цией масла, с регулированием напряжения под нагрузкой, для желез-
нодорожного транспорта) или трехобмоточные типа ОРДТНЖ, данные
о которых приведены в табл. 8.28.
Для автотрансформатора (рис. 8.65, г) эквивалентная схема замеще-
ния приведена на рис. 8.65, д. Сопротивления лучей обозначены .2^/2.
Проводимость Уд обусловлена наличием тока холостого хода автотран-
сформатора. Поскольку ток холостого хода неизмеримо меньше номи-
214
нального тока, то считают цепь Уа разомкнутой. Тогда схема замеще-
ния автотрансформатора принимает вид, показанный на рис. 8.65, в.
Таблица 8.28
Параметр Значение параметра для трансформаторов типа
ОРДНЖ- 16 000/110- 76У1 ОРДНЖ- 16 000/220- 76У1 ОРДТНЖ- 25 000/110- 81У1 ОРДТНЖ- 25 000/220- 79У1
Мощность, MBA 16 16 25 25
Номинальное напряжение, кВ, обмоток: ВН 115 230 115 230
СН -р— — 38,5 или 11 38,5 или 11
НН (расщепленная) 27,5—27,5 27,5—27,5 27,5—27,5 27,5—27,5
Напряжение КЗ, %: ВН—НН 10,5 11,5 9,6 13,2
ВН—СН — 17,0 20,7
СН—НН 6,0 6,5
НН1—НН2 20 24 ——
Примечания: 1. Напряжение КЗ ВН-НН отнесено к номинальной мощнос-
ти трансформатора при условии, что секции расщепленной обмотки соедине-
ны параллельно.
2. Напряжение КЗ НН1-НН2 приведено к мощности, равной половине но-
минальной мощности трансформатора.
Сопротивление ZA вычисляют по формуле, Ом:
2и U2
Z=jX = у—(8.124)
-° J a 1005
a
где uK — напряжение короткого замыкания, %;
UH — номинальное напряжение, принимаемое равным 27,5 кВ;
Sa — номинальная мощность автотрансформатора, MB A.
Используются автотрансформаторы однофазные серий АОМНЖ с
регулированием напряжения под нагрузкой и АОМЖ без такого регу-
лирования. Опыт эксплуатации показал, что автоматическое регулиро-
вание напряжения автотрансформаторов использовать не следует из-за
появления в тяговой сети больших уравнительных токов.
Автотрансформаторы АОМНЖ-10 000/55-76У1 и АОМНЖ-16 000/55-
82У1 имеют номинальную мощность соответственно 10 и 16 MBA и на-
215
пряжение короткого замыкания 1,5 %, а типа АОМЖ-Ю 000/27 х 2-У1 —
10 МВ-А и 2 % соответственно.
Использовав схему замещения трансформаторов и автотрансфор-
маторов для схемы питания, приведенной на рис. 8.63, получим схе-
му замещения тяговой сети 2 х 27,5 кВ межподстанционной зоны
(рис. 8.66, а), приведенную к однофазной системе 1 х 27,5 кВ [94], в
которой:
£7А рас* рас ” напряжения холостого хода подстанций А и В;
2^ p..ZK 5 — индуктивно развязанные сопротивления участков кон-
тактной подвески;
5 — индуктивно развязанные сопротивления участков пи-
тающего провода;
Рис. 8.66. Схема замещения тяговой сети 2 х 27,5 кВ (а) и ее преобразование (б)
216
Zp p.,2^ 5 — индуктивно развязанные сопротивления участков рель-
совой цепи;
Лд — сопротивление дуги в месте короткого замыкания (или пере-
ходное сопротивление провод—земля).
Номера участков на рис. 8.66 обозначены цифрами в кружках.
Особенность схемы замещения (см. рис. 8.66, а) заключается в том,
что на неповрежденных участках направления токов в контактной под-
веске /к и в питающем проводе /ф совпадают в то время, как в реальной
схеме питания (см. рис. 8.63) они противоположны.
Сопротивления /-х участков контактной подвески, питающего про-
вода и рельсовой цепи равны соответственно:
”” zk h ’ ^фд гф h ’ ^р,/— zp h»
где zK, 2ф, zp — индуктивно развязанные сопротивления 1 км соответственно
контактной сети, питающего провода и рельсовой цепи, Ом/км;
/у — длина /-го участка, км.
Значения сопротивлений zK и гф приведены в табл, 8.29 (числитель —
для однопутного, знаменатель — для двухпутного участка).
Усредненные значения сопротивлений рельсовой цепи zp j однопут-
ного и zp 2 двухпутного участков приведены в табл. 8.30.
Таблица 8.29
Марка проводов Индуктивно развязанные сопротивления контактной подвески zK, и питающего фидера гф, Ом/км
''к *ф, «^к ZK
ПБСМ95 + МФ00 0,175 0,328 0,300 0,372 0,347
М95 + МФ100 0,102 0,280 0,252 0,298 0,272
А120 0,246 0,468- 0,479 0,529 0,538
А150 0,194 0,461 0,472 0,500 0,510
А185 0,157 0,455 0,466 0,481 0,492
2А95 0,154 0,398 0,408 0,426 0,436
2А120 0,123 0,390 0,401 0,409 0,419
217
Таблица 8.30
Число путей Индуктивно развязанные сопротивления рельсовой цепи, Ом/км
ГР ХР Zp
1 0,048 0,149 0,157
2 0,029 0,113 0,117
В рельсах системы 2 х 27,5 кВ на неповрежденных участках протекает
ток 7р, с достаточной точностью определяемый как = v(/K -7ф),
где v — коэффициент, учитывающий снижение значения тока в рельсах за
счет шунтирующего влияния земли. Формула для вычисления коэффици-
ента v приведена в [89]. Для однопутных участков системы 2 х 27,5 кВ его
можно принимать равным 0,55, для двухпутных — 0,66. В схеме же заме-
щения, показанной на рис. 8.66, по рельсам протекает ток Zp = v(ZK +/ф).
Для того чтобы падение напряжения в рельсах неповрежденных участков
осталось таким же, как в системе 2 х 27,5 кВ, в сопротивление рельсовой
цепи на этих участках необходимо ввести множитель Рк = 2ак -1 (см. табл.
8.31). На тех участках, где рассматривается повреждение (между смежны-
ми автотрансформаторами или автотрансформатором и трансформатором
подстанции), такой множитель вводить не надо.
Строго обоснованные формулы для вычисления параметров схемы
замещения, приведенной на рис. 8.66, а, достаточно сложны. Вместе с
тем, для расчетов коротких замыканий допустимо принять некоторые
упрощения, которые не приводят к погрешностям свыше 5 %, но суще-
ственно облегчают вычислительные процедуры. Так, например, по-
скольку сопротивления Za имитируют автотрансформаторы, то паде-
ния напряжения между точками ас и ак одинаковы. Следовательно оди-
наковы и потенциалы точек си к, поэтому эти точки можно объединить.
То же самое относится к точкам f и п. Поскольку на головных участках
в цепи питающего фидера и контактной подвески включены достаточ-
но большие и одинаковые сопротивления Z^ (на подстанции А) и
Z*b (на подстанции В), а сопротивления питающего фидера и контак-
тной подвески различаются не очень сильно, то без существенной по-
грешности можно объединить точки b и z, g и о.
При объединении точек с и к сопротивления ZK 2, Z$ 2 , Zа 2 , со-
единенные треугольником, можно заменить на сопротивления Zc 2 ,
/дф 2, Z^’2, соединенные звездой. Точно так же при объединении то-
218
чек fwn треугольник сопротивлений Z . , Z. . , Z заменяется со-
ф,4
противлениями Zс 4 , Z^ 3, Z^ 3 , соединенными в звезду. Схема за-
мещения при этом приобретает вид, показанный на рис. 8.66, б.
Сопротивления ZnA и ZnB вычисляют по формуле:
Z - Z’ + 0,5Z*
п п ’ п
(1 ±а )и
J F4
1005 п
т т
(8.125)
в которой используются те же обозначения, что и в формулах (8.15).
Сопротивление Zn является практически чисто индуктивным.
Сопротивления других элементов схемы замещения, приведенной
на рис. 8.66, б, с достаточной точностью определяют по формулам:
—сД “ —с,? — с,2 ~ -с,э^2 ’ ~с,3 “ -с,э^з , —с,4 " -с,э^4 > —с,5 — -с,э^5 >
Znl =р .znZ. Z„? =В znL ZnA=$ zJA ZnS =p ,znL
—РД rK,l-P 1 > —p,2 нк-р 2 > —p,4 Нк-Р4 , —pp ik,5-P 5 j
£P4 ”±p43> P3 -£р<з» £taK,2 “V"uK^a,2> ™яф,2 “ ^K^a,2 ,
—ак,3 = (1 -aK)^,3, ^ф,з =%^,3 , —k,3 = H
Z> —С, Э 7/ t-г rf —С, Э . л» K
• Ф-3 = з Ф’3 = Т~^!з
1 -ex J ’ 1 — О J ’
к к
В этих формулах: zr = zvzA /(zv + zA) — эквивалентное сопро-
тивление контактной сети, приведенное к однофазной системе 27,5 кВ
и определяемое по табл. 8.31, Ом/км; оск = 2ф/(гк + гф) — коэффици-
ент распределения тока в контактной подвеске, определяемый по той
же табл.; /р /2, /3, /4, /5 — расстояния между точками соответственно b и
с, с и J, d и е, е wf,fn g, км; Г3 , — расстояния между точками соответ-
ственно /и КЗ, КЗ и т, км; Za 2 , Zа 3 — сопротивления автотрансфор-
маторов, на участке между которыми находится повреждение, вычис-
ляемые по формуле (8.124), Ом; zp •— сопротивление рельсовой цепи,
определяемое табл. 8.30, Ом/км; рк 1 = 2ак j — 1, ₽к 5 = 2ак 5 -1.
Мнимая часть коэффициента сск’ во много раз меньше его действи-
тельной части, поэтому в расчетах используют, как правило, его абсо-
лютное значение, равное действительной части. То же относится к ко-
эффициентам Рк = 2ак -1 и ук = ак(1 - ак), приведенным в табл. 8.31.
Коэффициенты ак и ак 5 токораспределения на головтгых участках
соответственно возле подстанций А и В вычисляют по формулам:
219
а [(1 - a )mZ д + z /Л
а - к14 к7 пА с,э 1 _
К)1 2а (1-а )mZ*д + z /.
кх к7 пА с,э 1
------2^.----к с’э 1 , (8.126)
2у mZ' + z Z.
* к nA с,э 1
а
к,5
а [(1-а )wZ*n+z L] у wZ*n+a
klv к7 пВ с,э 5J _ 'к пВ к с,э 5
2а (1-а )?nZ*n + z I- 2у wZ*n + z L *
кv к7 пВ с,э 5 ‘к пВ с,э 5
(8.127)
где т — число путей.
Таблица 8,31
Марка проводов контактной сети Марка проводов питающего провода Параметры эквивалентной контактной сети системы 2 х 27,5 кВ, приведенной к системе 1 х 27,5 кВ
^С,Э? Ом/км Ом/км ^С,э> Ом/км «к Рк YK
ПБСМ95+ +МФ100 А120 0,103 0,178 0,206 0,605 0,210 0,239
А150 0,095 0,177 0,201 0,593 0,186 0,241
А185 0,087 0,178 0,198 0,583 0,166 0,243
2А95 0,085 0,167 0,187 0,552 0,104 0,247
2А120 0,078 0,167 0,184 0,543 0,086 0,248
М95+ +МФ100 А120 0,073 0,157 0,173 0,665 0,330 0,223
А150 0,067 0,158 0,171 0,650 0,300 0,228
А185 0,062 0,157 0,169 0,641 0,282 0,230
2А95 0,061 0,149 0,161 0,611 0,222 0,238
2А120 0,056 0,148 0,159 0,602 0,204 0,240
Строго говоря, все сопротивления в формулах (8.126) и (8.127) явля-
ются комплексными величинами. Однако ошибка, возникающая при
использовании в этих формулах модулей сопротивлений, незначитель-
на и мало сказывается на конечных результатах.
Индуктивное влияние смежного пути в системе 2 х 27,5 кВ значитель-
но меньше, чем в однофазной системе 27,5 кВ, поэтому приведенные в
табл. 8.31 данные можно использовать и для двухпутного участка. По-
грешность при этом не превысит нескольких процентов. Этими же дан-
ными можно пользоваться при несущих тросах ПБСМ70, ПБСА50/70 и
контактных проводах НЛОлФЮО, БрФЮО (кроме БрЖФЮО).
220
Эквивалентную схему, приведенную на рис. 8.66, б, можно еще боль-
ше упростить, используя преобразование сопротивлений, соединенных
треугольником, в эквивалентную звезду. В конечном итоге она приво-
дится к Т-образной схеме (рис, 8.5, в) как для однопутных, так и для
двухпутных линий и может быть представлена в виде трех результирую-
щих сопротивлений:
— % пА ~^~^гс,А’ ~В — пВ ^"^Тс,В ’
7 = /? + 7 4-7 (8.128)
—АВ Лд ^ггз ' ^тс,АВ ’
где Zj.c д, Zrc в, ав ~ сопротивления схемы замещения тяговой сети, зави-
сящие, в частности’ от схемы питания, числа путей, параметров трансформа-
торов и контактной сети, мощности автотрансформаторов и их расположения,
от места короткого замыкания.
Значения параметров и места короткого замыкания прини-
мают в соответствии с п. 8.2.
Расчетные схемы питания. На схеме питания тяговой сети однопут-
ного (рис. 8.67, с) и двухпутного (рис. 8.67, б) участков указаны точки
К1—-Кб короткого замыкания, которые являются расчетными для вы-
бора уставок тех или иных защит. При нормальной схеме питания все
выключатели на смежных подстанциях А и В и на посту секционирова-
ния ПС включены. Однако при некоторых условиях (ревизия, ремонт,
авария и т.п.) отдельные выключатели могут оказаться отключенными,
что в ряде случаев усложняет работу релейной защиты других выключа-
телей той же межподстанционной зоны. В качестве расчетных схем пи-
тания принимают такие, при которых условия выполнения требований
селективности и устойчивости функционирования релейной защиты
являются наиболее неблагоприятными.
Расчетные схемы для защит выключателя QA (QA1) подстанции А и
выключателя QnB (QnBl) поста секционирования ПС однопутного и
двухпутного участков системы 2 х 27,5 кВ приведены на рис. 8.68 (по-
казаны только те выключатели, для расчета защит которых использу-
ется данная схема). Каждой схеме для удобства присвоен свой номер.
В табл. 8.32 указано, для расчета уставок каких защит используется каж-
дая из расчетных схем. Все расчетные схемы (кроме № 5 и № 10) приме-
няют для выбора уставок в нормальных условиях эксплуатации. Схемы
№ 5 и № 10 используются для корректировки выбранных уставок защит
третьей, а в некоторых случаях и второй ступеней, при отключении бли-
жайшего к смежной подстанции В линейного автотрансформатора.
221
a
Рис. 8.67. Расчетные точки коротких замыканий
Таблица 8,32
Вид защиты Номер расчетной схемы (см. рис. 8.68) для выбора уставок защиты выключателя при числе путей
т = 1 т — 2
QA <2пв QA1 QIIBl
ТО 1 2 3 1 6 7 8 6
МТЗ 1 3 6 8
Д31 1 3 6 8
Д32 1 3 6 8
ДЗЗ 4 5 4 5 9 10 9 10
ПЗ 2 1 7 6
222
Рис. 8.68. Расчетные схемы питания тяговой сети 2 х 27,5 кВ при коротком
замыкании
Из каждой пары расчетных точек возле поста ПС (KI, К2) и возле
смежной подстанции В (КЗ, К4) выбирается та, при коротком замыка-
нии в которой условия обеспечения чувствительности более трудны. Для
приведенных в табл. 8.31 сочетаний проводов такими точками являют-
ся К1 и КЗ, расположенные на питающем проводе, поскольку при ис-
пользуемых обычно марках проводов его сопротивление больше, чем
сопротивление контактной подвески.
Вычисление параметров нормального режима. К параметрам нормаль-
ного режима относятся максимальные токи контактной сети тах и
питающего провода /фН>тах, минимальное напряжение на шинах trH rnin,
сопротивления и измеряемые защитой на контактной сети и
питающем проводе на фидерах тяговой подстанции и поста секциони-
рования.
Значение минимального тока контактной сети тах фидера тяго-
вой подстанции в нормальном режиме вычисляют по формуле
223
I = Z +а (8.129)
кн,max гм,тр к,1 & > \ /
в которой коэффициент распределения тока между контактной сетью и
питающим проводом на головном участке ак вычисляют по формуле
(8.126), а остальные величины принимают по п. 8.1.
Значение максимального тока питающего провода /фН)Тпах фидера
тяговой подстанции в нормальном режиме вычисляют по формуле
гм 4 э,гм
К
Если сумма (лэ — п3 ш — 1) получается отрицательной, то ее прини-
мают равной нулю.
Значение максимального тока контактной сети /кн тах фидера по-
ста секционирования в нормальном режиме вычисляют по формуле
фн,тах
к,1
-----.(8.130)
- а
кн, max к
4- ГМ Э)ГМ __гр Э э,гм
гм,тр к
АП
(8.132)
где ак — коэффициент распределения токов между контактной сетью и питаю-
щими проводами на участках между смежными автотрансформаторами, значе-
ние которого указано в табл. 8.31;
?АП » (аВ — расстояния соответственно от тяговой подстанции А до поста
секционирования и между тяговыми подстанциями А и В.
Значения максимального тока питающего провода /фндпах фидера
поста секционирования в нормальном режиме вычисляют по формуле:
1-а
I, =----------I
фн,тах а кн,max
к
Минимальные значения напряжения на шинах тяговых подстан-
ций принимают 25 000 В, на шинах поста секционирования — 21 000 В.
Минимальные значения сопротивлений, измеряемых защитами в нор-
мальном режиме, вычисляют по формуле (8.9).
Вычисление параметров короткого замыкания. К параметрам короткого
замыкания относятся максимальные /к и минимальные IK min токи кон-
тактной сети и питающего провода на подстанции и посту секционирова-
ния, напряжения на шинах тяговых подстанций и поста секционирования,
сопротивления 2^ тах и , измеряемые релейной защитой контактной
сети и питающего провода на подстанции и на посту секционирования.
224
Токи и сопротивления для выбора уставок защит определяются далее для
выключателей QA и QIIB (см. рис. 8.67, а) для однопутного и QA1 и QFIB1
(см. рис. 8.67, б) для двухпутного участков. Для других выключателей под-
станций и поста секционирования расчеты выполняются аналогично.
При расчете уставок защиты контактной сети значения IK max, IK
Z^ соответствуют на подстанции А току 1К । и сопротивлению Z^ ।, а на
посту секционирования соответствуют току 1К 3 и сопротивлению ZK 3 для
соответствующих расчетных схем. При расчете уставок защиты питающе-
го провода значения /к тах, /к Z*. соответствуют на подстанции А току
7ф } и сопротивлению Z$ j, а на посту секционирования соответствуют току
/ф з и сопротивлению Z^ 3 для соответствующих расчетных схем.
Параметры коротких замыканий вычисляют для расчетных схем,
приведенных на рис. 8.68.
Вычисление любых параметров короткого замыкания начинается с
определения результирующих сопротивлений ZA , ZB и ZAB по форму-
лам (8.128). Формулы для определения результирующих сопротивлений
тяговой сети Zrc А, Z^ в и 4с АВ приведены в табл. 8.33. Для каждой
схемы точки К1, КЗ и К5 соответствуют короткому замыканию между
питающим проводом и рельсами, а точки К2, К4 и Кб — короткому за-
мыканию между контактной подвеской и рельсами.
Таблица 8.33
Номер схемы рис. 8.68 Расчет- ная точка Шифр Формулы для вычисления сопротивлений схемы замещения
1 2 3 4
1 К1 ^тс,А 0,5Z* па+2с,э ?к^а,2 "* 2р,1 (Рк ^2 + з)
Zrc,В 0,5Z пв + ZC 3 /рв + Zp.l (^ 3 + Рк
Zc.AB г (Ук^а,2 + 2с,э4)(Ук^,3 + Zc,sO
Yic(Zr,2 + ^д,з)+ 2с,э(?
7 ^тс,А + 2с,э (ап + Ук + ZP.l (Рк h + ^з)
2ус,В 0,5Z"nB + ZC13 /1ТВ + ук Za3 + Zpj (Г3 + рк /4)
2тс,АВ R । " R X X 2 (Ук^а,2 + Zc,A)(YkZj,3 * 2с,Х) Y.(2o,2 + Ze,3) + z„/3
225
Продолжение табл. 8.33
1 2 3 4
2 К5, Кб ^тс,А ^[у,(^+^,.)+М,]
Д-с.В 0
3 КЗ 2тс,А 0)52Гпа+ Zc.3 /дв, + Yk^<j.4ZdJ [PkGi"^ 6 + ^4) + ^5]
2-гс,В (l-a,)Z"„B
^гс,АВ ^пвак(Ук2в>4 +2^/5) Тк(^д,4 + 2^пв) + Z^3Z5
К4 ^тс,А nA + ZCi3 /дв + Yk ^0.4 + Zoj [Pr (/2 + h + /4) +Zsl
^тс,В Or nB
^тс,АВ ^пв(1~ ^hXYk^M +Zc,3^) Yk(^«,4 + ^Zjjb) + ZC3Z5
4 КЗ ^тс,А OjSZ'jja + ZC 3(Zab- Z5) 4" ZdJ Pk (Z2 4- Z3 + Z4)
2ТС(В co
2тс,АВ Or Za<4 4-(Zfc 4-2^ 1 ^5
К4 2тс,А 0,5^ + zc_, (Zab -Z5) + Zo., p, (Z2 + h + /< )
4с.В OQ
^тс,АВ (l-aK)Za.4 + (zlb+zI1.1)Z5
5 КЗ ^тс,А 0,52х nA + zc,3 (A + Z2 4- Z3) 4- ZpjPk (Ji + Z3 )
^гс,В co
^ТС АВ Or 2a,3 4" (Z4 4" ZD 1) (Z4 4- Z5)
К4 2Тс,А 0,5Z* дд 4- ZC 3 (Zj 4- Z2 4" Z3) 4" Zpjpj. (J2 + h )
Zrej co
^тс.АВ Q -°^)_2ai4 4- (z^ 4- Zfl j ) (Z4 4- Z5 )
6 К1 ^тс,А 0,5(2"^ + zCi3 Zxn+Y„ Za,2 ) + Zp,2 (₽k Z2 + Z'3)
2тс,В 0,5(Z* nB 4- ZC 3 ZnB + Yk 2af3 ) 4" Zp^ (Z 3 4" PK Z4 )
2тс,АВ (Yr2O 2 4"ZCi3^)(YKZflj +zC3Z3)
12(l-a.) J YK(2ei2 + Za 3) 4- zcpZ3
^тс,А 0,5(Z* nA 4" ZC(3 Zah 4" yK Zflt2 ) 4“ Zp 2 (PK Z2 4“ Z 3 )
Zre.B 0,5(Z"„в 4- zc>3 ZnB 4" Yk 2a>3) 4- Zp^ (Zz,3 4- рк Ц)
^тс,АВ ^1-a, < 2otK j + 2с,э4)(Ук2д 3 4-ZcpZ^) Yk (2й,2 4" 2Я1з) 4- z^l3
226
Окончание табл, 8,33
1 2 3 4
7 К5, Кб 2^ А CtY.(^ +0,5Zol) + 0,5zCJ/1]
Yk(2^oa +0»SZej) + 0,5zCt3/i
АВ 0
8 КЗ ^тс,А 0,5(Z"цд + Zc>3 /дп + Yk Ив,4 ) + Zp,2[|3K (4 + 4 + 4 ) + 4]
^тс,В (l-aj^ne
^гс,АВ ^пВак(Ук^а,4 + Zc^4) YK(^af4 + ^nfi) + 2с,э4
К4 ^.А 0,5(Z"цд + 2Ct3 /ап + Yk Zaf4 ) + Zpi2[₽K (4 + 4 + 4 ) + 4]
^.В OCrZ ng
^ТС.АВ 4(i-MvA4+^) Yr(^e,4+ 4ZnB) + zcp/5
9 КЗ Zpc.A 0,5 [Z"nA + zCi3 (/] + 4 + /'3)] + Яр.гРк (4 + 4 + 4 )
^гс,В 0,5Z"nA + zCi3(7"'3 +/4+/5)
^гс,АВ Zcp (J 3 4 ) “* ^a,4 (z4> + zp,2 )4
К4 ^гс,В 0,5[Z па+zc,3 (4 + 4 + / 3)]+ zp,2Pk (4 + 4 + 4) 0,5Z"nB + zc,3 (1"з + 4 + 4)
2*гс,ДВ ZC,3 U 3 + 4 ) + (1~^к) 2д,4 + (2k + Zp>2 )4
10 КЗ 0t5[Z"nA + ZC(3 (4 + 4 + Г3 )] + Zpf2PK (/2 + /3 )
^гс,В 0,5Z"nB + zcp (/"3 +/4 +/5)
^гс,АВ zc,3 3 + %c ^a,3 + (гф + Zp>2 )(4 + /5)
К4 А 0,5[Z"„a + zc,3 (/, +12 +1'})] + ZpA (/2 + /3)
^.В O.sroB + z^CA+^+Zs)
АВ ZC3 /, 3 *“ (1~0&k)^i,3 + (zk + Zp,2 )(4 + 4)
Значения Z^, Z"B вычисляют по формуле (8.123), сопротивления
Za j—Za 4 автотрансформаторов на автотрансформаторных пунктах
АТШ—АТП4 находят по формуле (8.124). Параметры тяговой сети zK,
2ф приведены в табл. 8.29, а параметры zc э , , ₽к , YK “ в та®л- 8-31-
Сопротивления рельсовой цепи на однопутных z i и двухпутных z 2
227
участках принимают по табл. 8.30. Расстояния определяют в соответ-
ствии с рис. 8.67.
Значения сопротивлений дуги 7?д и троса группового заземления Zrr3
принимают по п. 8.2.
Сопротивления тяговых подстанций Zn^ вычисляют по форму-
ле (8.125).
Значения результирующих сопротивлений ZA, ZB, ZAB схемы заме-
щения определяют по формуле (8.128).
Значения суммарных токов /А /в тяговых подстанций А и В вычис-
ляют по формулам (8.19) или (8.21).
Токи контактной подвески IK j 7К 5 и питающего провода 1ф д /ф 5
на подстанциях А и В вычисляют по формулам:
_ ак,1
т
(8.133)
т
(8.134)
ак,5
где ак 1 5 ~ Д°™ суммарного тока контактной сети одного пути в контакт-
ной подвеске на головных участках;
т — число путей.
Токи контактной подвески и питающего провода на посту секцио-
нирования ПС вычисляют для расчетных схем (см. рис. 8.68) по форму-
лам:
• схемы № 1 и № 6 (короткое замыкание между питающим прово-
дом и рельсами — точка К1):
IJ^Z .+z Л')-/Д(у Z 0+z /')
Вч*к д,3 с,э 3Z Av'k с,э З7
т\у (Z 0 +Z J + z L]
l‘kv а,2 а,3' с,э 3J
(8.135)
• схемы № 1 и № 6 (короткое замыкание между контактной подвес-
кой и рельсами — точка К2):
“*~гс,э^з) +гсУ з)
^ГУк (^д,2 ^д,3 ) + ]
(8.136)
228
• схемы № 3 и № 8:
(8.137)
т
• схемы № 4, 5, 9, 10:
^Ф,зо “ ак)^А + ^в)’ 4,з“ак^А+ 4)- (8.138)
Напряжение на подстанции А на шинах питающего провода £/Аф и
шинах контактной подвески к вычисляют по формулам:
^А,ф ^.,рас~ nA — w ^ф, 1 % пА —
*“* £\,рас ““ 4 пА + (1 “ °^к, 1 ) % пА-I’ (8 139)
4, к ~ ^4,рас ~ % nA ~ ^Цс, 1 % пА —
= ^Рас-4(^пА + «к,1^пА)<
Напряжение на шинах питающего провода и контактной подвески
поста секционирования ПС вычисляют по формуле:
U
ПС
(8.140)
+ (Л +/JGR +Z ).
4 А В,хд тгз
В формуле (8.140) принимают для однопутного участка zp = zp j для
двухпутного участка — zp = zp 2 .
Сопротивление, измеряемое защитами, определяют по формуле (8.26).
Порядок вычислений. Вычисление расчетных параметров нормаль-
ного режима и короткого замыкания осуществляется в следующей пос-
ледовательности:
1) устанавливают параметры тяговой сети рассчитываемой подстан-
ционной зоны (число путей, расстояния между подстанциями, между
автотрансформаторами и до поста секционирования, типы трансфор-
маторов и автотрансформаторов, марки проводов контактной сети);
229
2) устанавливают размеры движения и массу грузовых поездов, тип
локомотива;
3) определяют параметры нормального режима ZH max, UH Zn min
для контактной подвески и питающего провода на фидерах тяговой под-
станции и поста секционирования;
4) задаются видом защиты и местом ее установки (тяговая подстан-
ция или пост секционирования, а также контактная подвеска или пита-
ющий фидер);
5) по табл. 8.19 или 8.20 для заданной защиты определяют режим
энергосистемы;
6) по формулам (8.124) и (8.125) вычисляют сопротивления автотранс-
форматоров и тяговых подстанций;
7) по табл. 8.29, 8.30 и 8.31 определяют удельные параметры тяговой
сети;
8) по табл. 8.32 определяют номер расчетной схемы для заданной за-
щиты;
9) по рис. 8.68 на основании номера установленной расчетной схе-
мы и защищаемого объекта (контактная подвеска или питающий про-
вод) определяют номер расчетной точки короткого замыкания;
10) по табл. 8.33 для данных номеров расчетной схемы и расчетной
точки находят формулы для сопротивлений Z^ д, ZTC в и Z^z АВ и вы-
числяют их значения;
11) по формуле (8.128) вычисляют значения результирующих сопро-
тивлений ZA, ZB, ZAB, установив предварительно по табл. 8.19 или 8.20,
необходим ли для заданной защиты учет сопротивления дуги R& . Если
такой учет необходим, то руководствуются положениями п. 8.2;
12) по формулам (8.19) или (8,21) вычисляют значения результирую-
щих токов 7д, /в тяговых подстанций.
Порядок дальнейших расчетов зависит от места расположения защиты.
Если рассматриваемая защита расположена на тяговой подстанции,
то дальнейшие расчеты выполняют в следующей последовательности:
13) по формуле (8.126) определяют значение коэффициента ак । рас-
пределения суммарного тока на головном участке;
14) по формулам (8.133) вычисляют значение тока /к । контактной
подвески или /ф j питающего провода в зависимости от назначения за-
щиты. В режиме максимума энергосистемы в табл. 8.19 эти токи (7К и
/ф,1) обозначены IK тах, в режиме минимума энергосистемы они име-
ют обозначение ;
1\ у XXXXXX
230
15) по формулам (8.139) находят напряжение к на шинах контак-
тной подвески или напряжение ф на шинах питающего провода в
зависимости от назначения защиты;
16) находят значение сопротивлений Z^ j и Zф измеряемых защи-
тами соответственно контактной подвески и питающего провода (в за-
висимости от назначения защиты) по формуле (8.26)
Uа (7Д ж
<7 _ А, к у „ А,ф
М - 7 ’ Z4>,1 “ j
А, к А,ф
В табл. 8.19 эти сопротивления Z„ n Z^ х обозначены Zv или
z
к, max’
Если рассматриваемая защита расположена на посту секционирова-
ния, то дальнейшие расчеты выполняют в следующей последователь-
ности:
13) определяют токи контактной подвески /к3 и питающего прово-
да 7ф,з на посту секционирования по формулам (8.135), (8.136), (8.137)
или (8.138) в зависимости от номера расчетной схемы. Эти токи (/к 3,
/ф 3) в табл. 8.20 в зависимости от режима энергосистемы обозначены
I или I
к,max и к,тш >
14) по формуле (8.140) вычисляют напряжение t/jjQ на шинах поста
секционирования;
15) по формуле (8.26) находят значения сопротивлений ZK 3, Zф 3,
измеряемых защитами соответственно контактной подвески и питаю-
щего провода (в зависимости от назначения защиты):
к,3 / ’ Ф,3 /
к,3 ^ф,3
В табл. 8.20 эти сопротивления ZK j, Zф j обозначены ZK.
Ддя резервной защиты с зоной действия до шин смежной подстан-
ции расчет параметров короткого замыкания необходимо осуществлять
с учетом сопротивления дуги (см. п. 8.2). Если при этом возникает опас-
ность отказа защиты из-за снижения значения фазового угла сопротив-
ления петли короткого замыкания, причем степень снижения фазового
угла заранее неизвестна, то расчеты следует выполнять в комплексной
форме (см. пример 8.7).
Пример 8.24. Вычислить параметры короткого замыкания, измеряемые
защитами питающего провода Ф и контактной подвески К на тяговой под-
станции А в минимальном режиме. Участок однопутный (см. рис. 8.63),
231
контактная подвеска ПБСМ95 + МФ100, питающий провод А185, пони-
жающие трансформаторы на подстанциях типа ОРДНЖ-16 000/110-76У1,
все автотрансформаторы типа АОМНЖ-10 000/55-76У1, расстояния = /2 =
= ^4 = ^5 = 15 км, /3 = 20 км. Короткое замыкание питающего провода на
рельсы на шинах поста секционирования ПС: = 10 км. Расчет вы-
полнить с использованием модулей сопротивлений.
Заданным условиям соответствует расчетная схема № 1 при КЗ в точке
К1 (см. рис. 8.68).
По формулам (8.123) находим сопротивления подстанций, при этом зна-
чения [/п, 5С, а3 принимаем по табл. 8.4, a ST и «к — по табл. 8.33:
2U2 3-27 52
Z' = Z' = —= 3,7 Ом,
пА пВ 5 400
с
100 16 1
2.U (1 + а )и 2 • 27 5х • 1 05 • 10 5
Z*. = Z' -----зЛк = = ю)2 ом.
"А пВ 100 S п ........
т т
По формуле (8.125) находим:
"nA^V* 0,5-10,2 = 8,8 Ом.
2
— “ 2,26 Ом.
nA пВ
По формулам (8.124) вычисляем:
2и 17 2 1 5.27 5
Z — к н _
а 100 5 100-10
а
По табл. 8.31 для заданных проводов контактной сети находим:
zr = 0,198 Ом/км, ос, = 0,583, = 0,166, = 0,243.
V’jJ Л. 14, Л.
По формуле (8.126) для головного участка находим:
„ _ Тк^пА+ак2с,э6 _ 0,243-1-10,2 + 0,583-0,198-15 _Л„. _
к,‘ 2yKmZ^+zCt3l{ 2-0,243-1-10,2+ 0,198-15
По табл. 8.30 находим z t = 0,157 Ом/км.
По табл. 8.33 для расчетной схемы № 1 при КЗ в точке К1 находим:
№
пА ^с,э
+ 0,157(0,166-15 + 10) = 15,53 Ом,
^гсВ ~ OjSZпр + zC 3 /j-jg + укZa y + Zpj (l з + pK /4 ) —
= 0,5-10,2 + 0,198(10 + 15 + 15) +
+ 0,243-2,26 + 0,157(10 + 0,166-15) = 15,53 Ом,
232
Z AU =
тс, AB
a VY o + z Z)(Y a + z /;)
к к a,2 с,э 3/v,k at3 с,э 3Z
Y (Z - + Z -) + z L
1 к a,2 a,37 с,э 3
- f °>583 <0’243 ’2’26 + °’198 ’ 10)(Q>243 • 2,26 + 0,198 > 10) _ ! 77 Qm
- 0,583) 0,243 (2,26 + 2,26) + 0,198 -20 ’ M'
Полагая, что сопротивление дуги 2L— 1 Ом,находим поформуле (8.128):
ЛК
ZA = Z'^ + ^С>А = 3,3 + 15,26 = 18,96 Ом;
ZB = ZnB + ^тс,В = 3>3 + 15,26 = 18’96 Ом;
ZAB = Кд + Zrc,AB = 1 + 1.77 = 2,77 Ом.
Токи подстанций вычисляем по формулам (8.21) для минимального ре-
жима:
26 200
18,96
18,96 >
=1069 А,
26 200_______
!.77( 1 +
I 1S.MJ
=1069 А.
Токи питающего провода и контактной подвески на подстанции А на-
ходим по формулам (8.133):
/К1 = —/А =-Ц—1069 = 568А,
К,1 т А |
Т 1-аК,1, 1-0>5311П,о’
/ =-------/ =---------1069 = 501 А.
Ф-1 т А 1
По формулам (8.135) вычисляем токи на поврежденном участке:
Л, (у Z , +z /Г)-/.(у Z , +z /1)
I — В q,3 с,э 3' AvtK a,2 с,э 3' _
К’3 ’ “К ^K(Za2+Z ) + zc3/ ]
<v UfXi M jj Vj J "J
1069 (0,243 • 2,26 + 0,198 • 10) -1069 (0,243 2,26 + 0,198 • 10)
l[0,243(2,26 + 2,26) + 0,198 • 20]
233
Z1 , = — + Z , = 1069 A, Z' = —-Z , = 1069 А.
ф,3 т к,3 ф,3 т к,3
Напряжение на шинах подстанции А находим по формулам (8.139):
М>= ^рас-Л^’^ф,1 ^А=26 200— 1069’3,7-1-50М0,2= 17 135 В,
и,
\,рас- f\Z'nk-т1к,\Z'^A = 26 200 —1069-3,7—1-568-10,2 = 16 451 В.
Сопротивления, измеряемые защитами питающего провода и контакт-
ной подвески, вычисляем по формуле (8.26):
А,ф 17135
—-----------= 34,2 Ом,
501
и
= 29,0 Ом.
568
к,1
Пример 8.25. Для двухпутного участка с параметрами контактной сети,
подстанций, линейных автотрансформаторов и расстояний между ними,
указанных в примере 8.24, рассчитать параметры короткого замыкания,
измеряемые защитами выключателя QRB1 на посту секционирования для
расчетной схемы № 9 и точки повреждения КЗ (см. рис. 8.68). Расчет вы-
полнить с использованием модулей сопротивлений.
Сопротивления подстанций и автотрансформаторов:
пВ ““ 3»? 0м
'Ад=^пВ=10.2Ом>
4д — 8,8 Ом,
Za = 2,26 Ом.
Параметры тяговой сети (см. табл. 8.31):
zc 3 = 0,198 Ом/км, 0,583, Рк= 0,166, ук = 0,243.
Сопротивление питающего провода (см. табл. 8.29) равно гф ~ 0,492 Ом/км.
Сопротивления рельсовой цепи (см. табл. 8.30) zp 2 = 0,117 Ом/км.
По табл. 8.33 для схемы № 9 и расчетной точки КЗ находим:
2гс,а = 0>5[Z^ + Zc>3 (Ji + /2 + /з)] + zP;2 ₽к (/2 + /3 + /4) =
= 0,5(10,2 + 0,198(15 + 15 + 10)] + 0,117 0,166(15 + 20 + 15) = 9,81 Ом,
~гсв ~с,э v 3 4 j/j
= 0,5-10,2 + 0,198(10 + 15 + 15) = 13,02 Ом,
234
-^гс,АВ zc,3 U 3 + U ) + “к %а,4 + (z<j> + zp,2 ^5
= 0,198(10 + 15) + 0,583-2,26 + (0,492 + 0,117)15 = 15,40 Ом.
Полагая, что сопротивление дуги Лд = 5 Ом, находим по формуле (8.128)
ZA = Z'^ + Z^ = 3,7 + 9,81 = 13,51 Ом;
ZB = ZnB + ^с,В = 3>7 + 13’02 = 16>72 Ом;
ZAft = 7?д + Z^q 5 4" 15,40 = 20,40 Ом.
Находим токи подстанций по формуле (8.21) для минимального режима:
U рас _ 26200
za+zab[1 + ^] 13,51+ 20,40(1 + ВД>
26200
16,72 + 20,40 1 + ——
I 13,51
= 420 А.
Токи питающего провода 3 и контактной подвески 1К 3 на посту сек-
ционирования ПС находим по формулам (8.138)
/ф,3 = (1 - ак )(/А 4- /в) = (1-0,583)(520 + 420) = 392 А,
4,3 = ак (4 + 4) = 0,583(520 + 420) = 548 А.
Напряжение С7ПС на шинах поста секционирования ПС вычисляем по
формуле (8.140)
+(/A+W =
= 26 200 - 520[8,8 + 0,198(15 + 15 + 10)/2 + 0,243-2,26/2 +
+ 0,117(0,166-15 + 10)] + (520 + 420) 1 = 23491 В.
Сопротивление, измеряемое защитами питающего провода и контакт-
ной подвески, находим по формуле (8.26)
235
ПС _
= 59,9 Ом,
392
U
ипс
23 491
548
= 42,9 Ом.
Выбор уставок защит. Фидеры контактной сети оборудуются двумя
самостоятельными комплектами защит — на фидере контактной под-
вески и на фидере питающего провода. Уставки защит выбираются в
соответствии с п. 8.4 по формулам, приведенным в табл. 8.19 и 8.20.
Номера расчетных схем принимают по табл. 8.32.
Указанные в этих табл, токи ZK max /к min ZH тах — это токи питаю-
щего провода /ф или контактной подвески /к (в зависимости от назна-
чения расчета), протекающие через тот выключатель, который указан
на рис. 8.68 и защита на котором подлежит выбору и расчету.
Пример 8.26. Выбрать уставку второй ступени (Д32) трехступенчатой
дистанционной защиты на контактной подвеске тяговой подстанции для
межподстанционной зоны, параметры которой приведены в примере 8.24.
Минимальное сопротивление нагрузки Zn =30 Ом.
По табл. 8.19 устанавливаем, что выбор уставки защиты Д32 осуществ-
ляется для режима минимума энергосистемы.
По табл. 8.32 устанавливаем, что для защиты Д32 на тяговой подстан-
ции (выключатель QA) расчетной схемой является схема № 1.
Параметры короткого замыкания для этих условий рассчитаны в при-
мере 8.24. Сопротивление, измеряемое защитой контактной подвески,
! = 29,0 Ом. Величина ZK j в табл. 8.19 обозначена ZK,
’ По табл. 8,19 для защиты Д32 или по формуле (8.64) находим:
^д32 £ кч ZK = 1,25-29,0 = 36,25 Ом.
Принимаем 2^дз2 ~ 38 Ом.
Поскольку в данном примере 2^д32 > Z^ mjn, то условие (8.62) не вы-
полняется и, если не принять специальных мёр, защита будет ложно сраба-
тывать при максимальных нагрузках. Для исключения ложной работы в
нормальном режиме следует применить дистанционную защиту Д32 с уг-
ловой характеристикой, приведенной на рис. 8.15, в, г, отстроенной по фа-
зовому углу от нормальных режимов.
Пример 8.27. Выбрать уставку третьей ступени (ДЗЗ) трехступенчатой
дистанционной защиты контактной подвески на посту секционирования
для межподстанционной зоны, параметры которой приведены в примере
8.25. Минимальное сопротивление нагрузки ZH min = 25 Ом.
236
По табл. 8.20 устанавливаем, что выбор уставки защиты ДЗЗ на посту
секционирования осуществляется для режима минимума энергосистемы с
учетом сопротивления дуги .
По табл. 8.32 устанавливаем, что для защиты ДЗЗ на посту секциониро-
вания (выключатель QnBl) расчетными являются схемы № 9 и № 10.
Расчет параметров для схемы № 9 выполнен в примере 8.25. Сопро-
тивление, измеряемое защитой ДЗЗ контактной подвески, ZK j = 42,9 Ом.
В табл. 8.20 это сопротивление имеет обозначение ZK .
На основании табл. 8.20 или по формуле (8.64) выбираем уставку защи-
ты при коэффициенте чувствительности 1,5:
^у,ДЗЗ - ^к,тах 1,5*42,9 — 64,35 Ом.
Поскольку в данном примере 2удз2 > min, то условие (8.62) не вы-
полняется, поэтому для исключения ложной работы защиты в нормальном
режиме следует применить угловую характеристику, приведенную на рис.
8.15, в, г, отстроенную от нормальных режимов.
Аналогичным образом выполняются расчет и выбор уставки для схемы
№ 10. Окончательно принимается та уставка (из вычисленных для схем № 9
и № 10), которая является наибольшей.
Защита противогололедных схем питания. Борьба с гололедом (про-
филактический подогрев проводов или плавка гололеда) на контакт-
ной сети осуществляется при помощи разнофазных или петлевых схем
питания, при которых возможно осуществлять движение поездов, хотя и
в уменьшенных размерах. Разнофазная схема может быть использована
как на однопутных, так и на двухпутных участках, петлевая схема — только
на двухпутных участках.
Разнофазная схема для тяговых подстанций с однофазными трансфор-
маторами приведена на рис. 8.69, а. Питающий провод Ф подключается на
левой подстанции А к одной фазе (П Д а на правой В — к другой фазе (П^).
Фидеры контактной подвески на смежных подстанциях также подключа-
ются к разным фазам (Кд, КД Поскольку векторы напряжений разных
фаз однофазных трансформаторов смежных подстанций сдвинуты на 60°,
то по контактной сети протекает уравнительный ток, который и подогре-
вает провода. Пост секционирования ПС при этом отключен, а продоль-
ные разъединители на воздушных промежутках возле ПС включены.
На тяговых подстанциях с трехфазными трансформаторами Т по-
вышающие автотрансформаторы АП на фидерах контактной сети
(рис. 8.69, б) подключаются на смежных подстанциях также к разным
фазам — на тяговой подстанции А, например, к фазам «ас», а на под-
станции В — к фазам «Ьс».
237
a
Рис. 8.69. Противогололедные схемы питания: разнофазные (а, б)
Пример петлевой схемы питания для подстанций с однофазными
трансформаторами на двухпутном участке приведен на рис. 8.70. Пита-
ние петли осуществляется от подстанции А. Выключатели фидеров кон-
тактной сети KI, К2 и питающих проводов Ф1, Ф2 обоих путей на под-
станции В отключаются. Продольные разъединители на воздушных
промежутках возле поста секционирования ПС включаются. Кроме того,
включаются поперечные разъединители SQ1 и SQ2 в конце петли, в дан-
238
Рис. 8.70. Противогололедная петлевая схема питания
ном случае возле тяговой подстанции В. На подстанции А фидеры К1 и
Ф1 первого пути подключаются к фазам (шинам) соответственно и
Щ а фидеры К2 и Ф2 — к фазам (шинам) соответственно Kfl и По .
Уравнительный ток в петле обусловлен тем, что фазовый угол между
векторами напряжения шин Пд и а также Кд и равен 60°.
Петлевая схема может использоваться также и на более коротком
расстоянии — только до поста секционирования ПС. В этом случае про-
дольные разъединители на воздушных промежутках возле поста ПС от-
ключаются, а поперечные разъединители возле поста ПС включаются.
Петлевая схема применима и в том случае, если на подстанциях исполь-
зуются трехфазные трансформаторы, а на фидерах контактной сети —
повышающие автотрансформаторы.
В отдельных случаях может применяться схема плавки гололеда ме-
тодом искусственного КЗ контактной подвески на землю. При этом ав-
тотрансформаторы АТП и фидер питающего провода отключают. Рас-
чет токов КЗ для выбора уставок защит осуществляется как для систе-
мы 27,5 кВ. При такой схеме движение поездов невозможно.
Противогололедная схема питания должна иметь защиту от КЗ при
перекрытии или разрушении изоляции как контактной подвески, так
и питающего провода. Уставки токовых и дистанционных защит,
239
предусмотренные для нормальных схем питания, а также угловые харак-
теристики этих дистанционных защит не соответствуют условиям функ-
ционирования противогололедных схем питания межподстанционной
зоны. Поэтому при использовании таких схем защиты, предусмотрен-
ные для нормальных схем питания, выводятся из работы и должны вво-
диться в действие специальные комплекты защит. Допускается исполь-
зование защит нормальных схем питания, если они оборудованы систе-
мами, обеспечивающими возможность ручного или автоматического (по
телеуправлению с диспетчерского пункта) изменения уставок.
В настоящее время принято осуществлять защиту противогололедных
схем с помощью максимальной токовой защиты МТЗ без выдержки вре-
мени, устанавливаемой на фидерах как контактной подвески, так и пита-
ющего провода Ф. Рекомендуется также применение тепловой защиты,
учитывающей температуру окружающей среды и скорость ветра. Такая
защита может входить в микропроцессорные комплексы БМРЗ и ЦЗА.
Уставка максимальной токовой защиты фидера контактной
у, МТЗ
подвески и 7^тз фидера питающего провода выбираются по условиям:
(К)
у, МТЗ
(8.141)
> 1,2
у, МТЗ ’ Ф
(8.142)
где 1С — суммарный ток контактной подвески и питающего провода (ток тяго-
вой сети);
/г — средний ток грузового поезда;
Як — доля тока тяговой сети, протекающая по контактной подвеске;
Нф — доля тока тяговой сети/протекающая по питающему проводу;
/ — расстояние между смежными тяговыми подстанциями при разнофаз-
ной схеме питания или расстояние от подстанции до наиболее удаленной точ-
ки петли при петлевой схеме питания;
I — расстояние от подстанции до ближайшего автотрансформатора.
Поскольку противогололедные схемы применяются для вынужден-
ных режимов, то в межподстанционной зоне при этом предполагается
наличие только одного поезда расчетной массы (грузового). При расчете
уставки МТЗ для фидера контактной подвески считают, что поезд нахо-
дится возле подстанции, а для зашиты фидера питающего провода — возле
ближайшего к подстанции линейного автотрансформаторного пункта.
240
Для системы 2 х 27,5 кВ с однофазными трансформаторами на тяго-
вой подстанции Як = — 1 — акр где ак1 — коэффициент рас-
пределения тока на головном участке, вычисляемый по формуле (8.126)
для подстанции А и по формуле (8.127) — для подстанции В.
Для системы 2 х 27,5 кВ с трехфазными трансформаторами и повы-
шающими автотрансформаторами АП на фидерах контактной сети (см.
рис. 8.69, б) ддя вычисления и Нф используют формулы
r(Z.+Zn) + az I
_ кv gA gB 7 к с,э
К г (Z д + Z n) + z
к' aA а В' с,э
Яф=1-^к
у (Z . +Z n) + z Г
1 kv gA aB с,э
(8.143)
(8.144)
где ZaA ZflB — сопротивления повышающих автотрансформаторов соответ-
ственно на подстанциях А и В, вычисляемые по формуле (8.124), Ом;
zc э — эквивалентное сопротивление контактной сети, Ом;
а*. ук — коэффициенты, зависящие от распределения тока между контакт-
ной подвеской и питающим проводом.
Значения zc э, и ук приведены в табл. 8.31.
Значение тока тяговой сети одного пути 1С вычисляют по формуле
U
рас
Z
рас
(8.145)
где (/рас — напряжение холостого хода на шинах контактной сети (относитель-
но земли) с учетом позиции устройства РПН, В;
^,ас — расчетное сопротивление цепи межфазного КЗ, Ом.
Для номинального режима С7рас = 27 500 В. Значение 2^ас вычисля-
ют по формулам, приведенным в табл. 8.34 и 8.35.
Таблица 8.34
Противогололедная схема Формула для вычисления Zpac при однофазных трансформаторах на тяговой подстанции
Разнофазная для одного пути (см. рис. 8.69, а) Разнофазная для двух путей Петлевая (см. рис. 8.70) Zpac ZIlA ZI]B + %с,э 1 2рас “ 2(ZnA + ZnB + ZC 3 Z) Zpac = Zzn + 2Z"n + 2zCj31
241
Таблица 8.35
Противогололедная схема Формула для вычисления Zpac при трехфазных трансформаторах на тяговой подстанции и повышающих автотрансформаторах на фидерах контактной сети
Разнофазная для одного пути (см. рис. 8.69, 0 Разнофазная для двух путей Петлевая 7 —7 J- 7 + 7 Р“~ "В Y«(^A+Z„a) + z„Z ” = 2 [z„A + Z„B + 0,5 (1-~“*)(Z-“AlZ°B-2 + bZz /1 p L Y,(ZoA + ZoB) + z„/ c’’J , , (l-a,)2Z„+zC3/ , Z.„ = Z. + 2- —-—&-Z.J " YK2Za + z„/ M
Сопротивления подстанций Zn ZnA ZnB вычисляют по формуле
(8.15), сопротивления Z'n и Z" определяют по выражениям (8.123). Со-
противления повышающих автотрансформаторов Za, Za^ ZaB находят
по формуле (8.124). Эквивалентное сопротивление сети zc э принима-
ют по табл. 8.32.
Глава 9. ЗАЩИТА ТЯГОВОЙ СЕТИ
ПОСТОЯННОГО ТОКА
9.L Особенности соединения опор с рельсами
Рассматриваются только те особенности, которые имеют прямое
отношение к условиям функционирования защиты от токов корот-
кого замыкания. Все металлические части опор контактной сети, нор-
мально не находящиеся под напряжением, должны быть соединены
с рельсом металлическим проводником. Это необходимо для дости-
жения двух целей: уменьшения сопротивления цепи короткого за-
мыкания и повышения условий электробезопасности для людей, на-
ходящихся вблизи той опоры, на которой произошло короткое за-
мыкание. Пример такого соединения {индивидуальное заземление)
показан на рис. 9.1 для железобетонной опоры У. Неизолированная
металлическая консоль 2 и фиксаторный кронштейн 3 присоедине-
ны специальными зажимами к заземляющему проводнику (заземля-
ющему спуску) 6, который с помощью крюкового болта крепится к
подошве одного из рельсов 8. Заземляющий проводник изолируется
от земли деревянной пропитанной полушпалой 9 и от опоры — дере-
вянными прокладками 10. Он выполнен стальным прутком диамет-
ром не менее 12 мм. Заземляющие проводники на всех опорах при-
соединяются к одному и тому же рельсу, чтобы не нарушать работу
рельсовых цепей автоблокировки.
При пробое изоляторов 4 или стержневого фиксаторного изолятора
5 ток короткого замыкания протекает по цепи «плюсовая шина тяговой
подстанции — контактная сеть — заземляющий проводник на опоре с
поврежденной изоляцией — рельсы — минусовая шина тяговой под-
станции». Заземляющий проводник в этой цепи обладает весьма малым
(по сравнению с другими элементами) сопротивлением и не ограничи-
вает величину тока КЗ. При отсутствии заземляющего проводника ток
КЗ протекал бы по телу опоры, большое сопротивление которой на-
столько ограничило бы значение тока КЗ, что защита такой режим не
смогла бы почувствовать. При этом электрическая дуга в месте по-
243
вреждения пережигала бы про-
вода и опорные конструкции,
а шаговое напряжение вблизи
опоры и напряжение прикос-
новения были бы опасными
для жизни людей.
В нормальном режиме рабо-
ты (при отсутствии КЗ) нали-
чие заземляющего проводника
оказывает на опоры вредное
влияние. Возрастает несиммет-
рия рельсовой цепи, что отри-
цательно сказывается на рабо-
те устройств СЦБ. Тяговые токи
электроподвижного состава в
анодной зоне из рельсов про-
Рис. 9.1. Соединение опоры с рельсами ходят по этому проводнику в
тело опоры, по ее арматуре по-
ступают в фундамент опоры и выходят из него в землю, вынося ионы
металла. Это приводит к электрокоррозионному разрушению опоры,
что не только резко сокращает срок ее службы, но и может вызвать вне-
запное падение на путь. Для ликвидации этого недостатка в заземляю-
щий провод б врезается искровой промежуток 7.
Искровой промежуток представляет собой герметичный корпус,
внутри которого имеются два электрода, разделенные слюдяной про-
кладкой. Их пробивное напряжение составляет 800 —1200 В. В нормаль-
ных условиях (при отсутствии КЗ) искровой промежуток выполняет роль
изолятора, врезанного в заземляющий провод, препятствующего про-
теканию блуждающих токов. При КЗ на него попадает высокое напря-
жение, он пробивается и дугой электрически соединяет электроды. Осо-
бенности выполнения заземляющих проводников и конструкция ис-
кровых промежутков описаны в [33, 95].
Исправность искровых промежутков необходимо контролировать
один раз в квартал. При большом числе таких промежутков весьма ве-
лика трудоемкость их обслуживания. Кроме того, большое число зазем-
ляющих спусков затрудняет механизированные работы по ремонту пути
и очистке его от снега. Поэтому большое распространение получило
групповое заземление, при котором к телу опор с полевой стороны под-
244
вешивается сталеалюминиевый
трос, разделенный изоляцией на
секции. Средняя точка каждой
секции присоединяется к рельсу.
Металлические опоры, а также
металлические части железобе-
тонных опор, нормально не нахо-
дящихся под напряжением, при-
соединяются к соответствующей Рис. 9.2. Схема грушювого заземления
секции троса. В заземляющий
проводник врезается искровой промежуток, диодный заземлитель или
они оба, соединенные последовательно.
На схеме группового заземления (рис. 9.2): 1 — опоры; 2 — секция тро-
са группового заземления; 3 •— заземляющий проводник; 4 — изоляция;
5 — контактная сеть; 6 — рельсы; 7— диодный заземлитель, представляю-
щий собой герметизированный отрезок трубы диаметром 140 мм и длиной
200 мм, внутри которого размещены три параллельно включенных мощ-
ных диода [33, 95]. Диодные заземлители можно использовать только в
анодной зоне, в которой потенциал рельсов выше потенциала земли. В
катодной зоне потенциал рельсов относительно земли отрицателен, по-
этому блуждающие токи текут не из рельсов в опору, а наоборот — из опо-
ры в рельсы и диодный заземлитель их не ограничивает. Поэтому на 1/4
длины межподстанционной зоны возле подстанций в заземляющий про-
водник врезают либо только искровой промежуток, либо искровой проме-
жуток, соединенный последовательно с диодным заземлителем.
Если повреждение изоляции происходит на опоре, расположен-
ной возле конца секции троса группового заземления, то в цепь КЗ
включается отрезок троса от его конца до точки присоединения за-
земляющего проводника 3. В качестве троса группового заземления
используют сталеалюминиевые провода АС70 или провода большего
сечения. Трос группового заземления из таких проводов может силь-
но ограничить значение тока КЗ. Например, трос АС70 длиной 600 м
имеет почти такое же сопротивление, как 6 км контактной сети, со-
стоящей из проводов М120+2МФ100+А185. Такое ограничение тока
КЗ может существенно затруднить распознавание защитой аварий-
ного режима. Поэтому для каждого конкретного участка сечение и
марка троса группового заземления должны корректироваться по
условиям надежной защиты от КЗ.
245
Для защиты опор от коррозии блуждающими токами в ряде стран ис-
пользуют металлические фундаменты, электрически соединенные не толь-
ко с одним из рельсов, но и с металлической шиной из цветного металла,
уложенной в земле вдоль всей трассы. Это решение требует больших зат-
рат и пригодно только для однониточных рельсовых цепей. Исключить
или значительно уменьшить коррозию опор блуждающими токами воз-
можно, если не использовать вообще заземляющих проводников, т.е. при
отсоединении опор от рельсов. В этом случае по опорам, отсоединенным
от рельсов, прокладывается дополнительный провод, отличие которого от
троса группового заземления заключается в том, что он не секционирует-
ся. Все металлические части опор, нормально не находящиеся под напря-
жением, зажимами присоединяются к дополнительному проводу, концы
которого подключают к специальным отключающим катушкам быстро-
действующих выключателей на подстанции и на посту секционирования.
Дополнительный провод может иметь и Меньшую длину, не доходящую
до подстанции и поста. В этом случае к дополнительному проводу под-
ключаются короткозамыкатели. В отличие от группового заземления, при
котором трос делится изоляцией на секции, соединенные в одной точке с
рельсами, объединение опор с помощью дополнительного провода при
отсутствии такого соединения называется тросовым объединением опор.
9.2. Особенности нормального н аварийного режимов
Основные сведения. Токи фидеров контактной сети в нормальных ре-
жимах существенно изменяются, особенно при пуске электроподвиж-
ного состава, повторном появлении напряжения, проходе токопри-
емников через изолирующее сопряжение — воздушный промежуток.
Режимы тяговой сети для целей защиты принято в основном характе-
ризовать максимальными токами фидера /ф, бросками (скачками) то-
ков А/ , крутизной фронта нарастания тока di / dt, постоянной време-
ни Г, а также уровнем напряжения Uв различных точках сети.
При пуске электропоездов и восьмиосных электровозов ток достигает
2100—2250 А. Изменение схемы соединения двигателей сопровождается
бросками (приращениями) тока величиной до 900—1080 А. Скорость из-
менения тока в начальный момент (крутизна фронта) в этом режиме со-
ставляет для электровозов примерно 30 кА/с, а для электропоездов от 80 до
320 кА/с. В эксплуатации, особенно при больших скоростях движения,
происходят отрывы токоприемников локомотивов от контактных прово-
246
дов, что равносильно кратковременному исчезновению напряжения и по-
вторному его появлению. Такое же явление наблюдается при отключении
фидера защитой (например от перегрузки) и его повторном включении
устройствами АПВ. В случае повторного появления напряжения возника-
ют броски токов переходного режима, значения которых зависят от дли-
тельности перерыва питания. При отрывах токоприемников броски тока
достигают 500 А и имеют крутизну фронта от 60 до 80 кА/с. Если перерыв
питания длится более 0,5 с, то, например, бросок тока восьмиосного элек-
тровоза возрастает до 3000 А при крутизне фронта от 100 до 180 кА/с.
При проезде воздушных промежутков токоприемник локомотива
замыкает обе его ветви. В этот момент ток поезда, ранее протекавший
по одному фидеру, питающему набегающую ветвь изолирующего сопря-
жения, распределяется между двумя фидерами. После прохода воздуш-
ного промежутка весь ток поезда будет протекать через второй фидер,
питающий сбегающую ветвь изолирующего сопряжения.
Таким образом, для второго фидера процесс прохода воздушного
промежутка токоприемником сопровождается двумя бросками тока:
первый совпадает с моментом перемыкания сбегающей и набегающей
ветвей воздушного промежутка, второй — с моментом схода токопри-
емника со сбегающей ветви. Бросок тока равен половине тока локомо-
тива и может достигать 1000 А при крутизне фронта 1000—1500 кА/с.
Постоянная времени Т цепи тока при переходных режимах в нор-
мальных условиях эксплуатации превышает, как правило, 0,03 с. Одна-
ко при пуске электропоездов она снижается до 0,01 с, а при проезде воз-
душных промежутков и повторной подаче напряжения — на порядок.
Напряжение для целей защиты контролируется, как правило, на тяго-
вых подстанциях и постах секционирования. Максимальное напряжение
на шинах подстанции в нормальном режиме достигает 4 кВ, минимальное
на отдельных перегонах при вынужденных схемах питания 2,2 кВ [39].
Чем больше ток КЗ по сравнению с током нагрузки, тем легче обна-
ружить короткое замыкание.
При коротком замыкании цепи с сопротивлением и индуктивно-
стью £к ток в ней изменяется по закону:
*к = 4 + (4 - 4 )(1 - 1 т*) = Л, + Д ~ 'Тк) ’ <9-1)
где 1Н— ток нагрузки, предшествующий моменту короткого замыкания;
/к ““ установившееся значение тока КЗ;
247
М - I -I “ бросок тока;
к н
Тк — постоянная времени (Т* = Ак/Ак);
t — текущее время.
Крутизна нарастания тока равна скорости его изменения в началь-
ный момент времени (t = 0):
(9.2)
В реальных условиях закон изменения тока фидера отличается от эк-
споненты как из-за нелинейного характера сопротивления рельсов, так
и из-за влияния переходных процессов в силовой цепи электровозов.
Переходные процессы имеют ту же природу, что и у электровозов пере-
менного тока с тяговыми двигателями постоянного тока (см. п. 8.1). Однако
характер переходных процессов U (f) и /э(0 имеет некоторое отличие,
обусловленное тем, что у электровозов постоянного тока выпрямителей в
силовой цепи нет (рис. 9.3). Пусть напряжение на токоприемнике до мо-
мента КЗ было равно U3iV ток локомотива 1эн. В установившемся режиме
КЗ напряжение на токоприемнике снижается до ?7ЭК, что влечет за собой
изменение тока возбуждения и магнитного потока тяговых двигателей. Од-
нако изменение магнитного потока не может происходить мгновенно: это-
Рис. 9.3. График изменения тока электро-
воза при внешних КЗ
му препятствуют возникающие
в магнитопроводе вихревые
токи. В связи с этим в течение не-
которого времени ЭДС двигате-
лей оказывается больше напря-
жения U сети. В этом проме-
жутке времени ток электровоза
/эг становится отрицательным,
т.е. электровоз переходит в гене-
раторный режим (режим рекупе-
рации) и подпитывает место КЗ.
Напряжение на токоприемнике
в этом же промежутке времени
^эг > & эк ’ В дальнейшем ток
электровоза стремится к устано-
вившемуся значению I .
248
Рис. 9.4. Осциллограмма тока КЗ фидера
контактной сети
В кривой тока фидера содер-
жится значительное количество
высших гармоник, кратных ше-
сти (при шестипульсовом вып-
рямлении переменного тока на
тяговых подстанциях), а также
других гармоник, связанных с
нелинейными процессами в
цепи при наличии электричес-
кой дуги в месте КЗ (рис. 9.4).
Крутизна нарастания тока
КЗ может изменяться от 70—
100 кА/с (при удаленных КЗ) до
500—700 кА/с (при КЗ вблизи шин подстанции). На основании дан-
ных, приведенных в [34], можно считать, что бросок тока при КЗ на
однопутных участках составляет не менее 1600 А, а на двухпутных (при
КЗ возле поста) — не менее 2200 А. Постоянная времени Тк при КЗ в
зависимости от места повреждения изменяется в пределах от 0,003 до
0,2 с.
Напряжение в точке К глухого короткого замыкания равно нулю. При
замыкании через дугу напряжение в ней (рис. 9.5) равно падению напря-
жения в дуге L7 Напряжение в какой-либо точке М, находящейся между
подстанцией А и точкой К:
СЛ. = , (9.3)
М А тем д’ v 7
где гтс — сопротивление 1 км тяго-
вой сети.
В табл. 9.1 приведены гра-
ничные значения рассмотрен-
ных величин для фидера одно-
го пути двухпутного участка
длиной 25 км при узловой схе-
ме питания. Короткое замыка-
ние рассматривается возле шин
смежной подстанции. При КЗ
возле поста секционирования
токи и крутизна их нарастания
увеличиваются примерно в 2
Рис. 9.5. Распределение напряжения
в контактной сети при КЗ
249
Таблица 9.1
Режим Граничные значения величин
7ф, д/, А dl/dt, кА/с Т,с
Нормальный <4000 < 1000 <80 >0,03
Пуск электровоза <2100 < 1080 <30 > 0,036
Пуск электропоезда <2250 <900 <320 > 0,003
Отрыв токоприемника <500 <500 <80 > 0,005
Повторное включение <3000 <3000 <180 > 0,002
Проезд воздушного промежутка <2000 < 1000 < 1500 >0,001
Короткое замыкание в контактной сети > 1700 1600 2200 >90 <0,02
раза. Показатели, характерные для режима повторного включения, от-
носятся к одному электровозу в фидерной зоне. Более подробные дан-
ные приведены в [25, 34, 35].
Сопоставляя основные признаки, характерные для нормального ре-
жима и режима КЗ, можно сделать следующие выводы. При значитель-
ных расстояниях между подстанциями токи удаленных КЗ соизмеримы
с максимальными нагрузками нормального режима или даже меньше
их. Во многих случаях при большой интенсивности движения поездов
токи повреждений, возникших на расстоянии 8—12 км от тяговой под-
станции, практически уже невозможно отличить от максимальных на-
грузок. По крутизне фронта нарастания токов и постоянной времени
цепи также нельзя достоверно судить о режиме в тяговой сети, поскольку
и в нормальных условиях, и при КЗ во многих случаях они соизмери-
мы. Броски тока при КЗ, как правило, выше, чем в нормальном режи-
ме. Исключение составляет лишь случай повторной подачи напряже-
ния на неотключившиеся электровозы, если перерыв питания длится бо-
лее 0,5 с. Напряжение в контактной сети при КЗ по сравнению с
нормальным режимом снижается.
Сопротивление тяговой сети постоянного тока значительно мень-
ше, а токи во всех режимах существенно больше, чем в сети переменно-
го тока. Возрастает и опасность пережога контактных проводов в режи-
ме КЗ. Длина межподстанционной зоны не превышает, как правило,
20—25 км, а во многих случаях она меньше. Повторное включение сети
под напряжение при наличии в зоне питания неотключившихся элекг-
250
ровозов сопровождается большими бросками тока, которые могут явить-
ся причиной боксования, кругового огня по коллектору тяговых двига-
телей, поломки сцепных приборов и пережога проводов контактной
сети. Большие токи нагрузок и отсутствие фазового сдвига между то-
ком и напряжением (поскольку они не являются периодическими фун-
кциями) оказываются, в частности, причиной того, что выполнить за-
щиты от токов КЗ в системе постоянного тока значительно сложнее,
чем в системе переменного тока. Особенно это относится к режимам,
когда изменяется схема питания или происходит выпадение промежу-
точной подстанции.
В качестве коммутационных аппаратов на фидерах тяговых подстан-
ций и постов секционирования используются автоматические быстро-
действующие выключатели. Выпускаются поляризованные (АБ-2/4,
ВАБ-28-К, ВАБ-43) и неполяризованные (ВАБ-28-Л, ВАБ-49, ВАБ-70)
выключатели, выполняющие одновременно и функции защиты. У по-
ляризованных выключателей их автоматическое отключение возмож-
но только при одном направлении тока в силовой цепи (тока фидера), а
у неполяризованных — возможно при любом направлении тока. Пол-
ное время отключения, включая и время гашения дуги на контактах,
составляет 0,044—0,08 с.
Упрощенная схема поляризованного автоматического быстро-
действующего выключателя во включенном состоянии приведена на
рис. 9.6, а и в отключенном состоянии на рис. 9.6, б. На магнитопрово-
де 1 размещены четыре катушки: отключающий виток 5, держащая ка-
тушка 7, калибровочная катушка Ри включающая катушка 10. При крат-
ковременной подаче напряжения на включающую катушку 10 поворот-
ный якорь 2 притягивается к скошенному стержню магнитопровода и
подводит подвижный контакт 3 к неподвижному 4. Механизм выклю-
чателя устроен так (на рис. 9.6 не показано), что'замыкание контактов 3
и 4 происходит только после того, как исчезнет ток в катушке включе-
ния 10. В таком положении якорь 2 удерживается после отключения
включающей катушки 10 за счет магнитного потока, создаваемого то-
ком 7ДК держащей катушки 7.
Ток контактной сети /к проходит по отключающему витку 5 и созда-
ет свой магнитный поток. В скошенном сердечнике магнитопровода 1
магнитные потоки держащей катушки 7 и отключающего витка 5 на-
правлены встречно. Когда результирующий магнитный поток, равный
разности магнитных потоков катушки 7 и витка 5, снизится до опреде-
251
б
Рис. 9.6. Упрощенная схема быстродействующего автоматического выключате-
ля и реле РДШ
ленной величины, он уже не сможет преодолеть натяжение пружины 8,
которая повернет подвижный якорь 2 в положение, показанное на рис.
9.6, б. Подвижный 3 и неподвижный 4 контакты разомкнутся, а воз-
никшая между ними дуга выдувается магнитным дутьем в дугогаситель-
ную камеру и там гасится.
Калибровочная катушка 9 служит для наладки и регулирования ус-
тавки быстродействующего выключателя. Она подключается к низко-
вольтному источнику постоянного тока и заменяет собой отключаю-
щий виток. Индуктивный шунт 6 служит для придания особых свойств
выключателю. Без такого шунта выключатель реагирует только на зна-
чение тока и автоматически отключается, когда это значение достигнет
заданного порога (уставки). При наличии индуктивного шунта выклю-
чатель реагирует не только на значение тока, но и на признаки переход-
ного процесса — на скачок и на скорость нарастания тока. Поэтому он
252
Рис. 9.7. Схема подключения держащей
катушки поляризованного (а) и неполя-
ризованного (б) быстродействующего
выключателя
может отключиться и при токе,
значение которого меньше ус-
тавки. Кроме того, наличие ин-
дуктивного шунта повышает
быстродействие выключателя.
Оперативное отключение
поляризованных выключателей
осуществляется ключом SB
(рис. 9.7, а), который разрывает
цепь питания держащей ка-
тушки YA. При этом магнитный
поток в магнитопроводе 1 (см.
рис. 9.6, а) спадает, пружина 8
оттягивает поворотный якорь 2
и контакты 3—4 размыкаются.
Более подробно конструкция быстродействующих выключателей
описана в [3, 35].
Неполяризованные быстродействующие выключатели ВАБ-28-Л,
ВАБ-49, ВАБ-70 отключающего витка 5и индуктивного шунта бне име-
ют. Вместо них в цепь тока 1К последовательно с контактами 3—4 вклю-
чается реле РДШ (реле-дифференциальный шунт), которое при сраба-
тывании своими контактами KAD размыкает цепь держащей катушки,
что приводит к отключению выключателя.
Реле РДШ имеет два исполнения: на номинальные токи 3000 (РДШ-1)
и 6000 А (РДШ-П). Упрощенная схема реле РДШ (KAD) приведена на
рис. 9.6, в. Магнитопровод М реле огибается двумя токопроводящими
ветвями (шинами) различного сечения (7^ > 7^). Шина меньшего се-
чения (с большим значением омического сопротивления 7?0 обладает
индуктивностью L\ благодаря надетым на нее пакетам трансформатор-
ной стали. Пружина удерживает якорь магнитопровода оттянутым, при
этом контакты реле KAD, включенные в цепь держащей катушки вык-
лючателя, замкнуты. Ток сети /к делится в ветвях на составляющие q и
z*2? которые наводят в магнитопроводе встречные, но не равные магнит-
ные потоки. При определенном токе z'K результирующий магнитный
поток, равный разности магнитных потоков, возбужденных токами z‘| и
z2, станет достаточным для преодоления натяжения пружины. Якорь
притянется к магнитопроводу, контакты KAD размыкают цепь держа-
щей катушки YA выключателя (рис. 9.7, б) и он отключится. При раз-
253
мыкании цепи держащей катушки YA ключом SB или контактами KAD
реле РДШ одновременно в ее цепь вводится конденсатор С для ускоре-
ния отключения.
Быстродействие. При воздействии на контактный провод электричес-
кой дуги с током более 2 кА минимальное время пережога этого провода
(с начальной температурой от +20 до —20 °C) составляет 0,15—0,17 с. Токи
в контактной сети постоянного тока значительно выше, чем в сети пе-
ременного тока, и в нормальном режиме при интенсивном движении
поездов температура провода может достигать 80—100 °C. В режиме КЗ
температура провода не должна возрастать свыше 200 °C, так как при
более высокой температуре нагрева начинает заметно теряться его ме-
ханическая прочность и провод может оборваться. Предварительно на-
гретый до температуры 100° С провод может быть пережжен открытой
электрической дугой за время от 0,062 до 0,074 с. Из сравнения этого
времени с полным временем отключения быстродействующих выклю-
чателей следует, что практически никакая выдержка времени защиты
от токов КЗ в системе постоянного тока недопустима. Не следует также
разрешать АПВ фидера контактной сети при устойчивом повреждении,
так как нагретый открытой электрической дутой провод не успевает за-
метно остыть за цикл АПВ и повторное включение вызовет дополни-
тельный существенный нагрев и обрыв провода. Поэтому АПВ на фи-
дерах контактной сети разрешается только в том случае, если с помо-
щью испытателя коротких замыканий (ИКЗ) предварительно будет
установлено, что изоляция контактной сети исправна.
Быстродействующий выключатель может использоваться как ком-
мутационный аппарат, отключение которого производится не размаг-
ничивающим витком, а релейной защитой.
Для отключения выключателя необходимо в нужный момент умень-
шить магнитный поток в поворотном якоре 2 (см. рис. 9.6, а). Это мож-
но сделать путем принудительного перераспределения магнитного по-
тока по стержням магнитопровода 1 либо заставить магнитный поток
держащей катушки 7 вообще исчезнуть. В общем случае выключатель
не должен потерять своего главного свойства при отключении КЗ —
быстродействия.
Для перераспределения магнитного потока можно установить на
среднем стержне кроме катушки ]0 еще одну дополнительную катушку
[33, 98]. При срабатывании защиты на эту катушку подается напряже-
ние, по ней протекает ток, который создает дополнительный магнит-
254
ный поток в среднем стержне, имеющий направление, противополож-
ное направлению магнитного потока держащей катушки. Происходит
отключение выключателя так же, как и от воздействия отключающего
витка 5. Заводы-производители в настоящее время не изготавливают
выключатели с такой дополнительной катушкой, поэтому в современ-
ных защитах такой способ не используется.
Если разорвать цепь питания держащей катушки 7 (см. рис. 9.6, а, б),
то ее магнитный поток исчезает и выключатель отключается. Как уже
было сказано выше, оперативное отключение выключателей осуществ-
ляется ключом SB (см. рис. 9.7). Упрощенная схема питания держащей
катушки YA, приведенная на рис. 9.7, б, используется для неполяризо-
ванных выключателей (кроме быстродействующего выключателя типа
АБ2/4). В этой схеме контакты KAD реле-дифференциального шунта
РДШ включены последовательно с ключом SB и их размыкание ведет к
отключению выключателя.
При разрыве цепи держащей катушки нужно принимать специаль-
ные меры по уменьшению времени отключения, в противном случае
оно существенно возрастает по сравнению с паспортными значениями
и выключатель теряет главное свойство — быстродействие. Объясняет-
ся это тем, что при разрыве цепи держащей катушки магнитный поток
не перераспределяется по стержням магнитопровода, а постепенно спа-
дает. При этом в магнитопроводе наводятся вихревые токи, которые
препятствуют мгновенному изменению результирующего магнитного
потока. Поэтому при разрыве цепи держащей катушки УА (см. рис. 9.7, б)
необходимо одновременно вводить в ее цепь конденсатор С так, чтобы
процесс спада тока носил колебательный характер — этим и достигает-
ся ускорение отключения выключателя.
Для обеспечения колебательного процесса спада тока в катушке
при размыкании контакта KAD или ключа SB необходимо выпол-
нить условие:
(А + Л )<2 Л~7с, (9.4)
ДК, у ДА.
где R ,
дк’
ДК
— соответственно сопротивление и индуктивность катушки YA.
В схеме, приведенной на рис. 9.7, а, такое включение эффекта не
дает, поскольку диод и транзистор препятствуют возникновению коле-
бательного процесса в цепи держащей катушки.
255
Малое время отключения быстродействующего выключателя мож-
но получить также при использовании схемы форсированного отклю-
чения [96], Такой вид отключения осуществляется с помощью предва-
рительно заряженного конденсатора. При подаче команды на отключе-
ние (замыкание соответствующего ключа) конденсатор разряжается на
держащую катушку YA, причем ток разряда направлен встречно току
этой катушки в ждущем режиме.
Для ускорения отключения конденсатор заряжается до напряжения
400—500 В. При его емкости 50—100 мкФ время отключения выключа-
теля не превышает время 5—10 мс. В качестве ключа можно использо-
вать контакты реле РДШ, выходные контакты релейной защиты и теле-
блокировки. Ключ может быть заменен тиристором. Для форсирован-
ного отключения можно использовать не только держащую катушку, но
также включающую или калибровочную (катушку управления), однако
из-за сильного усложнения схемы управления такой способ распрост-
ранения не получил.
Селективность. На однопутном участке с постом секционирования
(рис. 9.8, а) при КЗ на участке между подстанцией А и постом секцио-
нирования ПС должны отключаться выключатели Q1 и Q2, а при КЗ на
участке между постом ПС и подстанцией В — выключатели Q3 и Q4.
Поскольку выключатели на посту секционирования поляризованные,
то выключатель Q2 не может ложно отключиться при КЗ на участке
Рис. 9.8. Схемы питания однопутного участка
256
между подстанцией В и постом, а выключатель Q3 не отключится лож-
но при КЗ на участке между подстанцией А и постом ПС.
Для обеспечения селективности расчетную точку КЗ для выключате-
ля подстанции, например Q1, выбирают на шинах поста секционирова-
ния (точка К1), а для выключателя поста, например Q3, — у смежной
подстанции (точка К2). При отключении поста секционирования (на-
пример, для ревизии выключателей) включается продольный разъеди-
нитель QS, с помощью которого обеспечивается двустороннее питание
межподстанционной зоны. В этом случае при КЗ в тяговой сети должны
отключаться выключатели Q1 и Q4. В этом режиме расчетную точку КЗ
выбирают у смежной подстанции (для выключателя Q1 — точка К2).
При выпадении подстанции В (рис. 9.8, б) включается продольный
разъединитель QS обеспечивающий двустороннее питание межподстан-
ционной зоны А—С. Короткие замыкания на участке между постами сек-
ционирования ПС1 и ПС2 должны отключаться выключателями Q3 и Q4.
Для этих выключателей расчетную точку КЗ выбирают на шинах смеж-
ного поста секционирования, например для выключателя Q3 — точка К.
На двухпутном участке (рис. 9.9, а) КЗ отключается одним выключате-
лем на подстанции и одним на посту секционирования. При КЗ, напри-
мер в точке КЗ, отключаются выключатели Q6 и Q8. Правильное действие
выключателей на посту секционирования обеспечивается их поляризован-
ностью. Для выключателей подстанции расчетную точку КЗ выбирают на
QS1
А ППС1 ПС ППС2 В
б
Рис. 9.9. Схемы питания двухпутного участка
257
шинах поста секционирования, например, для выключателей Q1 и Q2 —
точку К1. Для выключателей поста расчетную точку КЗ выбирают на ши-
нах смежной подстанции, например дая выключателей Q5 и Q6 — точку
К2. Один из выключателей (Q7 или Q8) на смежной подстанции считают
отключенным. При выведении поста секционирования из работы двусто-
роннее питание обеспечивается продольными разъединителями QS1 и QS2.
В этом случае питание путей раздельное, а КЗ отключаются выключателя-
ми поврежденного пути на смежных подстанциях. В этом режиме дая вык-
лючателей подстанции расчетную точку КЗ выбирают у шин смежной под-
станции, например, дая выключателей Q1 и Q2 — точка К2.
С целью снижения потерь электроэнергии в контактной сети и стаби-
лизации уровня напряжения применяют параллельное питание контакт-
ной сети двухпутного участка. Для этого между подстанцией и постом
секционирования устанавливают пункты параллельного соединения
ППС1 и ППС2 (рис. 9.9, б). Пункты параллельного соединения усложня-
ют работу защиты. Они могут быть управляемыми и автоматическими.
При управляемых ППС QI 1 и Q21 выполняются в виде разъединителей с
моторными приводами, а короткое замыкание, например в точке К, от-
ключается четырьмя выключателями Q5—Q8. Затем в бестоковую паузу
отключается управляемый разъединитель Q21 пункта ППС2 и срабаты-
вают устройства АПВ на подстанции В и на посту секционирования ПС.
Успешным АПВ будет только на неповрежденном пути.
В автоматических ППС применяются неполяризованные быстродей-
ствующие выключатели. При КЗ, например в точке К, отключаются вык-
лючатели Q6, Q8 и Q21. Расчетные точки дая выключателей подстанции
и поста секционирования выбирают так же, как в схеме, приведенной на
рис. 9.9, а. Для обеспечения селективности необходимо, чтобы выклю-
чатель пункта параллельного соединения отключался быстрее, чем вык-
лючатель подстанции. С этой целью в качестве датчиков тока на ППС
используются герконы, подключающие при помощи тиристора калиб-
ровочную катушку выключателя пункта ППС к источнику постоянного
оперативного напряжения [34]. Однако, если точка К находится доста-
точно близко к посту секционирования ПС, то отключение выключате-
лей будет происходить каскадно: сначала отключается выключатель Q6,
потом Q21 и только после этого — выключатель Q8 (см. п. 8.3).
Устойчивость функционирования. Защита, чувствительная к коротким
замыканиям, одновременно должна быть нечувствительной к токам
нормального режима работы. В системе постоянного тока при повреж-
258
дениях в сети на удалении 8—-15 км (в зависимости от интенсивности
движения поездов) токи КЗ становятся соизмеримыми или даже мень-
ше максимальных токов нагрузки. Этим обстоятельством и ограничи-
вается зона максимальной токовой защиты.
В системе постоянного тока максимальная токовая защита реализу-
ется автоматическими быстродействующими выключателями без ин-
дуктивных шунтов. Принято считать, что токи максимальных нагрузок
нормального режима не будут вызывать ложных срабатываний выклю-
чателя, если соблюдается условие [25]:
к min ~ н max ’
— минимальный ток КЗ в конце зоны зашиты;
— максимальный ток рабочего (нормального) режима.
где I
к min
н max
Выбор тока срабатывания Zy (статической уставки) при этом реко-
мендовалось выбирать по условию [25]:
/ +100</ < 1 . -200 А. (9.6)
нтах у к пип
Имея в виду основные требования, предъявляемые к защите (см. п. 1.3),
величине 100 А можно придать смысл коэффициента запаса, а величине
300 А — коэффициента чувствительности. Опыт эксплуатации показал,
что при разнице между /у и /нтах всего в 100 А имеют место частые от-
ключения выключателя в нормальном режиме, поскольку только лишь
одна погрешность регулировки уставки быстродействующих выключа-
телей оценивается в 100—150 А [34]. В технике релейной защиты на ос-
нове многолетней практики принято коэффициент запаса (к3 = 1,1—1,3)
применять не в виде слагаемого, а в виде сомножителя, который учиты-
вает неточность исходных данных по определению максимальных нагру-
зок в нормальном режиме. Этот же подход использован в [34].
Запас по чувствительности 200 А также не имеет убедительного обо-
снования. В [35] установлено, что только из-за возможной нестабиль-
ности уставки быстродействующего выключателя требуется запас ве-
личиной не 200 А, а 300—350 А. В ГОСТ 2585 «Выключатели автомати-
ческие быстродействующие постоянного тока. Общие технические
условия» указано, что отклонение значений токов срабатывания не дол-
жно превышать ±10 % от величины тока уставки при напряжении цепи
управления выключателя от 80 до ПО % номинального. Следовательно,
при уставке, например 4000 А, допустимые отклонения токов срабатыва-
ния могут достичь 400 А. В стандартах или технических условиях на
259
выключатели конкретных серий и типов может быть предусмотрено
отклонение значений токов срабатывания до ±5 %. Однако опыт эксп-
луатации показал, что стабильность тока срабатывания зависит не от
значения уставки, а от шероховатостей контактов и их износа, точнос-
ти отсчета и целого ряда других случайных факторов [35]. Кроме неста-
бильности тока срабатывания коэффициент чувствительности должен
учитывать еще и режим работы энергосистемы, наличие переходных
сопротивлений в месте повреждения, точность исходных данных и т.п.
Ответственность защиты от КЗ контактной сети постоянного тока ни-
чуть не ниже, чем для сети переменного тока. Причем последствия от КЗ в
контактной сети могут быть более тяжелыми из-за значительно больших
значений токов КЗ. Поэтому в дальнейшем для выбора уставок защит по-
стоянного тока используются те же проверенные жизнью подходы, как и
для сети переменного тока. Для повышения точности расчетов парамет-
ров короткого замыкания необходимо учитывать увеличение сопротивле-
ния проводов контактной сети из-за их нагрева, а также сопротивление
дуги в месте КЗ. При этих условиях коэффициенты чувствительности мо-
гут иметь меньшее значение, чем для защит переменного тока.
Порядок расчетов. Предусмотрен следующий порядок расчетов:
— для конкретного участка и заданного фидерного выключателя вы-
бираются основная, резервная и дополнительная защиты;
— вычисляются электрические параметры нормального режима ра-
боты фидера при наибольшей расчетной нагрузке;
— вычисляются электрические параметры, измеряемые защитой
фидера при коротком замыкании в расчетных точках;
— выбираются уставки защит путем сравнения электрических пара-
метров нормального режима и короткого замыкания с соблюдением
условий устойчивости функционирования.
Если выбранная защита не удовлетворяет требованиям устойчивос-
ти функционирования (чувствительности к коротким замыканиям и
отстроенности от нормальных режимов), следует рассмотреть возмож-
ность использования следующих мер:
— увеличение сечения троса группового заземления или уменьше-
ние его длины;
— применение защит, реагирующих на другие признаки короткого
замыкания;
— ограничение размеров движения, если отключилась одна смежная
тяговая подстанция;
260
— применение защит с пониженной чувствительностью к режимам
нормальной работы (например, адаптивных);
— применение на пунктах параллельного соединения потенциаль-
ной защиты с воздействием на короткозамыкатель либо с передачей
команды по каналам телемеханики на отключение выключателей смеж-
ных поста секционирования и тяговой подстанции;
— перевод межподстанционной зоны на одностороннее питание пу-
тем секционирования шин поста секционирования при включенных
выключателях поста и пунктов параллельного соединения;
— увеличение сечения проводов контактной сети;
— снижение расстояния между тяговыми подстанциями, в том числе
за счет передвижных подстанций;
— другие возможные меры.
Расчет параметров короткого замыкания при выборе уставок релей-
ной защиты должен производиться для установленных режимов и рас-
четных схем питания тяговой сети.
Основные требования к защитам. Уставка защиты должна выбирать-
ся с соблюдением требований селективности и устойчивости функцио-
нирования.
Выбранные уставки должны обеспечивать надежное отключение
выключателя при коротком замыкании в наиболее удаленной точке при
нормальной и вынужденной схемах питания контактной сети (в случае
вывода из работы поста секционирования) с требуемыми коэффициен-
тами чувствительности. Кроме того, должны предусматриваться особые
(меньшие по току, большие по сопротивлению) уставки, соответствую-
щие вынужденной схеме питания контактной сети в случае вывода из
работы одной смежной подстанции. Особые уставки, отключенные в
нормальном режиме, вводятся при изменении схемы питания опера-
тивным персоналом по приказу энергодиспетчера или телеуправлению.
Каждый из выключателей контактной сети на фидерах тяговых под-
станций и постов секционирования, а также на пунктах параллельного
соединения должен содержать основную и резервную защиты от корот-
ких замыканий. Для ускорения отключений близких коротких замыка-
ний в начале линии может быть предусмотрена дополнительная защита
в виде токовой отсечки без выдержки времени.
Предпочтительными являются следующие виды защит. На фидерах
тяговых подстанций и постов секционирования в качестве основной —
максимальная и максимальная импульсная токовые защиты, рсализуе-
261
мне с помощью поляризованных быстродействующих выключателей;
в качестве резервной — защита по сопротивлению. Для защиты шин
поста секционирования в качестве резервной может использоваться
потенциальная защита. На пунктах параллельного соединения в каче-
стве основной — защита минимального напряжения (потенциальная),
в качестве резервной — максимальная токовая, реализуемая с помощью
неполяризованных быстродействующих выключателей.
Запасной фидер оборудуется теми же защитами, что и другие фиде-
ра контактной сети. Уставки защит принимаются как для фидера с ми-
нимальным током короткого замыкания.
Защита фидеров тяговых подстанций должна быть снабжена, кроме
того, аппаратурой для прямого или косвенного контроля условий на-
гревания проводов для предотвращения их отжига при удаленных ко-
ротких замыканиях и перегрузке.
Селективность основных и резервных защит обеспечивается свойством
направленности и с помощью выдержки времени. Первые ступени защит
(основная и дополнительная в виде токовой отсечки, а также защита пунк-
тов параллельного соединения) выполняются без выдержки времени.
Выдержка времени для резервных защит контактной сети с двойным
контактным проводом не должна превышать 0,2—0,3 с при условии, что
перед автоматическим или оперативным повторным включением вык-
лючателя осуществляется опробование контактной сети на отсутствие
короткого замыкания.
Для предотвращения случаев пережога проводов контактной сети от-
крытой электрической дугой допускается применять неселективные за-
щиты, у которых все ступени выполнены без выдержки времени. Не-
верные (ложные и излишние) действия защиты при этом должны ис-
правляться с помощью АПВ.
Устойчивость функционирования оценивается коэффициентом чув-
ствительности при внутренних и коэффициентом отстройки при вне-
шних коротких замыканиях [40]. Коэффициент чувствительности
не должен быть меньше величин, указанных в табл. 9.2.
Для первых ступеней многоступенчатых защит отстройка уставки от
внешних коротких замыканий (за пределами зоны защиты) осуществ-
ляется коэффициентом отстройки котс, который принимается равным:
• для защит, реагирующих на ток, его производную или интеграль-
ное за заданный промежуток времени значение, — 1,2—1,6;
• для защит, реагирующих на напряжение или сопротивление петли
короткого замыкания, — 0,85—0,9.
262
Таблица 9.2
Виды защит Назначение Место КЗ
Защиты по току (в том числе для автоматических быстродейст- вующих выключателей), по на- пряжению и сопротивлению Основная Конец защи- щаемой зоны 1,25
То же при наличии резервной селективной ступени То же То же 1,15
Защиты, реагирующие на ток, на- пряжение, сопротивление, их при- ращение, сочетание, производные или интегральные значения Резервная, ближнее резер- вирование То же 1,25
То же . Резервная, дальнее резер- вирование Конец смежного элемента, вхо- дящего в зону резервирования 1, 15
При определении кч параметры короткого замыкания должны учи-
тывать сопротивление троса группового заземления и падение напря-
жения в дуге. При использовании котс короткое замыкание принимает-
ся металлическим.
Защита от коротких замыканий должна быть отстроена от максималь-
ных нагрузок нормального режима работы, скачков тока при проезде ло-
комотивом воздушного промежутка или нейтральной вставки, а также от
повреждений, отключаемых выключателем локомотива или выключате-
лями смежных участков. Отстройка уставки от указанных режимов осу-
ществляется коэффициентами запаса к3, возврата кв и адаптации ка [40].
Коэффициент запаса к3 для быстродействующих выключателей при-
нимают не менее 1,15, для других защит 1,1—-1,3.
Коэффициент возврата кв для быстродействующих выключателей и
других защит, не имеющих выдержки времени, принимают равным еди-
нице. Для защит с выдержкой времени, реагирующих на возрастание кон-
тролируемого параметра и выполненных на электромагнитном принци-
пе, принимают кв равным 0,8—0,85, для электронных защит кв — от 0,85—
0,9. Для защит с выдержкой времени, реагирующих на снижение
контролируемого параметра и выполненных на электромагнитном принци-
пе, принимают равным 1,15—1,25, а для электронных /св — от 1,1—1,15.
Для защит без адаптации принимают ка == 1, для защит с адаптацией,
осуществляющих автоматическое загрубление уставки при больших тя-
говых токах, ка — равным 1,2—1,3.
263
Резервирование. Ограниченность зоны защиты и невозможность исполь-
зования ступенчатой выдержки времени чрезвычайно затрудняет выполне-
ние многоступенчатых резервных защит. В отличие от системы переменно-
го тока защиту на быстродействующих выключателях тяговых подстанций
не удается выполнить так, чтобы можно было резервировать выключатели
поста секционирования при КЗ в любой точке межподстанционной зоны.
С помощью токовых и потенциальных защит возможно лишь частич-
ное резервирование. В связи с этим применение телеблокировки вык-
лючателей как одной из мер, повышающих надежность отключения КЗ,
для системы постоянного тока имеет особенно важное значение.
Параметры нормального режима. Расчетные параметры нормального ре-
жима определяются д ля тех же условий, что и в контактной сети переменно-
го тока (см. п. 8.1). Общее число поездов пэ, находящихся на данном пути в
расчетной зоне для однопутного участка принимают равным 2, для двухпут-
ного вычисляют по формуле (8.6) с учетом размеров движения в соответ-
ствии с табл. 8.1. На участках железных дорог с преимущественно пригород-
ным движением значение п3 определяют по числу пригородных поездов в
часы максимального движения с минимальным межпоездным интервалом.
Расчетную величину максимального тока нормального режима для фидера
подстанции вычисляют по формуле (8.5), для поста секционирования — по
формуле (8.7) и для пункта параллельного соединения — по формуле (8.8).
Ток трогания локомотива вычисляют по формуле (8.1) при км = 1
или принимают по табл. 9.3. Токи грузовых поездов /г (1^ /ш) опреде-
ляют по формуле (8.2).
Таблица 9.3
Серия электро- воза Мощность часового режима, кВт КПД Мощность длительного режима, кВт Пусковой ток, А Ток ограничения, А
ВЛ8 4200 0,89 3760 2350 2320 (ОШ) 1950 (ПП)
ВЛ10 5360 0,90 4600 2900 2780 (ОПЗ) 2670 (ОП2) 2480 (ОП1) 2300 (1111)
ВЛ 15 9000 0,88 8400 4600 4310 (ПП)
Минимальное значение напряжения на шинах тяговой подстанции
постоянного тока в нормальном режиме работы принимают 3000 В, для
264
постов секционирования и пунктов параллельного соединения — 2700 В,
а в схемах с отключенной тяговой подстанцией — 2400 В.
Минимальное значение сопротивления 7?н min , измеряемое защи-
тами выключателей подстанций, постов и пунктов параллельного со-
единения в нормальном режиме работы, вычисляют по формуле
( __ Н,1ТЦП
H,min ""7
^н,тах
(9.7)
9.3. Вычисление параметров короткого замыкания
Вычисление параметров короткого замыкания осуществляется на ос-
нове схемы замещения для тех схем питания межподстанционной зоны,
для которых условия работы конкретной защиты являются наиболее
сложными (расчетные схемы). В схему замещения входят сопротивле-
ния контактной сети, питающих и отсасывающих проводов, рельсов,
тяговых подстанций, сопротивление дуги в месте повреждения или па-
дение напряжения в ней, расчетные напряжения холостого хода под-
станций. По этим данным вычисляются токи и напряжения на различ-
ных участках межподстанционной зоны. При наличии специализиро-
ванных программ такие расчеты можно осуществить с помощью ЭВМ.
Уже упоминавшиеся в предыдущей главе программы Micro-Cap 7 и EWB
[90, 91, 92] позволяют сформировать на экране схему замещения. Если
задать при этом численные значения сопротивлений и напряжений, то
ЭВМ выполнит все необходимые вычисления параметров КЗ для лю-
бой ветви и любого узла. Ниже приведена методика ручного счета.
Сопротивление проводов контактной сети. Величины погонных элек-
трических сопротивлений проводов, используемых для питающих и
отсасывающих фидеров, несущих тросов, а также усиливающих прово-
дов, приведены в табл. 9.4 для температуры 20 °C.
При расчетах параметров короткого замыкания эти сопротивления
должны быть приведены к расчетной температуре по формуле
П =^20
1+ Рг^р
1 + |Зг20’
(9.8)
где Г] — погонное сопротивление одного провода при расчетной температуре
/р, Ом/км;
г1,20погонное сопротивление этого провода при температуре 20 °C, Ом/км;
— температурный коэффициент сопротивления, 1/°С.
265
Таблица 9,4
Марка провода Погонное электрическое сопротивление, Ом/км, при температуре 20 °C Марка провода Погонное электрическое сопротивление, Ом/км, при температуре 20 °C
М95 0,191 А120 0,246
М120 0,154 А150 0,194
ПБСМ1-70 0,660 А185 0,157
ПБСМ2-70 0,880 АС35/6,2 0,790
ПБСМ1-95 0,509 АС50/8.0 0,603
ПБСМ2-95 0,679 АС70/11 0,429
ПБСА50/70 0,550 АС95/16 0,306
МСН-70 0,487 АС 120/19 0,244
МСН-95 0,378 АС 150/19 0,204
МСН-120 0,301 АС185/24 0,154
А95 0,308
Для медных, бронзовых, сталемедных, алюминиевых и сталеалюми-
ниевых проводов допускается принимать ₽г = 0,004 1/°С. При отсут-
ствии данных о расчетной температуре принимают = 40 °C.
Значения погонных электрических сопротивлений контактных про-
водов при различной степени износа указаны в табл. 9.5 для температу-
ры 20 °C. Сопротивление контактных проводов определяется с учетом
их фактического износа по формуле
гиз=г/(1-и/100), (9.9)
где гиз — погонное сопротивление изношенного контактного провода, Ом/км;
г — погонное сопротивление нового контактного провода, Ом/км;
и — износ провода, %.
При отсутствии данных об износе сопротивление контактного про-
вода принимают по табл. 9.5, соответствующее износу 15 %.
При расчетах параметров короткого замыкания сопротивление контак-
тных проводов должно быть также приведено к расчетной температуре.
Погонное сопротивление пучка (токопровода), состоящего из не-
скольких параллельно соединенных проводов, вычисляют по формуле
ill 1 1 Л1
г г. г. г. г rtr.’ (9.10)
12 i q i-i i
где г — погонное сопротивление пучка, Ом/км;
266
Гр г2 Гу rq — погонные сопротивления соответственно первого, вто-
рого,..., /-го,..., 0-го проводов, Ом/км;
0 — число проводов в пучке.
Таблица 9.5
Марка провода Износ, % Погонное электрическое сопротивление, Ом/км, при температуре 20 °C для номинальных сечении, мм2
85 100 150
МФ 0 0,207 0,238 0,269 0,176 0,202 0,229 0,117 0,135 0,153
15
30
НлОлО,04Ф 0 0,218 0,250 0,283 0,185 0,213 0,241 0,123 0,142 0,160
15
30
БрЦрФ 0 0,235 0,271 0,306 0,200 0,230 0,260 0,133 0,153 0,173
15
30
БрКдФ 0 0,241 0,277 0,314 0,205 0,236 0,267 0,137 0,157 0,177
15
30
БрМгЦрФ 0 0,253 0,291 0,329 0,215 0,247 0,280 0,143 0,165 0,186
15
30
БрМгФ 0 0,259 0,298 0,336 0,220 0,253 0,286 0,147 0,169 0,191
15
30
БрЖФ 0 0,312 0,359 0,405 0,265 0,305 0,345. 0,177 0,203 0,230
15
30
Если все 0 проводов в пучке имеют одну марку (одинаковое сопротив-
ление), то погонное сопротивление пучка вычисляют по формуле, Ом/км:
r = i\/q, (9.11)
где rj — погонное сопротивление одного провода, Ом/км.
Погонное сопротивление гк контактной сети одного пути, состоя-
щей из несущих тросов, контактных и усиливающих проводов вычис-
ляют по формуле
267
(9.12)
где qT, qnt qy — соответственно число проводов в несущем тросе, число контак-
тных проводов и число усиливающих проводов;
гт, гп, гу — погонные сопротивления соответственно одного несущего тро-
са, одного контактного провода и одного усиливающего провода, Ом/км.
Величины погонных сопротивлений контактной сети для некоторых
типов проводов приведены в табл. 9.6.
Таблица 9.6
Марки проводов Погонное сопротивление контактной сети, Ом/км, при температуре, °C
20 40 60 80
ПБСМ1-70+МФ100 0,140 0,150 0,161 0,171
ПБСМ1-70+МФ85 0,158 0,170 0,181 0,193
ПБСА50/70+МФ100 0,134 0,144 0,154 0,164
М95+МФ85 0,100 0,107 0,115 0,122
М120+МФ100 0,083 0,089 0,095 0,101
М120+МФ100(15% изн.) 0,088 0,094 0,101 0,108
М120+2МФ100 0,057 0,061 0,065 0,070
М120 +2МФ100 (15% изн.) 0,062 0,067 0,071 0,076
М120+2МФ100+А185 0,044 0,047 0,051 0,054
М120+2МФ1004-2А185 0,035 0,038 0,040 0,043
М1204-2МФ1004-ЗА185 0,028 0,030 0,032 0,034
М1204-НлОл0,04ФЮ0 0,085 0,091 0,098 0,104
М1204-НлОл0,04ФЮ0 (15% изн.) 0,090 0,097 0,103 0,110
М1204-2НлОл0,04ФЮ0 0,058 0,062 0,067 0,071
М1204-2НлОл0,04ФЮ0 (15% изн.) 0,063 0,068 0,072 0,077
М120+2НлОл0,04ФЮ0+А185 0,045 0,048 0,051 0,055
М1204-2НлОл0,04Ф 1004-2А185 0,036 0,039 0,041 0,044
М1204-2НлОл0,04ФЮ04-ЗА185 0,029 0,031 0,033 0,035
М1204БрЖФ100 0,098 0,105 0,113 0,120
М1204-БрЖФ100 (15% изн.) 0,103 0,111 0,118 0,126
М1204-2БрЖФ100 0,072 0,077 0,083 0,088
М120+2БрЖФ100 (15% изн.) 0,077 0,083 0,088 0,094
268
Окончание табл, 9,6
Марки проводов Погонное сопротивление контактной сети, Ом/км, при температуре, °C
20 40 60 80
М120+2БрЖФ100+А 185 0,049 0,053 0,056 0,060
М120+2БрЖФ100+2А185 0,037 0,039 0,042 0,045
М120+2БрЖФ100+ЗА185 0,030 0,032 0,034 0,037
При наличии усиливающих проводов износ контактных проводов
на общее сопротивление контактной сети влияет мало.
Сопротивление R отдельных проводов или пучка параллельно соеди-
ненных проводов заданной длины вычисляют по формуле, Ом:
R = rl,
(9.13)
где г — погонное сопротивление рассматриваемого провода (или пучка прово-
дов), приведенное к расчетной температуре, Ом/км;
/ — длина провода, км.
Параметры тяговых подстанций. Параметры смежных тяговых подстан-
ций А и В учитывают в схеме замещения их сопротивлением R^, 7?пВ и
расчетным напряжением (7Д рас, С/в рас, на шинах выпрямленного тока.
Сопротивление тяговой подстанции 7^ вычисляют по формуле, Ом:
R = р + 7? + 7? .
п г су оф ’
(9.14)
где р — внутреннее сопротивление подстанции, Ом;
Дсу — сопротивление сглаживающего устройства, Ом;
Аоф — сопротивление отсасывающего фидера, Ом.
Внутреннее сопротивление подстанции вычисляют по формуле [1]:
U
________________н_____
(1 - )п I ’
\ 7 т н
(9.15)
где А — коэффициент относительного наклона внешней характеристики пре-
образовательного агрегата;
£/н — номинальное напряжение на шинах выпрямленного тока, В;
— номинальный ток одного выпрямительного агрегата, А;
лт — число включенных в работу выпрямительных агрегатов;
X* — суммарное индуктивное сопротивление, включенное в каждый из ли-
нейных проводов тяговых обмоток преобразовательного агрегата, выраженное
в относительных единицах.
269
Коэффициент А принимают равным дая шестипульсовых выпрями-
телей 0,5 и дая двенадцатипульсовых выпрямителей 0,26. Номинальное
напряжение UR принимают равным 3300 В. Значение %* вычисляют по
формуле
S п (1 ± а )и S п (1 ± а )и
— Г Т 37 КП Т Т | 3 7 кт
5 1005 п 100
с п п
(9.16)
где 5Т, 5П — номинальные мощности первичных обмоток соответственно тяго-
вого (преобразовательного) и понизительного трансформаторов, MB A;
wkt} мкпнапряжения короткого замыкания соответственно тягового и по-
низительного трансформаторов, %;
<*3 — заводской допуск на величину напряжения короткого замыкания;
5С — мощность короткого замыкания на вводах в тяговую подстанцию, МВ-А;
«и — число включенных в работу понизительных трансформаторов.
Мощность короткого замыкания 5С задается энергосистемой. Если
параметры энергосистемы заданы не мощностью короткого замыкания,
а сопротивлением Хс, Ом, приведенным к напряжению {7б, кВ, то мощ-
ность 5С вычисляют по формуле
(9.17)
Номинальные мощности и напряжения короткого замыкания транс-
форматоров, а также величину номинального тока преобразовательно-
го агрегата принимают по справочным данным. Для тяговых (преобра-
зовательных) трансформаторов выпрямительно-инверторных агрегатов
при КЗ в тяговой сети используются параметры выпрямительного ре-
жима. Данные дая некоторых типов трансформаторов приведены в табл.
9.7 и табл. 9.8, в которых обозначения В, С, Н относятся к обмоткам
соответственно высшего, среднего и низшего напряжений, a tZrc — но-
минальное напряжение сетевой обмотки преобразовательного транс-
форматора.
Для сглаживающего устройства допускается принимать 7?су = 0,02 Ом.
Сопротивление отсасывающего фидера вычисляют по формуле
(9.13). При отсутствии данных об отсасывающем фидере допускается
принимать _ЛОф = 0,02 Ом.
Расчетное напряжение (7рас тяговой подстанции вычисляют по фор-
муле, В:
270
Таблица 9,7
Тип трансформатора Электрические характеристики понизительных трансформаторов
5 , п * MBA и , кВ н и ,% кп,в~н
В С Н макс. ср. мин.
ТДТН-25 000/220 25 230 38,5 6,6; 11 22,3 20 16,6
ТДТН-40 000/220-70У1 40 230 38,5 11 23,3 22 20,1
ТДТН-10 000/110-70 10 115 38,5 6,6 18,9 17 14,1
ТДTH-10 000/110-70 10 115 38,5 11 11,7 10,5 8,7
ТДТН-10 000/110-76У1 10 115 38,5 6,6; 11 18,9 17 14,1
ТДТН-25 000/110-66 25 115 38,5 6,6; 11 18,1 17 15,9
ТДТН-25 000/110-76У1 25 115 38,5 6,6; 11 18,1 17 15,9
ТДТН-40 000/110-67У1 40 115 38,5 6,6 19 17 15,5
ТДТН-40 000/110-67У1 40 115 38,5 11 11,1 10,5 9,6
ТДТН-40 000/110-76У1 40 115 38,5 6,6; 11 19 17 15,5
ТД-10 000/35-74У1 10 38,5 — 6,3; 11 8,3 7,5 6,8
ТД-16 000/35-74У1 16 38,5 — 6,3; 10,5 7,3 8,0 8,8
Таблица 9.8
Тип трансформатора Электрические характеристики тяговых (преобразовательных) трансформаторов
5Т, МВ-А К® Мкт, 7о 1Н,А
УТМРУ-6300/35Ж 3,7 6,3;10,5 7,7 1000
3,7 35 8,2 1000
ТМП-6300/35 ИУ1 4,66 6;10;35 8,7 1250
ТМПУ-6300/35 ЖУ1 4,64 6 6,7 1250
4,64 10 7,2 1250
4,64 35 9,5 1250
ТМПУ-16000/10ЖУ1 11,84 6;10 6,7 3200
ТМПУ-16000/10-1 11,1 6;10 7,0 3000
ТМРУ-16000/10 ж 11,84 6;10 7,35 3200
ТДП-12500/10 ЖУ1 11,8 6;10 7,0 3200
ТДП-12500/10 ИУ1 11,9 6,3 8,2 3200
ТДП-16000/10ЖУ1 11,6 10,5 7,5 3200
ТДПУ-20000/10Ж 11,9 10,5 8,2 3200
271
Окончание табл. 9.8
Тип трансформатора Электрические характеристики тяговых (преобразовательных) трансформаторов
5Т, МВ-А и кВ ^КТ> /ь 1В,А
ТДПУ-20000/10 ИУ 11,9 10,5 7,48 3200
ТДПУ-20000/35 Ж 11,3 35 7,6 3000
ТДРУ-20000/10 И 11,83 6,3;10,5 7,5 3200
ТРДП-12500/10ЖУ1 11,4 6,3;10,5 8,0 3150
ТРДП-16000/35 ЖУ1 11,4 10,5;35 8,2 3150
ТРДП-20000/35(10)ИУ1 11,0 35 8,14 3150
(1±а )
=-----Z-U -к п I R ,
рас 1— АХ* н нп т н п’
(9.18)
где а — допуск на величину отклонения напряжения па вводах в тяговую
подстанцию;
^нп ““ коэффициент загрузки неповрежденных путей.
Допустимое отклонение напряжения принимают равным ан - 0,05 со
знаком плюс для режима максимума и со знаком минус для режима мини-
мума энергосистемы. Для однопутного участка принимают — 0,5, для
многопутных кьш = 0,75—1,0.
Если не заданы другие условия, то при вычислении сопротивления
и расчетного напряжения {7рас подстанций по формулам (9.14) и (9.18)
для различных режимов энергосистемы используют данные, указанные
в табл. 9.9.
Таблица 9.9
Режим энергосистемы Значения величин
5С> МВ А % «п «т ОСз К”нп
Минимальный 500 макс. 1 1 +0,05 -0,05 0,5—1
Средний 1000 ср- 1 1 0 0 0,5—1
Максимальный 1500 мин. 2 2 -0,05 +0,05 0
Пример 9.1. Вычислить сопротивление и расчетное напряжение двухаг-
регатной тяговой подстанции с понизительным трансформатором типа
ТДТН-25000/110-76У1 и шестипульсовым преобразовательным агрегатом
ВИПЭ-2УЗ с тяговым трансформатором ТДП-12500/10-ЖУ1 в режиме ми-
272
нимума энергосистемы, сопротивление которой, приведенное к напряже-
нию = 115 кВ, равно Хс = 22 Ом.
Отсасывающий фидер длиной /^ = 0,5 км состоит из шести проводов
АС 185/24,
По формуле (9.17) находим мощность короткого замыкания на вводах в
подстанцию:
17 2 1152
$ = —- =-------= 601 МВ -А.
с X 22
С
По табл. 9.7 для понизительного трансформатора в режиме минимума
энергосистемы находим: 5П = 25 MBA, = 18,1 %. По табл. 9.8 для пре-
образовательного трансформатора находим:
5Т = 11,8 MB A, = 7%, /н = 3200 А.
По формуле (9.16) вычисляем:
v _ 11,8 • 1 (1 + 0,05)18,1 • 11,8 • 1 (1 + 0,05)7
Л* —--------г - + -----------о о .
601 100-251 100
По формуле (9.15) находим:
Л** Cf 0,5 0,191 • 3300 П1ПЯЛ
Р = 7.--ч ” г = 7--------------\------= 0,104 Ом.
(1-ЛХ*)п/ (1-0,5-0,183)1-3200
Принимаем Ясу == 0,02 Ом.
По табл. 9.4 для провода АС 185/24 находим г\ 20 0,154 Ом/км.
По формуле (9.8) приводим это сопротивление к температуре 40 °C:
г. - 0,154----------= 0,165 Ом/км.
1 1 +0,004-20
Погонное сопротивление отсасывающего фидера, состоящего из шести
проводов, вычисляем по формуле (9.11):
г0ф = 0,165/6 = 0,028 Ом/км.
По формуле (9.13) находим сопротивление отсасывающего фидера:
Яоф = 0,028 • 0,5 = 0,014 Ом.
Сопротивление подстанции находим по формуле (9.14):
7?п = р + Ясу + /?0ф = 0,104 + 0,020 + 0,014 = 0,138 Ом.
273
Расчетное напряжение вычисляем по формуле (9.18):
(1 -0,05)3300
вас = "5—л с.аТоо " 0,75 • 1 • 3200 • 0,138 = 3120 В.
рас 1-0,5*0,183
Параметры места повреждения. Место повреждения характеризуется
тремя параметрами: сопротивлением троса группового заземления 7^.гз,
падением напряжения в дуге 1^, переходным сопротивлением «контак-
тная сеть—земля» Aj. При падении провода контактной сети на землю
или шпальную решетку место повреждения характеризуется переход-
ным сопротивлением Лу В расчетах учитывается либо падение напря-
жения в дуге [/ (тогда принимают 7^ = 0), либо переходное сопротив-
ление 7?3 (тогда принимают 17 = 0).
Погонное сопротивление троса группового заземления принимают
по табл. 9.4 и пересчитывают по формуле (9.8) для расчетной темпера-
туры 40 °C. Сопротивление троса группового заземления вычисляют по
формуле (9.13). Конструктивная длина троса группового заземления рег-
ламентируется Инструкцией по заземлению устройств электроснабже-
ния на электрифицированных железных дорогах. В качестве расчетной
длины троса группового заземления I = принимают расстояние от
точки присоединения заземляющего спуска до наиболее удаленного его
конца. При этом расчетная длина /тгз при Т-образной схеме подключе-
ния равна половине конструктивной длины всего троса. Поэтому в схе-
мах Г- и Т-образного способа подвешивания троса группового заземле-
ния принимают для металлических опор /тгз = 0,3 км, для железобетон-
ных опор /тгз = 0,6 км.
Величину падения напряжения в дуге IL вычисляют по формуле, В:
Ал
ил = 1350 Lynmb, (9.19)
где Ly — длина пути утечки по поверхности одного изолятора, м;
«из — число изоляторов в гирлянде;
b — коэффициент, учитывающий возможность развития дуги по наикрат-
чайшему пути в воздухе.
Длину пути утечки принимают в соответствии с типом используе-
мых в контактной сети изоляторов на основании справочных данных.
При их отсутствии допускается принимать эту длину равной для та-
рельчатых изоляторов 0,26—0,37 м, а у тарельчатых изоляторов для заг-
рязненных районов 0,45—0,48 м. Коэффициент b принимают равным
0,8—0,9. Если применяются защиты с выдержкой времени 0,2—0,3 с (для
274
двойного контактного провода), то коэффициент b следует увеличить в
1,5—2 раза за счет эффекта растягивания дуги ветром, конвекции воз-
духа и электродинамических усилий.
Величину переходного сопротивления «контактная сеть-земля» при
падении провода на землю или шпальную решетку принимают равной
3,5—4,5 Ом. В эту величину входит и сопротивление дуги.
Сопротивление рельсовой цепи. Все рельсы на однопутном и много-
путном участках считают электрически соединенными параллельно [I].
Значения погонного сопротивления рельсов одного пути при темпера-
туре 20 °C приведены в табл. 9.10.
Таблица 9.10
Тип рельсов Погонное сопротивление рельсов однопутного участка, Ом/км, при длине рельсов между стыками, м
12,5 25 800
Р43 0,022 0,020 0,018
Р50 0,019 0,018 0,016
Р65 0,015 0,014 0,013
Р75 0,013 0,012 0,011
При вычислении минимальных значений токов и максимальных зна-
чений сопротивлений петли короткого замыкания температуру рель-
сов принимают равной расчетному значению наибольшей температу-
ры Zp окружающей среды для данного района. Приведение сопротивле-
ния рельсов одного пути гр 120 к температуре / производят по формуле
(9.8) при температурном коэффициенте сопротивления рельсовой ста-
ли =0,005 1/°С.
Погонное сопротивление гр рельсов многопутного участка вычис-
ляют по формуле, Ом/км:
гр=гР1/т’ (9.20)
где гр| — погонное сопротивление рельсов одного пути, Ом/км;
т — число путей.
Сопротивление рельсовой цепи Лр на участке от тяговой подстан-
ции до точки короткого замыкания вычисляют по формуле:
(9.21)
где / — расстояние от подстанции до точки короткого замыкания, км.
275
Схемы замещения тяговой сети. Параметры короткого замыкания
(токи выключателей, напряжения в узловых точках, сопротивления пет-
ли короткого замыкания, измеряемые защитой выключателей) вычис-
ляются на основе схем замещения.
Схема параллельного питания многопутного участка в межподстан-
ционной зоне между смежными тяговыми подстанциями А и В, содер-
жащая пост секционирования ПС и пункты параллельного соединения
ППС1 и ППС2, приведена на рис. 9.10, а.
Расстояния /р /3, /4 соответствуют длине контактной сети соот-
ветственно на первом, втором, третьем и четвертом участках. Расстоя-
ния /фА и /фВ относятся к длине питающих фидеров на первом и четвер-
том участках.
При раздельном питании контактных сетей разных путей (рис. 9.11, а)
число узловых точек равно двум (шины подстанций А и В), а число уча-
стков — одному (J = 1). При узловом питании (рис. 9.11,6) число узло-
вых точек равно трем (третья узловая точка образована шинами поста
секционирования ПС), а число участков — двум (/=1,2).
При узловом питании и выпадении одной промежуточной тяговой
подстанции при замкнутых ее продольных разъединителях (рис. 9.11, в)
число узловых точек равно четырем (шины тяговых подстанций А и В и
шины постов секционирования ПС1 и ПС2), а число участков — трем (/
= 1,2, 3).
Для схемы параллельного питания (см. рис. 9.10, а) число узловых
точек равно пяти (четвертая и пятая узловые точки образованы пункта-
ми параллельного соединения ППС1 и ППС2), а число участков — че-
тырем (J = 1, 2, 3, 4). Для параллельной схемы питания при выпадении
одной промежуточной подстанции и замыкании ее продольных разъе-
динителей число участков равно семи (рис. 9.11, г).
Расстояние от точки К короткого замыкания (см. рис. 9.10, а) до бли-
жайшей слева узловой точки обозначено // , а до ближайшей справа уз-
ловой точки — где i — номер участка. Для третьего участка (I = 3)
соответственно получаем Z3' и 1$'.
Схема замещения межподстанционной зоны для параллельной схемы
питания при коротком замыкании в точке К на третьем участке приведена
на рис. 9.10, б. Повреждение рассматривается на первом (нижнем) пути.
В этой схеме обозначены:
^А,рас» рас расчетные напряжения подстанций с учетом нагру-
зок неповрежденных плеч питания;
276
L. I. ППС1 l2 ПС Ц ППС2 /4
I
n-й путь QnAw
I
q-й путь ।
Qnil \ QnAl
6
Рис. 9.10. Схема параллельного питания многопутного участка (а) и схемы
ее замещения {б, в)
ТП
Рис. 9.11. Схемы раздельного (а) и узлового (б) питания многопутного участка, а
также узлового (в) и параллельного (г) питания при выпадении промежуточной
тяговой подстанции С
278
— падение напряжения в дуге;
7д, 7В — токи подстанций А и В;
7К — ток короткого замыкания в месте повреждения;
7'3, 7*3 — токи в контактной сети поврежденного первого (на
рис. 9.10, а — нижнего) пути на третьем участке соответственно слева и
справа от места короткого замыкания;
7q з — ток в контактной сети неповрежденных (второго, третьего,
Я-го, и-го) путей на третьем участке при наличии короткого замыка-
ния на первом пути;
1?рА, ЯрВ — сопротивления рельсовой цепи от точки короткого за-
мыкания соответственно до подстанций А и В;
/?па> ^пв “““ внутреннее сопротивление подстанций;
7^ р 7^ 2 Д< 4> эквивалентные сопротивления контактной сети пер-
вого, второго, четвертого участков;
7Г1 з , 3 — сопротивление контактной сети поврежденного (пер-
вого) пути на третьем участке соответственно слева и справа от места
короткого замыкания;
Rq з — эквивалентное сопротивление контактной сети неповрежден-
ных путей на третьем участке;
7^гз — сопротивление троса группового заземления;
7^ — переходное сопротивление провод-земля при падении прово-
да на верхнее строение пути.
На рис. 9.10, в сопротивления 7?^ 3 , R" 3 , R 3 схемы замещения,
приведенной на рис. 9.10, б, преобразованы из треугольника в звезду,
состоящую из сопротивлений 7?^ 3, 7Г 3 , R 3. Такая схема замещения
позволяет проще вычислять параметры короткого замыкания при по-
вреждении в любой точке контактной сети межподстанционной зоны.
В общем случае при любом числе участков в межподстанционной зоне,
разделенных узловыми точками, эквивалентное сопротивление 7?к . кон-
тактной сети каждого из участков, если на нем нет повреждения, а кон-
тактная сеть на всех путях одинакова, вычисляют по формуле, Ом:
г I Т к I Т г I
D _ фл,уфл,у к у фп,уфп,у
4,у -------------’ (9.22)
j
где у — номер неповрежденного участка;
гфл,у’ , гфп,у погонные сопротивления питающих фидеров, примыка-
ющих соответственно к левой и правой узловым точкам, ограьгичивающиму-й
участок, Ом/км;
279
^фл, j » ^фп, j ~~ соответственно длина левого и правого питающих фидеров на
у-м участке, км;
гк —- погонное сопротивление контактной сети, Ом/км;
j — длина контактной сети на у-м участке, км;
nj — число путей нау-м участке, по контактной сети которых протекает ток.
Сопротивление 7?^ j контактной сети одного пути на у-м участке
вычисляют по формуле (9.22), приняв лу- = 1.
При раздельном двустороннем питании путей (см. рис. 9.11, а) пита-
ющие фидеры имеются как слева, так и справа от смежных узловых то-
чек, в качестве которых выступают шины подстанций А и В. При узло-
вой (см. рис. 9.11, ff) и параллельной (см. рис. 9.10, а) схемах питания
питающие фидеры имеются только на головных участках. Причем для
первого участка (у = 1), находящегося возле подстанции А, имеем
/ . = 0, а для четвертого (/=? 4), находящегося возле под-
фл,1 фА ’ фп,1 ’
станции В, имеем /фл 4 = 0, / 4 = /фВ. На других, промежуточных
участках, где питающих фидеров нет, принимают /фл . = / = 0.
Если на каком-либо участке i (/ Ф у) имеется короткое замыкание
(на рис. 9.10, а принято I = 3), то необходимо вычислить сопротивления
^к1 з^ и ^к1 3) повРежденного ПУ™ отточки короткого за-
мыкания соответственно’ до ближайших слева и справа узловых точек,
а также эквивалентное сопротивление R^ . (R^ 3) всех остальных непов-
режденных путей на этом участке.
В том случае, если короткое замыкание в точке К рассматривается
на контактной сети z-го участка, не имеющего питающих фидеров, на-
пример участка /3 (см. рис. 9.10, а), то сопротивления /Г i / и / вы“
числяют по формулам, Ом:
(9.23)
которые на третьем участке имеют вид:
R', = г /' R'=r /*
к1,3 к 3’ к1,3 к 3
На участках и /4 (см. рис. 9.10, а) составной частью сопротивлений
^к1 / и Ак1 t являются также сопротивления питающих фидеров.
Например, при коротком замыкании на выводах выключателя QA1
(см. рис. 9.10, а) имеем:
280
R 1, = 0, 7? . . = г. д L А + г I.. (Q 24)
к1Д ’ к1Д фА фА к 1 v
Если короткое замыкание находится возле пункта параллельного
соединения ППС1, то:
, 1 = Гкд Ака + г А > Я 1 1 “ о.
к!Д фА фА к 1 ’ к1Д
(9.24')
При коротком замыкании возле пункта параллельного соединения
ППС2 имеем:
= 0,
фВ-фВ*
(9.24")
При коротком замыкании на выводах выключателя QB1 имеем:
* I I R
к 4 фВфВ’ к1,4
(9.24'")
Эквивалентное сопротивление контактной сети неповрежденных
путей на /-м участке вычисляют по формуле
— Фл^ М фн,/‘ _ фл,/ фл,/ к / фпД фп,/ (9 25)
g>i п. -1 п. -1
I I
где rij — число путей на /-м участке, по контактной сети которых протекает ток
короткого замыкания.
Если на z-м участке нет левого или (и) правого питающих фидеров,
то соответствующие расстояния ^фЛ7-ДфПу- приравниваются к нулю.
Преобразование треугольника сопротивлений R' .}R" и R . (см.
ki,z к 1,1 д
рис. 9.10, б), в звезду, состоящую из сопротивлений R'k Л* (см.
рис. 9.10, в), осуществляется по формулам, Ом:
К1,( g,i
K’r R'+R'+R .
к!Д к1,/ g,i
R . R .
=________к!,< g,t
R\ . + Я* .+/? .
kIj к!,/ g,i
(9.26)
R'. .R\ .
n* _ K1,Z KI,J
K>' ~ R' . +R' . +Л . *
kIj k!,i g,i
Если контактная сеть на всех п путях одинакова, то при отсутствии
питающих фидеров имеем:
281
(9.26')
где /у — длина z-ro участка, км;
— расстояние от левой узловой точки до места короткого замыкания на z-m
участке, км.
В том случае, если цепь сопротивления . разомкнута (7?^ . = о®,
I' = 0), то вместо (9.26') используют формулы
111
(9.26")
Если же разомкнута цепь сопротивления R
то вместо (9.26') применяют формулы
(Я*
v k1,z
==°)’
(9.26"')
Сопротивления результирующей схемы замещения вычисляют по
формулам
R
R^ = R n + 7? п + 7? n • >
В пВ рВ кВ к,/ ’
(9.27)
АВ тгз
лу
К,/’
+ R + R
3
где i — номер участка, на котором расположена точка короткого замыкания;
— эквивалентное сопротивление контактной сети всех путей на длине
от подстанции А до начала поврежденного участка;
ЯкВ — эквивалентное сопротивление контактной сети всех путей на длине
от подстанции В до конца поврежденного участка.
Для схемы, приведенной на рис. 9.10, а, номер поврежденного учас-
тка принят i = 3. При этом очевидно:
R а = 7? . + R 7? п = 7J .; а р = + 7? + R * □.
кА к,1 к,2 ’ кВ к,4’ АВ тгз з к,3
Для других случаев расчетные сопротивления вычисляют по выра-
жениям, приведенным в табл. 9.11.
282
Результирующие сопротивления ^A>^B,7?AB для схем питания, не
указанных в табл. 9.11, при произвольном расположении точки корот-
кого замыкания вычисляют по формулам (9.27).
Расчетные схемы. Расчетные схемы питания используются для вы-
бора уставок защиты от коротких замыканий при фиксированном рас-
положении места короткого замыкания возле узловых точек. Расчет-
ным схемам соответствуют такие неблагоприятные для защиты схемы
питания, при которых для соответствующих защит должны еще соблю-
даться требования селективности и чувствительности. Основные рас-
четные схемы приведены в столбце 2 табл. 9.11, в которой расчетные
схемы №№ 1—12 относятся к нормальному режиму питания контакт-
ной сети от двух смежных функционирующих тяговых подстанций, а
схемы №№ 13—18 — к вынужденному режиму при выпадении проме-
жуточной тяговой подставнции С.
В каждой из расчетных схем в этих таблицах указан только тот вык-
лючатель, для защиты которого вычисляют параметры КЗ. Для каждой
схемы приведены формулы для определения необходимых сопротивле-
ний и тока 7q, протекающего через данный выключатель.
В этой таблице гфд и гфц — погонные сопротивления питающих фидеров
соответственно подстанций А и В, Ом/км;
^фА и — длина питающих фидеров соответственно подстанций А и
В, км;
гк — погонное сопротивление контактной сети одного пути, Ом/км;
гр — погонное сопротивление всех рельсов многопутного участка, Ом/км;
/дв — расстояние между тяговыми подстанциями А и В, км;
/дп, ^пв “ Расстояния соответственно от подстанции А до поста секциони-
рования ПС и от поста секционирования ПС до подстанции В, км.
Расстояния /р /2, /3, /4 и число путей с контактной сетью, находя-
щейся под напряжением, «|, л2, для расчетных схем 10 и 11 (см.
табл. 9.11) соответствуют рис. 9.10, а.
Для расчетной схемы 13 (см. табл. 9.11) -- расстояние от подстан-
ции Адо поста секционирования ПС1, км; /2 — расстояние между по-
стами секционирования ПС1 и ПС2, км; /3 — расстояние от поста сек-
ционирования ПС2 до подстанции В, км. Число путей на каждом из
участков /р /2, /3, контактная сеть на которых находится под напряже-
нием, обозначено соответственно Лр п2, л3. Каждая из расчетных схем
от 14 до 18 (см. рис. 9.11, г) имеет семь участков, ограниченных слева и
справа узловыми точками.
283
Таблица 9.11
№ схем Расчетная схема Шифр и ток Zq выклю- чателя Расчетные формулы
1 2 3 4
1 т<р II II II II <6 QA1 Л д =0; R п =~; кА кВ & /?'.=/?*. =0; k,i фА фА к АВ к,: к,? Я л ZAD рА р АВ
Лк,1 = ^ГфА7фА + ГкАП ”1 ’
ЛкВ = ('фВ^В + Гк/ПВ 1 п2 ’
ЛрА = Гр71 ’ ЛрВ = rpZ2
R , = 0; R „ = Л' , = ~; R". = О ;
кА ’ кВ к,/ ’ к,/
R.' +Г К ; Л А “Г ^ЛГТ
к,1 фА фА к Ап рА р АП
R А =0; R п =К . =о
кА ’ кВ к,/
R' . =/Г.=0; Л А =0
к,1 к,/ рА
ЛкА “ ('фА^А +rK/AlP/”l ’
R „ = 0; R' . = 0 ;
кВ к,/
7?* . =(Ггт1/хО + Г /rrn)/(WT -1);
к,/ v фВ фВ к ПВ7 v 2 7 ’
Л*. = + г /„ ;
k,i фВ фВ к ПВ
R А - г IАО ; R D = О
рА р АВ ’ рВ
284
Продолжение табл. 9.11
1 2 3 4
6 (j)> 11 11 а *311 “Н ^•*11 о® QEIB1 7 А П2 Л А = Од. А ^ХА + Г ^АГг)/Л1 i кА v фА фА к АП' 1 ’ /? = /Г . = /Г . = 0 ; кВ K,Z K,Z Л' . = (Curj/iD + г I n)I; R A = r IAD; k,z 4 фВ фВ к пВ7 2 рА р АВ ’ R u =0 рВ
7 (j)> II и "а VoT т ° fgll -т*11 о» QHB1 Л ЛкА = (гфА7фА + г/агРА ’ ЛкВ = RK,i = °° ’ RkJ = 0 ’ R' • ~ ГхгАп + г ^гтп ’ R А = Г ^АГ» к,/ фВ фВ к ПВ рА р АВ
Т ~==Ц^|^ QnBl 4 Аа ~ ^фА7фА + *к7ДГр7л1 ’ ЛкВ = RKJ =" ’ RK,i ~ RK,i = 0 ’ йрА = гр7АП
8 г 1° QA1 7 А "1 Qnil /опн “ 0 Я А = (ГХЛ А1. А + Г + Г Ц 1 кА 4 фА фА кг 1 к 2 2 R л 0i +/J; рА рх1 2' R D = (г 1. + г, о/, п)/и, + г L /п_ ; кВ v к 4 фВ фВ' 4 к 3 3 R n =r (Z- +ZJ ; /?' .=/?'. = /Г. = 0 рВ р 3 47 k,i k,j к,/
9 А ППС1 ПС ППС2 в в QHB1 7 А ”з Я л =(Гха^а +r + кА v фА фА кг 1 +r + г L / п- ; к 2 2 к 3 3 Л п = (г 1Л +'"хп/,„)/(??. -1); кВ 4 к 4 фВ фВ' 4 4 7 R- л ~ r (Z, + Z» + /, +1.); /? D = о; рА р 1 2. 3 4' рВ R' . = R" . = 0 ; R" . = Г 1. + г.й/. о к,/ к,1 к,; к 4 фВ фВ
10 а ж ППС1 ПС ППС2 в QII21 •Л А "з R А = (ГЖ А Ак А + Г А ) / ПЛ + кА х фА фА к г 1 +г /- / + г L / п’, /? =/?*.= оо ; К 2 2 К 3 3 кВ к,» /?*. = 01 R' . = л DZ, n + г L R А = ^Z*d к,/ k,i фВ фВ к 4 рА р АВ
285
Продолжение табл. 9.11
1 2 3 4
11 да Qmi !а + 7в ~ 7в ”4 ЛкА = ^фА^А + Гк/Р/"1 + +Гк12 1П2 ’ ЛкВ = ^к74 + ГфВ7фВ Я4 ’ R' . = r R'.=0; R'.=rl,; Л = r (Z. + Z™); R n = r (Ji+?A) pA p 1 27 pB p 3 47
12 ijl « * QA1 Za я A ~R n =0; д'. = я*.=О; кА кВ kj kj & +rknG.n +0,5r /AT,; kj фА фА фВ фВ к АВ R А ~ Г 1лг> ’ R П = 0 рА р АВ рВ
13 л ПС1 0е ПС2 п А» — — — — —f— 1 Ь QIT1C] £а пз R а =(^л^л + г z.)/и,; кА фА фА к 17 1 R п = (г, п/, „ + г /_)/и.; к'. ~ г л - /и.; кВ v фВ фВ к 37 3 к J к2 к2 2 лг. = л*. = о; л а (A +/J; R й =г К kj kj рА рч1 2' рВ рЗ
14 ПС1 ре ПС2 Wf QFI2BI * QTI2B1 7л R. А = (л а 1. * + г L) / w. + фА 4 фА фА к I7 1 +гк(^"2+^"з+/4/л4+/5/л5); л' , = r (A+Al+rJxn’ л* =о; кj к 6 77 фВ фВ кj л „ . =«»; R * ~г^лт> кВ kj рА р АВ
15 С А ПС1ОППСЗПС2 п QII31 /а- 7А П4 л =(ГжлАа +г + кА v фА ф А к 17 I +r (1 /п~ +Z_ /л_ +1А 1пЛ); /? =/?*. =оо; к4 2 2 3 3 4 47 кВ kj r'.=ri‘> я*.=о; кл к 5 kj J? а = г (Z- + Z» 4- Z- + ZЛ + Z-) рА pvl 2 3 4 57
16 . ППС2 Ос ПС2 п <М|* Qmi ZA- 7А "з кА 4 фА фА к I7 1 +r (Z- / и- + Z, / «,); R п = r' . -00 ; к4 2 2 3 З7 кВ kj /Г,=о; r' . = r (iA +zj; kj kj к4 4 57 R а ='• (А+А+^+^+^) рА pvi 2 3 4 57
286
Окончание табл. 9.11
1 2 3 4
17 . ПС1 о ПС2 „ QH41 7 А " 7 А "б Я А = (r. a Z. а + г 1.) / п. + г (/_ / + кА фА фА к 17 1 кх 2 2 4- L / п, +1. In. + /с / п_ + L I n£Y-> 3344556 67 я = я*. = °о; я*. - о r' . = г о 4- г / ; кВ к,/ к/ к,/ фВ фВ к 7 Я А = Г ZAD рА р АВ
R Л = (Гж А Л + Г Ц ) / П1 +
кА 4 фА фА к 17 1
+r (L / п~ + L/n_ + lA Iп. +L / пс) J
к4 2 2 33 44 5 5z
R п = (r.D/rD 4-г /_)/«_ ;
кВ 4 фВ фВ к 7’ 7
R' .=r I, /(п, -1); я*. = о; я*. = г L;
К,/ К 6 ' 6 7 К,( к,/ к 6
Я А = г (/. + /_ + /_ + /. + /,) j Я D = г (L + /_)
рА рЧ 2 3 4 57 рВ рб 77
Первый участок расположен между подстанцией А и первым пунк-
том параллельного соединения ППС1, его длина обозначена /р а число
путей на этом участке с контактной сетью, находящейся под напряже-
нием, обозначено п^. Второй участок расположен между пунктом па-
раллельного соединения ППС1 и постом секционирования ПС1, ему
соответствуют величины /2 и л2. Третий участок (ему соответствуют ве-
личины /3 и Я3) находится между постом секционирования ПС1 и пун-
ктом параллельного соединения ППС2; четвертый (/4 и л4) — между
пунктами параллельного соединения ППС2 и ППСЗ и т.д.
В каждой из расчетных схем, показанных в табл. 9.11, точка корот-
кого замыкания К находится рядом с ближайшими к ней шинами (уз-
ловыми точками).
Пример 9.2. Для схемы узлового питания (см. рис. 9.11, б) вычислить
параметры результирующей схемы замещения для расчетных схем № 3, 4,
6, 7 (см. табл. 9.11). Участок трехпутный, контактная сеть на всех путях
М120+2МФ100+А185. Расстояние от подстанции А до поста ПС = 7 км,
расстояние от поста до подстанции В /2 = 8 км. Питающие фидеры выпол-
нены проводами 4 х А185; их длина у подстанции А равна /фП = /фА = 2 км,
у подстанции В 7фп = /фВ — 0,5 км. Рельсы Р65 с длиной звеньев 25 м. Со-
противление троса группового заземления = 0,197 Ом, = 0. Сопро-
тивления подстанций Анд = АпВ = 7^= 0,139 Ом.
Погонное сопротивление провода А185 равно 0,157 Ом/км (см. табл.
9.4). Погонное сопротивление питающего фидера, состоящего из четы-
287
рех проводов марки А185, при температуре 40 °C находим по формулам
(9.8) и (9.11):
= 0457 4 = 0 Ом
Ф 4
Погонное сопротивление контактной сети при температуре 40 °C нахо-
дим по табл. 9.6: гк = 0,047 Ом/км. Погонное сопротивление рельсов нахо-
дим по табл. 9.10 и формуле (9.20): = гр1/^ - 0,014/3 = 0,005 Ом/км.
По формулам, приведенным в табл. 9.11 для расчетной схемы № 3, на-
ходим (/] ~ ~ :
R А = 0; А* . = Я*. = 0;
кА ’ к,/ k,i ’
R' = (0,042-2 +0,047-7)/3 = 0,138 Ом;
к,/ х фА фА к АП' 'Iх’ ’ 7 ' ’ ’
А „ = (г ПЛ n + г Zm,) / "о = (°*042 • °,5 + 0,047 ‘ 8) / 3 = 0Д32 Ом;
кВ х фВ фВ кПВ7' 2х’ ’ ’ 77 ’ ’
R Л =r (/.А + L) = 0,005 * (2 + 7) = 0,045 Ом;
рА рх фА I7 ’ х 7 ’ ’
R n = г (L + Л ) = 0,005 • (8 + 0,5) = 0,043 Ом.
рВ рх 2 фВ7 ’ х ’ 7 ’
По формулам (9.27) вычисляем:
Аа=Аа+Ла+Ла+^.= 0,139 + 0,045 + 0 + 0,138 = 0,322 Ом;
А пА рА кА к,/ ’ ’ ’ ’ ’
0,139 + 0,043 + 0,132 + 0 = 0,314 Ом;
В пВ рВ кВ к,< ’ ’ ’ ’
ДАП = R + R + R". = 0,197 + 0 + 0 = 0,197 Ом.
АВ тгз з к,1 ’ ’
Для расчетной схемы № 4 по табл. 9.11 находим:
R' = ГклL + г Лгт = 0,042 .2 + 0,047 • 7 = 0,413 Ом;
к,/ фА фА к АП ’ ’ ’
/? /АГТ (/.А + L) = 0,005 • (2 + 7) = 0,045 Ом.
рА р АП рх фА г ’ х 7 ’
288
По формулам (9.27) вычисляем:
RA = Л А + Я А + R А + /?'.= 0,139 + 0,045 + 0 + 0,413 = 0,597 Ом;
А нА рА кА к,/ ’ ’ ’ ’ ’
= R ~+7?~+7?т,+ А* . — R г, + R ъ + оо -|- сю = оо’
В пВ рВ кВ к,/ пВ т рВ
ЛАП = К + R + R" . - 0,197 + 0 + 0 = 0,197 Ом.
АВ тгз з к,/ ’ 5
Для расчетной схемы № 6 по формулам, приведенным в табл. 9.11, находим:
Я А =kJAA + ^An)/«i =(0,042 *2 + 0,047 -7)/3 = 0,138 Ом;
КА фА фА к АП77 1 4 1
= °; К/= RZ =°- Л₽в = °;
А,/ = адфв+'-Лв)/^ = (0,042.0,5 + 0,047.8)/3 = 0,132 Ом;
R =r I -г (j +i +i +i x = 0,005 • (2 + 7 + 8 + 0,5) = 0,088 Ом.
рА р АВ р4 фА 1 2 фВ' ’ 4
По формулам (9.27) находим для расчетной схемы № 6:
ДА=ЯА+ЛА+ЛА+Л'.= 0,139 + 0,088 + 0,138 + 0,132 = 0,497 Ом;
А пА рА кА к,/ ’ ’ ’
Я=Яп+Яа+Ап+7?'.= 0,139 +0 + 0 + 0 = 0,139 Ом;
В пВ рВ кВ к,/ * ’
ЛАП = R + R + /Г. = 0,197 + 0 + 0 = 0,197 Ом.
АВ тгз з к,/ ’ ’
Для расчетной схемы № 7 по табл. 9.11 находим:
R а =(^а^а +''/лгт)/л> = (0,042 >2 + 0,047 -7) /3 = 0,138 Ом;
кА 4 фА фА к АП7' 1 4 3 3 7 ’ ’
R = ©о’ R" , = оо; R” . = 0;
\В ’ к,/ ’К,/ 3
R' = r.J^ + г 1т = 0,042 • 0,5 + 0,047 • 8 = 0,397 Ом;
к,1 фВ фВ к ПВ ’ ’ ’ 5 3
R =г /АО = г (/, А + А + Л + Л п) = 0,005 • (2 + 7 + 8 + 0,5) = 0,088 Ом.
рА р АВ рх фА 1 2 фВ7 ’ ’ 7 3
По формулам (9.27) для расчетной схемы № 7 получаем:
7г=ЛА+7?А+ЛА+Л/.= 0,139 + 0,088 + 0,138 + 0,397 = 0,762 Ом;
А пА рА кА к,/ ’ 3 3 ’ ’
R„ = Rn+Rn+Rn+R', = R ~+R „ OO СЮ = ОО’
В пВ рВ кВ к,/ пВ рВ
Л._=Л + R +R". = 0,197 +0 + 0 = 0,197 Ом.
АВ тгз з к,1
289
Расчетные формулы. Для схемы замещения, приведенной на рис. 9.10,
а также для расчетных схем, приведенных в табл. 9.11, токи ZA и ZB смеж-
ных подстанций, ток 1К в месте короткого замыкания вычисляют по фор-
мулам:
(9.28)
к А + 'в *
На однопутном участке ток Zq расчетного выключателя равен либо
току ZA, либо току ZB, в зависимости от места КЗ и места расположения
выключателя Q (на тяговой подстанции или на посту секционирова-
ния). На многопутных участках, если место короткого замыкания рас-
положено между узловыми точками, то на поврежденном z-м участке
(на рис. 9.10, а принято i = 3) токи вычисляют по формулам:
(9.29)
Z' . = Z +Z
l,z А l,z В q,i’
в которых сопротивления 72' JR',, z вычисляютпоформулам(9.23)—-
(9.25) или по приведенным в табл. 9.11.
Отрицательная величина тока I ., вычисленная по формуле
(9.29), означает, что его направление противоположно указанному
на рис. 9.10, б. Выражения для тока Zq заданного выключателя ука-
заны в табл. 9.11.
Если контактная сеть на всех и,- путях одинакова, то значение тока
вычисляют по формуле
290
(9.293
Напряжения на шинах подстанций А и В вычисляют по формулам
£7Д = -ЛЯД, U=Un -ДЛп.
А А,рас А пА’ В В,рас В пВ
(9.30)
Напряжение на шинах поста секционирования при узловой и парал-
лельной схемах питания, на пунктах параллельного соединения в нормаль-
ных условиях, а также на постах секционирования и пунктах параллельно-
го соединения при отключенной промежуточной подстанции С для рас-
четных схем, приведенных в табл. 9.11, вычисляют по формуле
(9.31)
в которой значения входящих в нее величин принимают по табл. 9.12.
Указанные в табл. 9.12 значения АкД, /?кВ вычисляют по форму-
лам, приведенным в табл. 9.11, значения ^РА , ЛрВ определяют в соот-
ветствии с (9.21) или по приведенным в табл. 9.11, напряжения U к , /7В
вычисляют по формулам (9.30); токи /д ,7 находят по формулам (9.28).
Сопротивление петли короткого замыкания, измеряемое защи-
тами выключателя Q, вычисляют по формуле
AQ " Uу /TQ >
(9.32)
где 7q —• ток, протекающий через выключатель Q, А;
Uy — напряжение той узловой точки, к которой подключен выключатель Q, В.
В зависимости от режима работы энергосистемы, числа включен-
ных трансформаторов и агрегатов, наличия или отсутствия дуги и
ряда других факторов параметры короткого замыкания меняются. Для
разных видов защит в качестве расчетных указаны либо максималь-
ные, либо минимальные электрические параметры короткого замы-
кания.
Эти параметры (токи, напряжения, сопротивления) вычисляются по
одним и тем же формулам при соблюдении условий, указанных в табл. 9.13.
Максимальные параметры в таблице снабжены индексом max, мини-
мальные — min.
291
Таблица 9.12
Номер схемы табл. 9.11 Шифр узловой точки Значения составляющих в формуле (9.31)
и 1 R Лр 1 L
1 2 3 4 5 6 7 8
3 ПС иъ ^в ^кВ Лрв ^ФВ + h ^фв + h
5, 6,7 ПС Ул 1а ^кА ЯрА ^фА + /1 ^АВ
Г ПС 1/а 1а ^кА -КрА /фА + h ^фА + А
8 ППС1 иА Г 1 + Г 1 фА фА К 1 И 1 ^рА ^фА А ^фА + h
ПС 4 #кВ Ярв ^фв + h ^фв + h
ППС2 ив 1в г 1 +г 1 фА фА к 2 П2 V ^фВ + Ц h + Ц+ ^фв
9, 10 ППС1 ик 1а г 1 + r 1 фА фА к 1 И 1 Ярд ^фА + Ц ^АВ
ПС 1а г 1 (1 1 \ фА фА 1 2 Т Г ~"* т п к п п I к 1 1J ЯрА ^фА +А+^2 ^АВ
ППС2 Ua 1а Г 1 (1 1 1 'l фА фА 1 *2 । 3 п К П П П 1 к 1 2 3/ ^рА ^фА + Л+ h+ h ^А8
1 2 3 4 5 6 7 8
11 ППС1 UA Za г 1 + rl фА фА к 1 п 1 ^рА ^фА + А ^Фа + А+ h
ПС UA /а г 1 (1 1 \ ФА ФА + г 1 ! 2 п к п п 1 \ 1 2/ ^рА ^фА + М h /фл +
ППС2 ив ^кВ Ярв Л + 7фв /3 + /4 + /фв
13 ПС1 UA 1А г 1 + rl фА фА к 1 п 1 ЯрА ^Фа + h ^фА + Л + 4
ПС2 ив ^в г 1 +г 1 фА фА к 3 "з Ярв h + Аде h + /фв
14 ПС2 иА /а ^кА ЯрА ^АВ~ h~~ ^фВ ^АВ
15 ППСЗ ^кА ЯрА ^Фа + Л + h + h + Л ^АВ “ Ц - 6 “ ^фВ
16 ППС2 t/л А ^кА КрА ^Фл + h + h + h ^ФА + h + h + h + k + h
17 ПС2 иА 1А Г 1 R —~ кА п 6 ЯрА ^ab “ 76 - Z7 - /фв (ав
ППС4 иА 1А ЯкА Ярл 6lB ~ h ~ ^фв ^АВ
18 ПС2 1А ^кА ^рА 7ав ~ 4 ~ h ~ ^фв - Аз *’ h - /фв
ППС4 Ув 7в ^кВ *рВ h ** ^фв /6 + /7 + 7фВ
Таблица 9,13
Параметр короткого замыкания Условия для формул (9.16), (9.27), (9.28), (9.31)
Режим энерго- системы 4 Знак Оз ^кп и •*VTT3 (Я,)
Ac, max, ^K,min макс 0 — мин 0 0
Ac,max, ^к,тах мин есть + макс есть есть
^Ac.max макс 0 — мин есть есть
9.4. Токовые защиты
Максимальная токовая защита (МТЗ) может быть использована в
межподстанционной зоне как основная или резервная на фидерах тя-
говых подстанций и постов секционирования. На фидерах подстанций
и постов секционирования она должна быть поляризованной (направ-
ленной), на пунктах параллельного соединения — неполяризованной.
Максимальная токовая зашита применяется, кроме того, на коротких
тупиковых фидерах, например, станционных, деповских.
Защита может выполняться с помощью датчиков тока, которые при
срабатывании разрывают цепь держащей катушки быстродействующего
выключателя или включают схему форсированного отключения, либо сам-
мим быстродействующим выключателем без индуктивного шунта.
Быстродействующие автоматические выключатели без индуктивных
шунтов или с уменьшенным пакетом пластин на шинах шунта реагиру-
ют на ток, протекающий через размагничивающий виток. Этот ток
пропорционален, а при отсутствии шунта равен току защищаемого фи-
дера /ф. При условии /ф > /у мтз , где / мтз — уставка выключателя,
происходит отключение выключателя. Чем больше разница между /ф и
^у.мтз в момент срабатывания, тем быстрее происходит процесс от-
ключения. Так, при разнице между /ф и мтз около 3000 А выключатель
типа АБ-2/4 имеет собственное время отключения (без учета времени га-
шения дуги) примерно 13 мс, а при разнице этих величин в 185 А собствен-
ное время отключения возрастает до 140 мс, т.е. более чем в 10 раз [35].
Зона действия максимальной токовой защиты ограничена расстоя-
нием от тяговой подстанции, на котором выполняются условия чувстви-
тельности. При этом уставку защиты выбирают по выражению:
к 7 /к <1 </ . /к , (9.33)
з н,тах' в у,МТЗ к,mm' ч
294
Для автоматических быстродействующих выключателей кв = 1.
При соблюдении этих условий на однопутном участке возле поста
секционирования может быть небольшая зона неселективного отклю-
чения. Так, при КЗ в точке КЗ (см. рис. 9.8, а) может отключиться не
только выключатель Q3, но и одновременно с ним выключатель Q1. На
двухпутном участке с постом секционирования выключатели работа-
ют, как правило, селективно. Объясняется это следующим. При КЗ,
например, в точке К1 (рис. 9.12) через выключатель Q5 протекает ток
КЗ, почти в 3 раза больший, чем через любой подстанционный выклю-
чатель. Выключатели Q3, Q4, Q6 во внимание не принимаются, так как
они поляризованные и на КЗ в точке К1 не реагируют. Уставка, выбран-
ная для выключателя Q5 по условию (9.33), меньше, чем уставка для
подстанционных выключателей QI, Q2, Q7, Q8. Значит, разность меж-
ду током фидера и уставкой для выключателя Q5 много больше, чем для
любого другого выключателя и, следовательно, время его отключения
будет существенно меньше, чем выключателей подстанций. Поэтому
при КЗ в точке К1 сначала отключается выключатель Q5 и затем Q7.
Выключатели Q1 и Q2 отключиться не успеют. При КЗ в середине зоны
между постом ПС и подстанцией В выключатели Q5 и Q7 отключаются
практически одновременно.
Если для расчетных точек К1 и К2 (см. рис. 9.8, а) условие (9.33) не
выполняется, то зону защиты выключателей подстанции и поста умень-
шают (увеличивают значение /у). В этом случае для выключателей под-
станции А и подстанции В (см. рис. 9.12) образуются мертвые зоны воз-
ле поста секционирования (соответственно /м1 и /м2) а для выключате-
лей поста — мертвые зоны 1^) возле подстанции. Защита подстанций
не реагирует на КЗ в мертвых зонах возле поста, а защита поста не реа-
гирует на КЗ в мертвых зонах возле подстанций.
Мертвые зоны можно исключить при использовании телеблокиров-
ки выключателей подстанции и поста секционирования на каждом из
Рис. 9.12. Схемы расположения «мертвых» зон защиты
295
путей: выключатель Q1 сблокирован с выключателем Q3, выключатель
Q2 — с выключателем Q4, выключатель Q7 и Q8 соответственно с вык-
лючателями Q5 и Q6 поста. В случае отключения при КЗ одного из вык-
лючателей — по каналам телемеханики подается сигнал на отключение
сблокированного с ним выключателя на другом конце линии. Так, при
КЗ в точке К1, находящейся в мертвой зоне выключателя Q7, происхо-
дит автоматическое отключение выключателя Q5 и по телеблокировке
подается команда на отключение выключателя Q7.
Если пост секционирования выводится из работы, то приемопере-
датчики телеблокировки выключателей Q3 и Q5, а также Q4 и Q6 вклю-
чаются в режим ретрансляции. Выключатель Q1 оказывается сблокиро-
ванным с Q7, a Q2 с Q8. В этом случае уставка выключателей подстанций
должна быть изменена так, чтобы действие защиты распространялось
за пост секционирования. В противном случае КЗ в середине участка
не могут быть отключены.
Телеблокировка на контактной сети постоянного тока выполняется
по тем же принципам и с использованием такой же элементной базы,
как и для контактной сети переменного тока [27, 28]. Запуск передатчи-
ка осуществляется блок-контактами быстродействующего выключате-
ля. Предусмотрена специальная блокировка с помощью реле напряже-
ния, предотвращающая запуск передатчика, если выключатель отклю-
чился не от КЗ, а от перегрузки. Реле напряжения KV1 и KV2 вклю-
чаются между фидером контактной сети и рельсом (рис. 9.13, а). В нор-
мальном режиме работы контакты реле напряжения замкнуты. При КЗ
в зоне защиты, например выключателя Q1, последний отключается и
напряжение на реле KV1 падает до уровня, определяемого падением на-
пряжения в дуге. Напряжение срабатывания выбирается по условию:
Рис. 9.13. Схемы подключения приемопередатчика телеблокировки
296
к и
ч д
ср
H,min з
(9.34)
где Ua — падение напряжения в дуге (от 500 до 600 В);
^н, min минимальное напряжение в нормальном режиме (от 2200 до 2500 В);
к3 — коэффициент запаса (1,1—1,2);
—коэффициент чувствительности (1,25).
Если уставка реле выбрана по этому условию, то при отключении
выключателя Q1 контакты реле разомкнутся.
Приемопередатчик телеблокировки ППТ (рис. 9.13, б) имеет два вхо-
да 1 и 2, на которые подается напряжение + UK. На вход 1 поступает сиг-
нал от защиты контактной сети пути I, на вход 2 — от защиты пути II,
Если снять напряжение со входа 1, то в линию связи пойдет сигнал с
частотой^ —45 Гц, а если со входа 2, то — сигнал с частотой fQ +45 Гц.
В цепь входа 1 включены блок-контакгы быстродействующего выклю-
чателя Q1, контакты мачтового разъединителя QS1 и контакты реле KV1, в
цепь входа 2 — блок-контакгы выключателя Q2, контакты разъединителя
QS2 и реле KV2. Параллельно им подключены, кроме того, контакты реле-
повторителя земляной защиты KL. В нормальном режиме при включен-
ных выключателях контакты Q1, KV1, Q2 и KV2 замкнуты, а контакты KL. 1,
KL.2, QS1 и QS2 разомкнуты. При отключении от КЗ, например, выклю-
чателя Q1, размыкаются контакты Q1 и KV1 и с входа 1 снимается напря-
жение + UK, Приемопередатчик запускается и посылает в линию связи сиг-
нал на отключение выключателя на другом конце линии.
При отключении выключателя Q1 от перегрузки контакты реле KV1
остаются замкнутыми и сигнал телеблокировки не передается. В случае
оперативного отключения фидерного мачтового разъединителя QS1
напряжение с реле KV1 снимается и его контакты размыкаются. Одна-
ко в отключенном положении мачтового разъединителя контакты QS1
и QS2 замыкаются и ППТ не включается. Приёмопередатчик не вклю-
чается и при срабатывании земляной защиты.
При всех достоинствах телеблокировки следует иметь в виду, что ее
надежность еще недостаточно высока и ее применение пока приостанов-
лено. Поэтому предпочтительнее мертвые зоны максимальной токовой
защиты контролировать потенциальными защитами, оставив за телебло-
кировкой (если она вновь будет использоваться) роль резервной защиты.
Токоваяотсечка (ТО) используется как дополнительная защита, ре-
агирующая на близкие короткие замыкания. Она выполняется, как пра-
вило, с помощью датчиков тока, воздействующих на отключение фи-
297
дерного быстродействующего выключателя. В отдельных случаях, на-
пример в двухзонной защите при двух соединенных последовательно
выключателях на фидер, токовая отсечка реализуется с помощью того
автоматического быстродействующего выключателя, который имеет
полный пакет шунта.
Уставка / то выбирается по условию:
к 1
у,ТО отс к,max
(9.35)
где хотс— коэффициент отстройки (1,2—1,6).
При вычислении тока I t , входящего в это условие, используют
к, max
расчетные схемы (см. табл. 9.11), соответствующие основным защитам.
Для раздельного питания в качестве расчетной принимают схему
№ I (см. табл. 9.11). При узловом и параллельном питании для выклю-
чателя подстанции принимают расчетную схему № 4, а для выключате-
ля поста секционирования — схему № 7.
Выбранная уставка 7у то должна быть больше, чем вычисленная по
формуле
у,ТО з н,тпах
(9.36)
в которой коэффициент запаса к3 принимают равным 1,15—1,25. Кро-
ме того, выбранная уставка проверяется по коэффициенту чувствитель-
ности по формуле
к = 1 . /7 , (9.37)
в которой принимают 7у = 7у то , а ток 7к min вычисляют для короткого
замыкания вблизи того выключателя, для которого выбрана уставка токо-
вой отсечки. При этом в формулах (9.27) принимают R* = R*. = 0.
Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,15.
Максимальная импульсная токовая защита (МИЗ) реализуется с по-
мощью автоматических быстродействующих выключателей с индуктив-
ным шунтом или реле РДШ; она используется как основная в межпод-
станционной зоне для фидеров подстанций и постов секционирования,
а также тупиковых фидеров (станционных, деповских). Для пунктов
параллельного соединения МИЗ может использоваться только при не-
поляризованных выключателях в качестве резервной.
Для повышения чувствительности выключателя к коротким замы-
каниям параллельно размагничивающему витку подключают индуктив-
298
ный шунт. При этом выключатель как реле прямого действия приобре-
тает новые свойства: он реагирует не только на значения тока, но и на
признаки, характеризующие изменение его в переходном процессе.
Представим участок тяговой сети с параметрами 7^ и LK, получаю-
щий питание через выключатель, в виде схемы замещения (рис. 9.14, а).
Параметры размагничивающего витка — ЯрВ, Лрв, параметры индуктив-
ного шунта — £ш. Для этой цепи действительны следующие соот-
ношения:
i = i +1
к рв ш
(9.38)
Индуктивность и активное сопротивление параллельных ветвей цепи
выключателя много меньше, чем соответствующие параметры тяговой
сети, поэтому закон изменения тока принимают соответствующим вы-
ражению (9.1). Подставляя это выражение в (9.38) и решая полученную
систему относительно тока в размагничивающем витке, найдем:
где Гк, — постоянные времени тяговой сети и шунта;
Р и а — отношение активных сопротивлений и индуктивностей размаг-
ничивающего витка и шунта соответственно;
Рис. 9.14. Схема замещения сети и быстродействующего выключателя
с индуктивным шунтом
299
/н — начальное значение нагрузки;
д/ приращение (бросок) тока в переходном режиме.
Если параметры индуктивного шунта выбрать так, чтобы £рв/£ш —
= R /R (а = Р), то из выражения (9.39) получим:
рв ш
(9.40)
К
рв
н
4" R
рв ш
Сравнив полученное выражение с (9.1), приходим к выводу, что при
данном соотношении параметров шунта и размагничивающего витка
ток /рв (см. кривая 1 на рис. 9.14, б) в последнем изменяется пропорци-
онально изменению тока в сети /к. Выключатель с такими параметрами
реагирует лишь на значение тока сети. Ток в размагничивающем вит-
ке /рв у достигает максимального значения в установившемся режиме
R
I = (I + ДТ)--------------= I к , (9.41)
рв,у v и R + R К сш’ v 7
рв ш
где ксш — статический коэффициент передачи шунта (кС1п < 1), показываю-
щий, какая часть тока сети ответвляется в размагничивающий виток в устано-
вившемся режиме.
Если же параметры индуктивного шунта выбрать так, чтобы Трв/Тщ >
> ЛрВ/Ящ (а > Р), ток ?рв будет изменяться по кривой 2 (см. рис. 9.14,
б). Наибольшего значения ток Z тах в размагничивающем витке дос-
тигнет в этом случае через время tm после возникновения КЗ в сети.
Время tm можно найти, решив уравнение Л / dt = 0 . Подставляя t —tm
в выражение (9.39), получим:
R
I = (7 + Д7к )--------------= (/ + Д/к )к =
рв max 4 н д7? хн д 7 сш
рв iu (9.42)
= [/ +ДД/С -1)К
Л. Д ULLI
где определяется выражением в фигурных скобках при Д/ в равенстве (9.39)
в случае t = tm (кд > 1).
Коэффициент кд назовем динамическим коэффициентом усиления
бросков тока в шунте. Он характеризует повышение чувствительности
выключателя к броскам тока в переходном режиме. Как следует из вы-
300
ражения (9.39), этот коэффициент (при данных параметрах размагни-
чивающего витка и шунта) зависит от постоянных времени Тк и Тш. Для
обеспечения условия кд > 1 необходимо иметь > Гк. Индуктивные шун-
ты выполняются с Тш, равным 0,6—1,1 с, а Тк при КЗ равно 0,003—0,02 с.
Для выключателей АБ-2/4 различных выпусков кд = 1,35—1,85 [35].
Сравнивая выражения (9.41) и (9.42), приходим к выводу, что при а > Р
быстродействующий выключатель как реле прямого действия реагиру-
ет одновременно на комплекс признаков, характеризующих режим сети:
абсолютное значение тока, бросок (приращение) тока и постоянную вре-
мени цепи КЗ.
Быстродействующие выключатели ВАБ-28-Л, ВАБ-49 и ВАБ-70 от-
ключающего витка не имеют и являются неполяризованными. Коман-
да на их отключение поступает от специального реле РДШ (реле-диф-
ференциальный шунт).
Схема замещения цепи тока с реле РДШ имеет вид, сходный со схе-
мой замещения на рис. 9.14, и для нее зависимость -i = f (t) описы-
вается выражением, которое по своей структуре сходно с выражением
(9.39). Следовательно, реле РДШ, как и быстродействующий выключа-
тель с индуктивным шунтом, реагирует одновременно на абсолютное
значение тока, бросок (приращение) тока и постоянную времени цепи
КЗ. При типовых параметрах реле кд = 2,15 в цепи с Тк = 0,015—0,02 с
и кд —1,25 в цепи с 7 = 0.16 с.
Основы теории работы быстродействующих выключателей с индук-
тивными шунтами и реле РДШ описаны в [1, 25, 35].
Если токи нагрузки фидеров и токи КЗ близки по значению, приме-
нение выключателей с индуктивными шунтами может повысить число
ложных отключений в нормальном режиме. В тех случаях, когда на фи-
дерах установлено по два включенных последовательно выключателя,
для уменьшения числа ложных отключений на Октябрьской железной
дороге предложено применять двухзонную защиту [35].
Выключатели фидера сблокированы друг с другом вспомогательны-
ми контактами: автоматическое отключение одного из них вызывает
принудительное отключение другого. Каждый выключатель имеет свою
индивидуальную цепь управления. На первом выключателе уменьша-
ется на 65—70 % длина стальных пластин на индуктивном шунте; он,
таким образом, теряет чувствительность к переходным процессам и ре-
агирует лишь на значение тока. На втором выключателе индуктивный
шунт полностью сохраняется.
301
Первый выключатель отключается с несколько увеличенным време-
нем срабатывания при малых токах КЗ; второй выключатель отключает
с малым временем срабатывания близкие КЗ, что повышает отключаю-
щую способность.
Уставка 7 миз выбирается по условию (9.33) при кв ” 1, в котором
коэффициент’запаса к3 принимают равным 1,15—1,25, Выбранная ус-
тавка проверяется по наименьшему значению 7к при коротком за-
мыкании в конце зоны защиты. При этом уставка выключателей фиде-
ров тяговых подстанций должна отвечать следующим условиям:
— для выключателей типа АБ2/4 с полным пакетом стальных пластин
индуктивного шунта (240 мм), а также выключателей ВАБ-28 и ВАБ-49 с
реле РДШ-1:
^у,МИЗ “1,15 Ac,min’ (9.43)
— для выключателей АБ2/4 с № 10479 (выпуска 1966 г. и позже) при
полном пакете стальных пластин индуктивного шунта (200 мм), вык-
лючателей типа ВАБ-43-4000/30-Л-УХЛ4 с номинальными парамет-
рами индуктивного шунта:
7 <1,05 7 . ; (д 44\
у,МИЗ к,min
— для выключателей типа ВАБ-43-6300/30-Л-УХЛ4 с номинальны-
ми параметрами индуктивного шунта:
7 <7 . -300. (9.45)
При наличии на фидере подстанции двух соединенных последова-
тельно выключателей допускается для каждого из них выбирать разные
уставки (кроме выключателей ВАБ-43-4000/30-Л-УХЛ4, для которых
уставка обоих выключателей должна быть одинаковой). Уставка
7у миз t выключателя с уменьшенным на 65—70 % пакетом стали ин-
дуктивного шунта выбирается по условию (9.33) и проверяется по чув-
ствительности к минимальному току короткого замыкания 7к на
шинах смежной подстанции или поста секционирования по формуле
к, min' у,МИЗ,1 '
Уставка ^у>миз,2 ВТ°Р°ГО выключателя с полным пакетом шунта
должна отвечать условию:
302
I ЪЛ ГЛ □ О ^(1,6 -1,7)7 . .
у,МИЗ,2 ’ ’ 7 к, min
(9.46)
Уставка 7у миз автоматических быстродействующих выключателей
с индуктивными шунтами на постах секционирования и пунктах па-
раллельного соединения выбирается по условию (9.33). Выбранная ус-
тавка проверяется по условию:
у, МИЗ к, min’
(9.47)
9.5. Защиты минимального напряжения
Защиты минимального напряжения (ПЗ) реагируют на уровень на-
пряжения в тяговой сети. Основным органом такой защиты является
реле минимального напряжения, которое подключается к контактной
сети через добавочный резистор. Оно срабатывает, когда уровень на-
пряжения в контактной сети (в месте подключения реле) становится
ниже уставки (7ср. Защиты минимального напряжения имеют две раз-
новидности: вольтметровую блокировку и потенциальную защиту.
Вольтметровая блокировка. Рассмотрим участок с двусторонним пи-
танием (рис. 9.15, а). На подстанциях А и В за выключателями со
стороны контактной сети установлены реле напряжения KV1 и KV2. Реле
напряжения KV1 действует на отключение выключателя подстанции В,
а реле KV2 — на отключение
подстанции А. На графике рас-
пределения напряжений вдоль
участка (рис. 9.15, б) линия / со-
ответствует нормальному ре-
жиму работы. Длина зоны за-
щиты автоматического быст-
родействующего выключателя
подстанции А равна /р а под-
станции В — /2-
Пусть КЗ произошло в точ-
ке К. Распределение напряже-
ния по длине зоны характери-
зуется линией 2. Выключатель
подстанции А автоматически
Рис. 9.15. Распределение напряжения
в межподстанционной зоне
303
отключиться не может, так как КЗ произошло вне его зоны защиты.
Выключатель подстанции В отключается. После этого распределение
напряжения между точкой к и подстанцией В будет соответствовать
штриховой линии, а напряжение на реле KV2 будет равно падению на-
пряжения в дуге С/д. Если уставка реле выбрана по условию (9.34), оно
сработает и по линии связи пошлет команду на отключение выключа-
теля подстанции А. В качестве линии связи могут использоваться кана-
лы телеблокировки или проводная линия связи. В последнем случае
необходимо предусмотреть контроль целости проводов и исправность
изоляции линии [33, 34]. Вольтметровая блокировка с двумя реле на-
пряжения применима в том случае, если зоны защиты и Z2 перекрыва-
ют одна другую. В противном случае в середине участка необходимо
установить еще одно реле напряжения, уставка которого выбирается по
условию:
к и ь с/ s —и . ,
ч к, max ср к и, mm’
з
(9.48)
где тах ~ максимальное напряжение в месте установки реле напряжения
при КЗ в конце зоны защиты;
min — минимальное напряжение в месте установки реле в нормаль-
ном режиме работы.
К недостаткам вольтметровой блокировки относят наличие протя-
женной линии связи и каскадное действие выключателей, что удлиняет
процесс отключения и повышает возможность пережога контактных
проводов.
На участке с постом секционирования вольтметровая блокировка
соединяет выключатели подстанции и поста. Реле напряжения распо-
лагают на подстанциях и на посту секционирования. Возможна также
установка реле напряжения в середине зоны защиты между подстанци-
ей и постом секционирования или между смежными подстанциями (при
отключении или отсутствии поста).
Потенциальная защита, выполняемая с помощью реле минималь-
ного напряжения, отличается от вольтметровой блокировки тем, что
сигнал от реле напряжения используется только теми коммутационны-
ми аппаратами, которые расположены там же, где и реле. На другие
объекты этот сигнал не передается, поэтому линия связи не нужна. При
использовании этой защиты на постах секционирования или пунктах
304
параллельного соединения реле напряжения воздействует на цепи от-
ключения быстродействующих выключателей соответственно поста или
пункта параллельного соединения. Если реле устанавливают в середи-
не зоны (между подстанциями, между подстанцией и постом), то оно
воздействует на короткозамыкатель. Короткозамыкатель создает глухое
КЗ в середине зоны и вызывает автоматическое отключение выключа-
телей подстанции и поста секционирования [33, 34].
Для потенциальной защиты может быть применено (Свердловская
железная дорога) двухпредельное реле напряжения (рис. 9.16), которое
позволяет предотвратить ложное действие защиты при оперативном от-
ключении фидера контактной сети и снятии напряжения. Оно состоит
из электромагнитного герконового реле К, шунтированного диодом
VD1, которое включено в диагональ мостовой схемы. Два плеча схемы
образованы резисторами два других плеча — стабилитронами VD2
и VD3. Мостовая схема подключена к контактной сети через резистор
Ид и предохранитель FU.
Нижний уровень уставки реле выбирается в диапазоне 500—600 В,
верхний — 2200—2500 В. При напряжении в контактной сети выше
нижнего уровня уставки контакты
реле замкнуты. Если напряжение
выше верхнего уровня, стабилитро-
ны переходят в режим стабилизации.
Токи в мостовой схеме перераспреде-
ляются, и реле размыкает контакты.
Таким образом, контакты реле замы-
каются только при напряжении в
сети выше нижнего и ниже верхнего
уровня уставки. При нормальном на-
пряжении в сети, а также в случае его
отсутствия контакты разомкнуты.
Нет необходимости вводить в цепь
реле вспомогательные контакты фи-
дерных выключателей. Поэтому ко-
манда на включение короткозамыка-
теля или на отключение выключате-
лей подается не каскадно, а сразу.
Время отключения при этом умень-
шается.
Рис. 9.16. Реле напряжения для
потенциальной защиты
305
В то же время, если вблизи места установки потенциальной защиты
находится электровоз, который при КЗ в тяговой сети переходит в ге-
нераторный режим (см. п. 9.2) и повышает тем самым напряжение кон-
тактной сети, то защита может не сработать до тех пор, пока этот режим
не самоликвидируется. Такая затяжка времени срабатывания защиты
не исключает вероятности пережога проводов при КЗ.
Как отмечалось выше, потенциальная защита (защита минимально-
го напряжения) может использоваться на постах секционирования и
пунктах параллельного соединения. Она может устанавливаться также
на перегоне при воздействии на короткозамыкатель.
На пунктах параллельного соединения потенциальная защита может
использоваться как основная, в остальных случаях — как резервная.
Уставка U пз выбирается по условию:
U .
н,тт
(9.49)
в которой U — наименьшее допустимое напряжение в контакт-
ной сети при нормальной работе, принимаемое равным 2700 В, а коэф-
фициенты к3 и к8 принимают в соответствии с п. 9.2.
Выбранная уставка проверяется на чувствительность к коротким за-
мыканиям по формуле
к -U „JU , (9.50)
ч у,ПЗ' к, max’ 4 '
в которой и тах — наибольшее напряжение в месте установки защи-
ты при коротком замыкании в расчетной точке. Коэффициент чувстви-
тельности должен быть не менее указанного в табл. 9.2,
Если потенциальная защита является основной (пункты параллель-
ного соединения), то она выполняется без выдержки времени. При ис-
пользовании ее в качестве резервной применяется выдержка времени,
величина которой на 0,1—0,2 с больше, чем у резервной защиты с наи-
большей выдержкой времени.
9.6. Защита по сопротивлению
Защита по сопротивлению (ЗС) реагирует на отношение / 7^, где
Um — напряжение на шинах, к которым подключен выключатель Q, обо-
рудованный этой защитой; 7q — ток, протекающий по выключателю.
306
В сетях переменного тока такая защита исторически называется ди-
станционной, поскольку используемая в ней выдержка времени выпол-
няется зависимой (обычно в виде трех ступеней) от расстояния до мес-
та КЗ. В тяговых сетях постоянного тока из-за большого значения то-
ков КЗ выдержка времени нежелательна и может быть допущена только
в виде одной ступени не более чем 0,2—0,3 с при удаленных КЗ для кон-
тактных подвесок с двойным контактным проводом. В этих условиях
термин «дистанционная» применительно к защите теряет смысл, по-
этому он далее не употребляется.
Достоинством защиты по сопротивлению является независимость
зоны ее действия от внешних сопротивлений и уровня напряжения в
контактной сети. Защита по сопротивлению на фидерах тяговых под-
станций обеспечивает требуемые условия чувствительности в зоне по
крайней мере на 20 % длиннее, а в некоторых случаях и больше, чем
токовая защита.
Эффективным является применение защиты по сопротивлению в
дополнение к максимальной импульсной защите, осуществляемой
быстродействующими выключателями. При больших размерах дви-
жения быстродействующие выключатели обычно имеют значитель-
ное число ложных отключений, а уставку их для отстройки от нор-
мального режима поднять не удается, так как при этом сокращается
зона защиты. Однако, если применить защиту по сопротивлению, то
можно на 30—40 % увеличить уставку быстродействующего выклю-
чателя так, чтобы сократить или вообще исключить его ложные от-
ключения в нормальном режиме. Сокращение зоны действия мак-
симальной импульсной защиты при коротком замыкании при этом
не опасно, поскольку эта зона будет перекрываться защитой по со-
противлению.
Совместное применение максимальной импульсной защиты и защи-
ты по сопротивлению позволяет обеспечить требуемую чувствитель-
ность при тяговых токах фидеров по крайней мере на 20—25 % боль-
ших, чем только при одной токовой защите. Особенно эффективно при-
менение защиты по сопротивлению на фидерах постов секционирования,
поскольку при удаленных КЗ напряжение на их шинах снижается значи-
тельно больше, чем на подстанциях.
Датчиком тока для реле сопротивления [28] является измерительный
шунт RS, а датчиком напряжения высоковольтный делитель из резисто-
ров R1 и R2 (рис. 9.17). Операционный усилитель А подключен одним
307
+3,3 кВ RS Q к контактной входом к шунту RS, а другим к
потенциометру R1 таким обра-
зом, что на входе усилителя по-
лучается входной сигнал J7BX:
U =кл1 -кЛ] ,
вх 1 2 ’
где I— ток фидера;
U — напряжение на шинах;
«1 — коэффициент преобра-
Рис. 9.17. Упрощенная структурная схема зования шунта;
реле сопротивления — коэффициент деления
высокоомного делителя.
Конденсатор С служит для сглаживания пульсаций. При высоком
коэффициенте усиления операционного усилителя А напряжение на
его выходе скачком изменяет свой знак практически при £/вх, близ-
ком к нулю. Такой усилитель выполняет роль компаратора. При этом
условие срабатывания имеет вид: kJ - kJJ > 0 или U/I < . От-
ношение U/I и есть сопротивление R, измеряемое защитой. Отноше-
ние kJk2 равно уставке Ау. Поэтому условие срабатывания имеет вид:
R <R .
у
Логическая часть защиты JT4 включает элемент выдержки времени
и усилитель сигнала. Выходной элемент защиты выполнен в виде гер-
конового реле К. Его катушка относительно геркона выполнена на изо-
ляцию 3,3 кВ, а контакт геркона К находится уже в низковольтной цепи
отключения быстродействующего выключателя Q.
Питание реле сопротивления осуществляется блоком питания БП,
вход которого подключен к стабилитрону VD в цепи делителя напря-
жения. Блок питания содержит преобразователь напряжения в частоту,
разделительный трансформатор и выпрямитель с параметрическим ста-
билизатором напряжения. В блоке имеются накопительные конденса-
торы, которые служат для обеспечения срабатывания выходного реле К
при значительных снижениях напряжения при близких КЗ. Ко входу
параметрического стабилизатора через отдельный выпрямитель и раз-
делительный высоковольтный трансформатор подключен преобразова-
тель резервного питания от аккумуляторной батареи.
Уставка регулируется потенциометром R1. Ее можно сделать регу-
лируемой в зависимости от величины нагрузки фидера, предшествовав-
шей моменту короткого замыкания. Такое регулирование называется
308
адаптивным. Один из методов
реализации адаптивного регу-
лирования уставки поясняет-
ся схемой, приведенной на
рис. 9.18.
На этой схеме элементы А,
RS, RI, С те же, что и на рис.
9.17, и относятся к операцион-
ному усилителю-компаратору
реле сопротивления. К шунту
RS подключают еще один уси-
литель А1 , выполняющий роль
масштабного. К его выходу
через интегрирующую цепь
RS
Рис. 9.18. Структурная схема загрубления
защиты по сопротивлению
R3a Cfl подключен транзистор VT
Йри постепенном возрастании нагрузки фидера конденсатор Са. за-
ряжается до напряжения, пропорционального току фидера. Это напря-
жение через эмитгерный повторитель на транзисторе VT поступает на
прямой вход операционного усилителя А и вычитается из сигнала, по-
ступающего на этот вход от шунта RS. Теперь переключение компара-
тора А сможет произойти только при более высоком значении тока фи-
дера (меньшем сопротивлении, измеряемом защитой) — происходит так
называемое загрубление защиты. Если же ток фидера нарастает не по-
степенно, а быстро, то уставка практически не изменяется, так как кон-
денсатор Са не успевает зарядиться через большое зарядное сопротив-
ление R . В том случае, если конденсатор Са был заряжен из-за боль-
шой нагрузки фидера, а нагрузка внезапно снизилась, то конденсатор
Са быстро разряжается через диод VD, снимая тем самым загрубление
уставки.
Использование принципа загрубления защиты, зависящей от пред-
варительной нагрузки, помогает в некоторых случаях лучше отстроить
защиту от ложных срабатываний. Однако больше чем на 20—30 % ус-
тавку защиты загрублять нельзя во избежание недопустимого сниже-
ния ее чувствительности к коротким замыканиям.
Защита по сопротивлению может использоваться в качестве основ-
ной или (и) резервной на фидерах подстанций и постов секционирова-
ния, а также как резервная на пунктах параллельного соединения. За-
щита выполняется, как правило, одно- или двухступенчатой.
309
Выдержка времени любой ступени резервной защиты не должна пре-
вышать время от 0,2 до 0,3 с.
При использовании первой ступени защиты как отстроенной от вне-
шних КЗ выдержка времени не применяется, а уставка Ry выбирается
по условию:
s к к . ,
у ОТС К, ПИП 7
(9.51)
в котором т|п — наименьшее значение сопротивления петли корот-
кого замыкания, измеряемое защитой выключателя, Ом, а коэффици-
ент котс принимают в соответствии с п. 9.2.
Выбранная по условию (9.51) уставка проверяется на нечувствитель-
ность к нормальным режимам по условию:
к R
а н,тпш
К к
в з
к и
а н,пип
К К I
в з н, max
(9.52)
в которой значения коэффициентов ка, к3, кв принимают в соответ-
ствии с п. 9.2.
Уставка основной или резервной защиты Ry выбирается по условию:
Л
у
> к R ,
ч к, max ’
(9.53)
где max — максимальное значение сопротивления петли короткого замыка-
ния, Ом.
Коэффициент чувствительности в выражении (9.53) принимается
равным 1,25.
Выбранная по условию (9.53) уставка проверяется на нечувствитель-
ность к нормальным режимам по условию (9.52).
При использовании одноступенчатой или первой ступени двухсту-
пенчатой защиты по сопротивлению в качестве резервной ее выдержка
времени устанавливается, как правило, не более чем от 0,1 до 0,15 с.
Допускается использование этой ступени без выдержки времени
Вторая ступень двухступенчатой защиты по сопротивлению использует-
ся на выключателях тяговой подстанции в качестве резервной при нормаль-
ной схеме питания. Уставка Ry выбирается по условию (9.53). Коэффици-
ент чувствительности принимают равным 1,15. Выбранная уставка прове-
ряется на нечувствительность к нормальным режимам по условию (9.52).
310
Вторая ступень защиты по сопротивлению на постах секционирова-
ния при нормальной схеме питания, как правило, не используется.
В том случае, если уставка ступени защиты выбрана по условию
(9.53), а защита снабжена устройством загрубления уставки (адаптации
к предшествовавшему режиму), то необходима проверка выполнения
требования чувствительности защиты по формуле
(9.54)
где — нормативное значение коэффициента чувствительности для данной
ступени защиты;
ка — принятое значение коэффициента адаптации, т.е. числа, показыва-
ющего во сколько раз снижается уставка (ка <1,2... 1,3).
Вместе с тем при наличии переходного сопротивления в месте поврежде-
ния зона действия защиты существенно сокращается. При вычислении рас-
четного сопротивления тах, измеряемого защитой в момент возникнове-
ния КЗ, надо учитывать значение переходного сопротивления и сопротивле-
ние троса группового заземления.
9.7. Выбор уставок защит по параметрам
установившегося режима
Выбор уставок защит производится на основе сравнения парамет-
ров нормального режима и режима короткого замыкания. Расчетные
формулы и номера соответствующих расчетных схем для выбора и про-
верки на соответствие нормативным требованиям уставок защит фиде-
ров на тяговой подстанции ТП, на посту секционирования ПС и защит
пунктов параллельного соединения ППС приведены в табл. 9.14. При
выборе уставок для выключателей типа ВАБ-70-3200/30-Л-УХЛ4 и ВАБ-
70/1-3200/30-Л-УХЛ4 производства ООО «Технос» г. Екатеринбург сле-
дует иметь в виду, что по техническим характеристикам они эквивалент-
ны ВАБ-49-3200/30 изготовления ОАО «УЭТМ» г. Екатеринбург.
Номера расчетных схем указаны в соответствии с табл. 9.11. Значе-
ние тока Zq расчетного выключателя Q при коротком замыкании нахо-
дят по формулам, приведенным в столбце 3 табл. 9.11. Значение тока
/н max того же выключателя Q в нормальном режиме определяют в со-
ответствии с п. 9.2. Обозначение (доп.) означает дополнительную ус-
тавку для вынужденного режима.
311
Таблица 9.14
Вид защи- ты Расчетные формулы Номер расчетных схем Режим Особые условия
ТП ПС ппс
1 2 3 4 5 6 7
ТО Выбор Л, то > 1,4 7 макс ^"отС 1>2 + 1,6
Проверка = Л? / ^у.ТО 1', 4' т мин кч>1,25
^у,ТО ~ ^зА|,гпах — норм к3 = 1,1 +1,3
МТЗ Выбор ^у,МТЗ “ ^з^н.тах - — — норм к, = 1,1+1,3
Проверка R4 = Zq / ^у.МТЗ 1,3,4 6 ю; и мин кч > 1,25 кч> 1,15 (дальн. рез.)
МТЗ (вын.) Выбор Zy,MT3 “ КзЛ|,тах — " — вынужд к3 = 1,1 +1,3
Проверка *ч ” /^у.МТЗ 12 13, 14 15, 16, 17, 18 мин кч> 1,25
МИЗ Выбор ^у.МИЗ ~ ^з^н.шах — норм к3= 1,15
Проверка ^у,МИЗ — 1J1 Л} (для ПС: /у миз — ZQ ) 1,3,4 6,7 10, 11 мин АБ2/4, АБ2/3, ВАБ-28 (РДШ-1), ВАБ-49 (РДШ-1)
^у,миз — 1>05Zq 1,3,4 6,7 10, 11 мин АБ2/4 (вып. 1966 г. и позже), ВАБ-28 и ВАБ-49 (РДШ-3000), ВАБ-43-4000
Л.миз — Jq~ 300 1,3,4 6,7 10, 11 мин ВАБ-43-6300
312
Продолжение табл. 9.14
1 2 3 4 5 6 7
миз (вын.) Выбор I > к I у,МИЗ з н.тах — — — вынужд к3-= 1,15
Проверка как для МИЗ 12 13, 14 15,16, 17, 18 мин как для МИЗ
зс 1-я ступень (доп.) Выбор ^у,ЗС “ ^dtc^Q 1,4 6,7 ——— макс К0ТС ~ 0,85+0,9
Проверка к U п а п.тт *ЗС ~ к 1 'з н,тах 1 — 1 1 1 норм к3 = 1,1+1,3
ЗС 1-я ступень (осн. и рез.) Выбор ^у,ЗС — K4^Q 1,3, 4 6,7 10, 11 мин кч ~ 1,25 кч = 1,15 (дальн. рез.)
Проверка к U п а н.тт «у,Зс S , "з н,тах — —1 норм к3 “ 1,1+1,3
'зс 2-я ступень (дальн. резерв.) Выбор ^у.ЗС “ 1,5 6,7 — мин кч = 1,15
Проверка к U п о ГГ.тт ^ЗС к/ з н.тах — норм к3 = 1,1+1,3
ЗС (вын.) Выбор ^у,ЭС “ Проверка к и - п у п.тт ^ЗС к/ з н,тах 12 13, 14 15,16, 17, 18 мин вынужд. кч= 1,15 к3 = 1,1+1,3
313
Окончание табл. 9.14
1 2 3 4 5 6 7
пз Выбор ^у,ПЗ “ ^н.тш^з — — __— мин к3= 1,11-1,3
Проверка = uymruYI — 6,7 10, и мин кч > 1,25
пз (вын.) Выбор TJ <U /к иу,ПЗ - ^Junto's — — — мин к3 = 1,11-1,3
Проверка Кч = ^у.ПЗ /^ут 13, 14 15,16, 17,18 мин кч> 1,25
В табл. 9.14 используются следующие обозначения: осн. — основная защи-
та; доп. — дополнительная защита; рез. — резервная защита; вын. — защита
для вынужденных режимов (см. п. 1.3).
Пример 9.3. Для узловой схемы питания трехпутного участка рассчитать па-
раметры основной максимальной импульсной токовой защиты для фидеров тя-
говой подстанции и поста секционирования. На подстанции установлены вык-
лючатели ВАБ-43-4000, на посту секционирования — АБ 2/4. Параметры тяго-
вых подстанций ^пА^пВ =^п= 0Л38 Ом, &драс= #Врас= ^рас = 3120 В.
Параметры тяговой сети приведены в примере 9.2. Трос группового заземле-
ния на железобетонных опорах выполнен проводом АС95/16 с сопротивлени-
ем 0,306 Ом/км (см. табл. 9.4). С учетом длины троса и приведения сопротив-
ления к температуре 40°С по формуле (9.13) получаем /?трз = 1,074-0,306-0,6 =
= 0,197 Ом. Максимальный ток нагрузки фидера тяговой подстанции равен
тах = 3000 А, фидера поста секционирования тах = 2300 А.
’ Выбираем уставку для защиты МИЗ в соответствии с табл. 9.14. Для вык-
лючателя QA1 на тяговой подстанции А (см. рис. 9.11,6) имеем: = /у миз -
> k3Zh max = 1,15-3000 — 3450 А.‘ Принимаем Z миз = 3500 А.
Для выключателя QnBl поста секционирования получаем: /у^щз тах=
= 1,15-2300 = 2650 А. Принимаем Z миз = 2700 А.
Проверка выбранных уставок в соответствии с табл. 9.14 производится
для выключателя QA1 по расчетной схеме № 3 или № 4, а для выключателя
QnBl — по расчетной схеме № 6 или № 7. Параметры результирующей схе-
мы замещения для этих случаев вычислены в примере 9.2.
Проверяем уставку выключателя QA1 для расчетной схемы № 3, для ко-
торой 2?д = 0,322 Ом; = 0,314 Ом; Лдр = 0,197 Ом. Падение напряжения
в дуге при двух изоляторах в гирлянде находим по формуле (9.19):
314
U = 13501 п b = 1350 -0,26 -2-0,76 = 535 В.
д у из ’
По формуле (9.28) находим ток подстанции А для схемы № 3. Посколь-
ку принято U л = Un = U
А, рас В, рас
, то формула упрощается:
рас
рас д
( R
3120 -535
= 3585 A.
AB
0,322 + 0,197- 1+^^
I 0,314)
R
В соответствии с табл. 9.11 ток выключателя QA1 равен: Zq = Zqa1 = ZA/«j =
= 3585/3 — 1195 А. Эта величина значительно меньше I = 3500 А,
' у, МИЗ
поэтому условие проверки не выполняется. Отсюда следует, что рассмат-
риваемая защита в схеме № 3 зону до поста не защищает.
Проверяем работу выключателя QA1 для расчетной схемы № 4. Для схе-
мы № 4 имеем: Т?А = 0,597 Ом; 7?в = °° ; Адр = 0,197 Ом. По формуле (9.28)
находим:
-U
рас Д
3120 -535
= 3256 A.
R
В соответствии с табл. 9.11 ток выключателя QA1 в схеме № 4 равен: Zq =
= ZqA1 - ZA - 3256 А. Для выключателя QA1 типа ВАБ-43-4000 условие про-
верки по табл. 9.15 имеет вид: I миз < 1,05 ZQ ,т.е. ^уМИЗ 1,05’3256 А или
Zy миз < 3419 А. Поскольку принято Zy миз == 3500 А, то условие проверки
не’выполняется.
Проверяем работу выключателя QHB1 поста секционирования в схеме
№ 6, для которой: /?А = 0,497 Ом; Яв = 0,139 Ом; Т?АВ = 0,197 Ом. По фор-
муле (9.28) находим:
рас д
+ ^AB
3120 -535
( 0 497
0,497 + 0,197 - 1 +^-21
I 0,139
= 1849 A.
В соответствии с табл. 9.11 ток выключателя QTTB1 в схеме № 6 равен:
/q = = ^д/л2 = 1849 /3 = 616 А Эта величина меньше миз = 2700 А,
поэтому выключатель QITB1 в схеме № 6 зону до смежной подстанции не
защищает.
315
Заменим трос группового заземления АС95/16 на АС185/24. По табл. 9.4
находим его сопротивление 0,154 Ом/км и пересчитываем его на температуру
40°Ссучетомдлинь1Поформуле(9.13): = 1,074?^/^ = 1,074• 0,154• 0,6-
= 0,099 Ом. В этом случае для схемы № 4 имеем:
ЯА = 0,597 Ом; ~ ; 7\в = °’099 Ом-
По формуле (9.28) находим:
/
А
3120 -535
0,597 + 0,099 (1 + 0)
= 3714 А.
Проверяем чувствительность защиты выключателя QA1 в схеме № 4 по
формуле, приведенной в табл. 9.15: I миз <1,05 или 3500 < 1,05 • 3714 =
= 3900 А. Условие чувствительности вьтполняется, поэтому выключатель QA1
будет отключаться при коротком замыкании в конце зоны защиты, но только
каскадно, т.е. после отключения выключателя QTIA1 поста секционирования.
9.8. Защиты, реагирующие на переходные процессы
При коротком замыкании в тяговой сети, как и в любой электричес-
кой цепи, содержащей сопротивления, индуктивности и емкости, воз-
никает переходный процесс, в течение которого параметры короткого
замыкания (ток, напряжение) претерпевают определенные изменения.
В тех случаях, когда такие изменения существенно отличаются от изме-
нений при переходных процессах в нормальном режиме работы (при
отсутствии КЗ), они могут служить дополнительным признаком для раз-
граничения режимов КЗ от нормального. Особенно важно использо-
вать такие признаки, когда минимальные токи КЗ трудно отличить по
величине от максимальных токов нагрузки.
Защиты, реагирующие на переходные процессы, принято называть
импульсными. Как правило, импульсные защиты сами по себе отдельно
не применяются, поскольку с их помощью нельзя определить зону, в
которой произошло повреждение, и обеспечить тем самым принцип се-
лективности. Однако в качестве дополнения к другим защитам они мо-
гут быть в определенных пределах достаточно эффективны. Примером
комплексного использования нескольких признаков КЗ, в том числе и
признаков переходного процесса, является быстродействующий вык-
лючатель с индуктивным шунтом: он реагирует на значение тока 7, ска-
чок тока Д7 и скорость изменения тока di/dt.
316
Рис. 9.19. Расчетная схема включения импульсного реле (а) и изменение токов
/к и /р во времени (б)
Общие принципы защиты по скачку или скорости нарастания тока.
Источником информации для такой зашиты является специальный транс-
форматор тока TAV с воздушным зазором в магнитопроводе (рис. 9.19).
Зазор необходим для исключения насыщения магнитопровода посто-
янным током. ЭДС во вторичной обмотке такого трансформатора, по
первичной обмотке которого проходит постоянный ток, появляется
только при изменениях величины первичного тока, т.е. во время пере-
ходных процессов в контактной сети в нормальных условиях работы или
при КЗ. Во вторичную обмотку включено реле тока КА, индуктивность
обмотки которого вместе с индуктивностью соединительных проводов
представлена элементом Lp, а сопротивление вторичной цепи, вклю-
чая обмотку реле КА, представлено элементом Rp. Рассмотрим процесс
изменения тока /р во вторичной цепи трансформатора TAV при изме-
нении тока zK в его первичной цепи.
Если ток фидера при КЗ изменяется в соответствии с выражением (9.1),
то напряжение на вторичной обмотке трансформатора тока:
(9.55)
тт ДУМ 1
и =------- а - —
m y Т
к к
где М — коэффициент взаимоиндукции между первичной и вторичной обмот-
ками трансформатора тока.
Операторные изображения напряжения иЛр) и сопротивления вто-
ричной цепи Z ip) имеют вид:
317
uAp) = U
2'r/ т
Zv(p) = R^pLv=Lv(b + p),
(9.56)
где Яр — результирующее сопротивление во вторичной цепи;
£о — результирующая индуктивность;
г
Т_ = L /R — постоянная времени контура реле.
Операторное изображение тока во вторичной цепи:
u.(p) + L / (0) U p + L Л (0)
i (D\= 2 р р = т р р
Zp(p) Lp(a + p)(b + рУ
(9.57)
где i (0) — начальное значение тока вторичной цепи.
При нулевых начальных условиях / (0) = 0 оригинал этого изобра-
жения имеет вид:
/ - (c-bt-e~at ) - (с tlTV -e~tlTK
Р L (а-by > R (Т -Т)\ )
pV 7 Р Р К7
(9.58)
В момент времени t - tm ток / достигает максимума. Время tm на-
ходится из уравнения di ? / dt = 0 :
(9.59)
Подставив выражение (9.59) в (9.58), получим формулу для / = I тах.
Рассмотрим два предельных случая. В первом из них Тр >>ТК
(^р ~ в ) • При этом из (9.59) получим:
т Г 1
Г =Т ln-£, Т »Т . (9.59')
mm к у р kJ v 7
2 к
Подставив выражение (9.59 ') в (9.58), получим формулу для опреде-
ления максимального значения тока в реле для этого случая:
р р р max
318
С увеличением отношения Гр / Тк первый член в квадратных скоб-
ках стремится к единице, а второй — к нулю. Учитывая, что ЛрТр = £р ,
в пределе (Т /Т = ©о) получаем:
р к
i' =1' =— А/, [Г »Т ]. (9.60)
р ртах £ L Р к v
Р
Отсюда следует, что максимальное значение тока в реле (при условии
Т » Т ) пропорционально броску А/ тока фидера (см. рис. 9.19, б,
кривая zp).
Во втором предельном случае Т « Тк (Т -Т ~ -Т). При этом
из формулы (9.59) получаем:
к ' р к к
[Т «Т ].
L р кJ
(9.59'9
Подставив это выражение в (9.58), получаем:
i = Г = Г
Р Р ртах
С уменьшением отношения Т/Т первый член в квадратных скоб-
р к
ках стремится к нулю, а второй — к минус единице. В пределе (Т /Т =0)
Р к
получаем:
г#
I = I
р р max
м д/
(9.61)
[Г « Т ].
1 р к 1
Продифференцируем по времени выражение (9.1):
di
__к
dt
"'/7’
---к
т
к
(9.62)
Выражение (9.62) имеет наибольшее значение при t = 0:
(9.63)
319
Подставив выражение (9.63) в (9.61), получаем:
М( di
t = J — _ __К.
*Р " 1 ртах #
\ /тах
(9.64)
Следовательно, максимальный ток в реле в данном случае (Г /Т* —>0)
пропорционален значению наибольшей скорости нарастания тока фи-
дера (см. кривую i " на рис. 9.19, б).
Защита, реагирующая на скорость нарастания тока фидера ЗСНТ. Как
следует из табл. 9.1, эта защита не может во всех случаях отличить нор-
мальный режим от аварийного. Поэтому ее применяют лишь в качестве
составной части некоторых специальных защит.
Реле, реагирующие на бросок (скачок) тока фидера при существующих
размерах движения и типах локомотивов, в большинстве случаев отличают
нормальный режим от аварийного, однако, распространения они пока не
получили. Такие реле не обладают выраженной дайной зоны защиты, при
использовании электромагнитных систем их конструкция получается гро-
моздкой, а быстродействие сравнительно невелико. В то же время элект-
ронные системы могут быть достаточно компактными и иметь время сраба-
тывания (без учета действия самого выключателя) не более 0,05 с. Они могут
использоваться в качестве составной части многопараметрических защит.
В электронных схемах в качестве датчика скорости нарастания тока
используется тот же трансформатор с воздушным зазором в магнитопро-
воде TAV, напряжение на выходе которого определяется выражением
(9.55), а вместо реле тока используют реле напряжения на операционном
усилителе с большим входным сопротивлением, выполняющее роль
порогового элемента (компаратора). Функциональная схема защиты
(рис. 9.20) содержит режекторный (заграждающий) фильтр ZF, реле
напряжения (компаратор) KV, элемент удлинения сигнала (реле време-
Рис. 9.20. Функциональная схема защиты
ЗСНТ
ни) КТ и выходной орган ВО.
Фильтр ZF и элемент удлине-
ния сигнала КТ подавляют по-
мехи, которые образуются за
счет процессов коммутации в
выпрямительных агрегатах и не-
идеального сглаживания вып-
рямленного тока сглаживаю-
щими устройствами тяговых
подстанций.
320
При изменении в контактной сети значения тока i =
ном режиме или i = г при КЗ в самый первый момент
обмотке трансформатора TAV возникает ЭДС, равная:
н
на
в нормаль-
вторичной
0 =М
2н max
н
dt
или U. = М
2к max
к
dt
(9.65)
/max
где ^2н max “ наибольшее значение ЭД С на вторичной обмотке TLV в нор-
мальном режиме;
U2k max “ т0 же ПРИ К3
Напряжение уставки порогового элемента KV обозначим U снт.
Если скорость нарастания тока в переходном процессе достаточно
велика, то будет выполняться соотношение ^2нтах > Снт или
Uк max > U снт . В этом случае пороговый элемент KV переключает-
ся и через элемент КТ подает сигнал на выходной орган ВО, который
осуществляет отключение выключателя Q. Элемент КТ удлиняет сиг-
нал, поступивший от KV примерно на 1,6 мс.
Уставку снт выбирают по условию:
к U~ <U < U~
з 2нтах у,СНТ 2ктах
(9.66)
- Коэффициент запаса к3 принимают равным 1,1—1,3, коэффициент чув-
ствительности кч должен быть не менее величин, указанных в табл. 9.2.
Скорости нарастания тока в нормальном и аварийном режимах прини-
мают, как правило, на основании опытных данных на конкретном уча-
стке. Для ориентировки можно использовать данные табл. 9.1. Если
имеется возможность контролировать с помощью каких-либо других
защит те условия нормального режима, при которых с/ слишком
велико (например, при проходе локомотивом воздушного промежутка
возле подстанции), то в цепь отключения включают контакт KL такой
защиты, у которой на время существования этих условий контакт раз-
мыкается и блокирует действие ЗСНТ.
Защита, реагирующая на приращение (скачок) тока (ЗПТ). Конт-
роль за значением приращения тока в этой защите осуществляет схе-
ма, приведенная на рис. 9.19, а, при Тр » Т*. В электронных схемах
стремятся не использовать реле с большими индуктивностями Zp из-за
их малой технологичности и трудностей размещения на печатных пла-
тах. В [97] описан принцип выполнения ЗПТ с блоком восстановления
формы первичного тока с помощью интегратора.
321
a
Рис. 9.21. Функциональная схема защиты ЗПТ и диаграммы изменения
во времени сигналов в ее элементах
Функциональная схема ЗПТ (рис. 9.21, а) содержит трансформатор
TAV с воздушным зазором, режекторный фильтр ZF, пороговые эле-
менты KV1 и KV2, элемент фиксированного времени КТ, интегратор А
322
и выходной орган ВО. Интегратор А имеет информационный вход, на
который поступает напряжение с фильтра ZF, и управляющий вход,
соединенный с выходом элемента времени КТ Интегрирование произ-
водится в интервале времени Гф, пока на управляющем входе имеется
разрешающий сигнал. Постоянная времени интегратора принимается
равной 3—5 с.
Диаграммы, показанные на рис. 9.21, б, в, г, относятся к процессу
пуска элекгроподвижного состава в нормальном режиме, а на рис. 9.21,
д, е, ж — к режиму КЗ. В процессе пуска происходит переключение схе-
мы соединения тяговых двигателей, в результате чего образуются три
скачка тока А/2,Д/3 (см. рис. 9.21, б). В процессе КЗ образуется
скачок тока Д/к (см. рис. 9.21, д).
На вторичной обмотке трансформатора TAV при этом образуются
сигналы, которые после очищения в фильтре ZF от пульсаций выпрям-
ленного тока имеют вид, показанный на рис. 9.21, вне. После интегра-
тора А получается сигнал и3, форма которого приведена на рис. 9.21, г и
ж. Амплитуда этого сигнала в конце интервала времени /ф в некотором
масштабе пропорциональна приращению тока i в контактной сети.
Если эта амплитуда превысит уставку порогового элемента KV2,
то последний сработает и через выходной орган отключит выключатель
Q. Уставка Д/у, определяемая порогом срабатывания элемента KV2, вы-
бирается по условию:
к Д/ < Д/ < к Д/ . /к .
з н,тах у с к, пип ' ч
(9.67)
где Д/ „„„ — наибольшее приращение тока в нормальном режиме;
н, max
AZ mjn “ наименьшее приращение тока при КЗ;
кс — коэффициент снижения приращения тока короткого замыкания при
наличии значительной нагрузки в момент, предшествовавший повреждению
контактной сети.
Коэффициент к3 принимают равным 1,1—1,3, коэффициент кс —
0,7—0,8. Коэффициент чувствительности кч принимают по табл. 9.2.
В качестве Д/к принимают значение тока Zq, протекающего
через рассматриваемый выключатель подстанции или поста секци-
онирования при КЗ в конце зоны защиты для расчетной схемы (см.
табл. 9.11) при условии, что до момента КЗ ток нагрузки был равен
нулю. При этом надо учитывать наличие троса группового заземления
и электрической дуги.
323
Величину Д7
н, max
принимают, как правило, на основе опытных дан-
ных для конкретного участка.
Недостатком этой защиты является то, что в нормальном режиме при
пуске электроподвижного состава отдельные скачки тока А/р Д/2, Д/3 в
течение времени /ф суммируются (см. рис. 9.21, г) и их сумма может быть
соизмеримой с приращением тока Д7к при коротком замыкании. Из-за
этого такую защиту на ряде участков может оказаться невозможным на-
строить по условию (9.67) и в таком.случае ее использовать нельзя.
Этот недостаток можно устранить, если элементы KV1, КТ и А свя-
зать определенной логикой действия.
Элемент времени КТ имеет специальное исполнение. Сигнал на
его выходе появляется сразу после срабатывания порогового элемен-
та KV1, и этот сигнал разрешает работу интегратора А в течение фик-
сированного отрезка времени ?ф. Однако, если в течение этого отрез-
ка времени происходит сброс порогового элемента KV1 и затем его
повторное срабатывание, то в момент повторного срабатывания KV1
осуществляется сброс содержимого интегратора А, который после это-
го начинает интегрирование с нуля. Это позволяет отстроится от лож-
ной работы при наложении
Рис. 9.22. Диаграммы изменения сигна-
лов в защите ЗПТ
друг на друга процессов пуска
нескольких единиц подвижно-
го состава.
При такой логической свя-
зи вместо диаграмм, приве-
денных на рис. 9.21, в, г, полу-
чаем диаграммы, показанные
на рис. 9.22. В моменты 2 и 4
происходит сброс порогового
элемента KV1, поскольку на-
пряжение и2 становится меньше
порога переключения 77ку1 > а в
моменты 3 и 5 его повторное
включение (рис. 9.22, а). Одно-
временно в моменты 3 и 5 про-
исходит сброс интегратора А,
который начинает в эти момен-
ты производить интегрирова-
ние с нуля (рис. 9.22, б).
324
Таблица 9.15
Тип электроподвижного состава Приращение тока /н> тах при пуске, А
ВЛ-8 1100
ВЛ-10, ВЛ-11 1300—-1400
ВЛ-15 2200
ЭР-1, ЭР-2 160*77
Поскольку длительность нарастания тока при каждом скачке меньше
интервала времени /ф, определяемого элементом КТ, то эти скачки не сум-
мируются. Поэтому при пуске электроподвижного состава величина на-
пряжения не достигает значения ^KV2 и защита ложно не срабатывает.
Выбор уставки осуществляется по формуле (9.67), в которой значе-
ния Д/н тах можно принимать по данным В.А. Зимакова на основа-
нии табл. 9.15, где п — число моторных вагонов электропоезда.
Защита, реагирующая на приращение тока за время его нарастания
(ЗПТН). Функциональная схема защиты (рис. 9.23, а) содержит транс-
форматор тока с воздушным зазором TAV, заграждающий фильтр ZF, эле-
мент удлинения сигнала КТ1, реле времени КТ2 и выходной орган ВО
[97]. Как и в схеме, приведенной на рис. 9.20, элементы ZF и КТ1 служат
для отстройки от помех, вызванных пульсацией выпрямленного тока
контактной сети. Будем считать, что диаграммы токов (I) в нормальном ре-
жиме и при коротком замыкании имеют такой же вид, как на рис. 9.21,6, д.
Следовательно, такой же вид будут иметь временные диаграммы сигнала
м2, пропорционального ско-
рости нарастания тока di/dtK
переходном режиме (см. рис.
9.21, в, ё). Эти диаграммы по-
вторены на рис. 9.23, б и в,
причем на них показан порог
срабатывания порого-
вого элемента KV.
Значение порога сраба-
тывания соответствует
в определенном масштабе
некоторому значению ско-
рости нарастания тока di/dt,
которое принимается в ка-
честве уставки Uснт:
а
Рис. 9.23. Функциональная схема защиты
ЗПТН и диаграммы сигналов в ее элементах
325
(9.68)
и
и у, СНТ
По условиям стабильности рекомендуется выбирать значение
(di/dt)таким, чтобы интервал времени t - Д/к был бы равен удвоен-
ному значению постоянной времени Тк нарастания тока КЗ. В этом слу-
чае из формулы (9.2) получаем:
тт / Т /Л го/ч
U Г’Ы'Г = м — = М— е к =М—е к к = 0,135М— .(9.68')
у’снт Udy т т тк
В схеме, приведенной на рис. 9.23, а, пороговый элемент KV будет
срабатывать, если уровень сигнала w2 превышает порог его срабатыва-
ния t7RV и будет сбрасываться каждый раз, когда уровень сигнала w2
становится меньше порога срабатывания. При наличии сигналов тока
во время пуска электроподвижного состава (см. рис. 9.23, б) длительно-
сти сработанного состояния порогового элемента KV равны соответ-
ственно Д/(, Д/2, Д/3; при коротком замыкании (см. рис. 9.23, в) —- Д/к .
Если любой из интервалов времени Д/р Д/2, Д/3 в нормальном режиме
будет меньше интервала времени А/к , то такая схема сможет отличить
нормальный режим от режима короткого замыкания.
Схема, приведенная на рис. 9.23, а, работает следующим образом.
Пороговому элементу KV задается уставка по скорости нарастания тока
снт и соответствующий ей порог . Одновременно задается вы-
держка времени /в реле времени КТ2. Реле КТ2 срабатывает, если дли-
тельность сигнала на его входе оказывается больше выдержки времени.
При этом происходит отключение выключателя Q.
Для обеспечения устойчивости функционирования необходимо од-
новременное выполнение следующих двух условий:
М— >U г • к Д/ </ <t . /к , (9.69)
у,СНТ ’ з н,тах в к,пип ' ч’
где Д*н тах — наибольший интервал времени, в течение которого скорость
нарастания тока в нормальном режиме оказывается не менее заданной;
ZK,min ““ наименьший интервал того же времени в режиме короткого за-
мыкания.
Коэффициент запаса принимают равным 1,1—1,3, коэффициент
чувствительности — по табл. 9.2.
326
Защита по интегралу приращения тока за время его нарастания
(ЗИПТН). Функциональная схема защиты приведена на рис. 9.24, а
[97]. Она содержит трансформатор тока с воздушным зазором TAV, заг-
раждающий фильтр ZF, пороговые элементы KV1 и KV2, элемент уве-
личения длительности сигнала КТ, интеграторы А1 и А2, выходной
орган ВО. Как и в предыдущих защитах, фильтр ZF и элемент удлине-
ния времени КТ позволяют повысить помехоустойчивость при нали-
чии пульсаций в выпрямленном токе фидеров. Предполагается, что
зависимость i = /(г) первичного тока от времени для режимов пуска
электроподвижного состава и для режима КЗ имеет тот же вид, что и
на рис. 9.21, би д.
Продифференцированный трансформатором TAV и отстроенный
фильтром ZF от пульсаций сигнал w2 показан на рис. 9.24, б и д. Он име-
ет такую же форму как на рис. 9.21, в и е, Пороговый элемент KV1 имеет
порог срабатывания (7^, и он определяет то значение скорости нара-
стания тока di/dt, при котором компаратор KV1 переключается. В мо-
мент срабатывания этого компаратора его выходной сигнал через эле-
мент удлинения КТ поступает на управляющие входы интеграторов А1
и А2, включая их в работу
Выходной сигнал интегратора А1 показан на рис. 9.24, в и е.
Напряжение на выходе А1 нарастает до тех пор, пока компаратор KV1
находится в сработанном состоянии. Как только напряжение w2 ста-
нет меньше порога срабатывания С/ , компаратор KV1 возвраща-
ется в исходное состояние, сбрасывая одновременно на нуль содер-
жимое интеграторов А1 и А2. Поэтому при последующих срабатыва-
ниях KV1 выходной сигнал интеграторов А1 и А2 начинает расти от
нуля.
Выходной сигнал интегратора А1 еще раз интегрируется интегра-
тором А2. Форма его выходного сигнала показана на рис. 9.24, г и ж.
Амплитуда сигнала w4 пропорциональна площади приращения тока за
время его нарастания (на рис. 9.24 показана штриховкой). Если эта ам-
плитуда превысит порог срабатывания компаратора KV2, то его
выходной сигнал через выходной орган ВО отключит выключатель Q.
Как и в защите ЗПТН, рекомендуется величину выбирать по
условию (9.68х), при котором интервал интегрирования был бы ра-
вен удвоенному значению постоянной времени Тк скорости нараста-
ния тока КЗ. Тогда площадь П приращения тока за время его нараста-
ния равна, А’с:
327
a
Рис. 9.24. Функциональная схема защиты ЗИПТН и диаграммы сигналов
в ее элементах
328
2T 2ТК
П~ рл = j Д7(1-е~'/7кМ/ =
О О
= Д/[2Г -(-Те~2Т*/Т* + Ге0)] = 1Д35Д/Г .
Jv К. Л.
(9.70)
Постоянная времени Тк принимается по опытным данным, ориенти-
ровочные сведения приведены в табл. 9.1. Значение приращения тока А/
принимают как для защиты ЗПТН. Уставка Пу выбирается по условию:
1,135k Д7 Т <П <1,13547 Г /к (9 71)
’ з н,тах н у к, min к' ч » х'*1 ч
где Д/н тах > Д/к — соответственно наибольшее приращение тока в нор-
мальном режиме й наименьшее приращение тока при КЗ, А;
7^,7^ — постоянные времени нарастания токов соответственно в нормаль-
ном режиме и при КЗ, с.
Коэффициент запаса равен 1,1—1,3, коэффициент чувствительнос-
ти принимают по табл. 9.2.
Трансформатор тока TAV с воздушным зазором серийно промыш-
ленностью не изготовляется и является достаточно громоздким устрой-
ством. В последних разработках электронных защит его уже не приме-
няют. Вместо него используется измерительный шунт, к которому под-
ключается аналоговый дифференциатор на основе операционного
усилителя.
В этом случае, однако, электрическая схема защиты оказывается под
высоким потенциалом. Поэтому между выходным органом ВО и испол-
нительной частью, воздействующей на выключатель, должна быть вы-
полнена гальваническая развязка. Пример такой развязки пунктиром
показан на рис. 9.17 (см. также п. 2.2).
9.9. Комплект цифровой защиты
Активно ведутся разработки цифровых защит для тяговых сетей же-
лезнодорожного транспорта. На рис. 9.25 приведены функциональная
схема и схема подключения устройства цифровой защиты и автомати-
ки ЦЗАФ-3,3 кВ ячейки фидера контактной сети постоянного тока, раз-
работанной МИИТом (г. Москва) и НИИЭФА (г. С.-Петербург).
На этой схеме: БВ1, БВ2 — быстродействующие выключатели с реле
РДШ; ШР, ЛР, ЛРКС, ЗР — разъединители; ДНш, ДНф — датчики на-
329
Зал, шина +3,3 кВ
ОР
ФИДЕР
ЛРКС
ЛР
ЗР
ШР
БВ!
Днш
<5
БВ2
ДТ
ДНф
№
т
БЛОК УПРАВЛЕНИЯ, ЦИФРОВЫХ ЗАЩИТ И АВТОМАТИКИ
ЯЧЕЙКИ ФИДЕРА 3,3 кВ
ЦЗАФ-3,3
Сигнал ст шинного датчика напряжения
Сигнал от датчика тока
Сигнал от фидер- кого датчика напряжения
ч-ШУ
хз
-220 В
+ 5В
Ч [ Ключ ТУ/РУ h
ДТНВ.2.
3
Ш
ш
Х5
+ШУ
1 ОР Вкл.
2 ОР Откл.
3 ЗР Вкл.
4 ЗР Откл.
3 ГР Вкл.
б ГР Откл.
7 БВ1 Вкл.
8 БВ1 бткл.
9 БВ2 Вкл.
10 БВЗОгкл.
11 ЛРКС Вкл.
12 ЛРКС Откл.
13 33 РУ-3,3 кВ сработало
14 Датчик БАПВн
13 I держ. катушки
16 Блокирои. по отсосу
17 РДШ сработало
18 t в модуле >45’С
Т5
20 Внешний УРОВ
21 ОКЦ
22 Датчик темп н*руж »отл
23 -24 В
24 +24 В
{ ‘ [Ключ запрета АПВ
Откл БВ1 и БВ2
Вкл БВ 1 и БВ2
Откл ЛРКС
Вкл ЛРКС
Сброс
+220 В
хП.
-220 В
ВКЛ. БВ1
+ШУ
ОТКЛ. БВ1
+ШУ
ВКЛ. БВ2
+ЩУ
ОТКЛ. БВ2
+ШУ
УРОВ
+ШУ
ВКЛ. ЛРКС
-22ОВ
ОТКЛ. ЛРКС
-220 В
Неиспр. ЦЗАФ
+ЩУ
Запирание выпр. 1
*ШУ
Запирание выпр. 2
— +Шу ' г
ВБ
БР
НБ
1
2
Т
т
т
т
т
8
9
10
I держ. катушки БВ
Отказ БВ
Отказ ЛРКС
УРОВ
Питание ЦЗАФ
Блокировка
АПВ введено
Зсмл.Защ.РУ-3,3 кВ
БВ Отключен
БВ включен
ЛРКС отключен
ЛРКС включен
—ОКЦ----------
Авариен, отключение
Запрет на включение
Блок
питания
12
13
14
И
16
17
18
12
20
Канал ПК
ПОРТ RS-232 »
ПОРТ RS-185
Канал
телеуправления
Рис. 9.25. Функциональная схема устройства ЦЗАФ-3,3 кВ и схема
его подключения
330
пряжения; ДТ — датчик тока; ДТНВ — датчик температуры наружного
воздуха; КТУ — ключ системы телеуправления; АПВ — ключ системы
автоматики повторного включения; БАПВН — датчик устройства быс-
тродействующего АПВ при появлении на отключенном фидере напря-
жения со стороны тяговой сети.
В качестве датчиков напряжения используется устройство ДН-4, в
котором измеряемое напряжение преобразуется в пропорциональный
ток. Этот ток трансформируется датчиком тока с гальванической раз-
вязкой и платой обработки сигнала в выходное напряжение, уровень
которого пропорционален измеряемому напряжению, но в 5000 раз
меньше его. Благодаря гальванической развязке выходное напряжение
не имеет потенциальной связи с источником входного напряжения.
Диапазон измеряемых напряжений составляет от 0 до 4 кВ с погрешно-
стью не более 11 %. Питание датчика ДН-4 осуществляется от источни-
ка оперативного напряжения 220 В переменного или постоянного тока.
Масса датчика — 12 кг.
В качестве датчика тока используется устройство ДТМ, в котором
чувствительным элементом являются преобразователи Холла, разме-
щенные в зазоре магнитного концентратора. Этим обеспечивается
измерение тока фидера бесконтактным способом с гальванической
развязкой входной и выходной цепей. Магнитный концентратор,
платы обработки сигнала и питание размещены в корпусе устрой-
ства ДТМ, который устанавливается непосредственно на шине из-
меряемого тока. Имеется встроенная система тестирования. Изоля-
ция устройства ДТМ рассчитана на 20 кВ. Диапазон измеряемых то-
ков составляет от 0 до 5 кА с погрешностью не более 1 % и от 5 до 20 кА
с погрешностью не более 4 %. Питание устройства осуществляется от
такой же сети оперативного напряжения, как и устройства ДН-4. Масса
ДТМ — 3,5 кг.
Цифровое представление входных сигналов нормированного уров-
ня, реализация заданной программы и выдача выходных сигналов и
команд осуществляются в блоках ВБ, БР, НБ. Имеется программа са-
модиагностики, предусмотрены выводы для связи с телемеханикой и
ЭВМ более высокого уровня.
Устройство ЦЗАФ-3,3 предназначено для осуществления функций
защиты, автоматики и управления фидеров контактной сети постоян-
ного тока. Перечень указанных функций приведен ниже.
331
Защита:
• двунаправленная максимальная токовая защита;
• защита минимального сопротивления (дистанционная защита);
• направленная защита по приращению тока в течение заданного
времени с заданным коэффициентом адаптации к величине тока на-
грузки, предшествующего приращению тока, с выдержкой времени;
• отсечка по критической скорости нарастания тока при близких КЗ;
• защита минимального напряжения с выдержкой времени;
• квазитепловая защита.
Автоматика:
• контроль состояния присоединения;
• двукратное автоматическое повторное включение;
• быстродействующее АПВ при появлении напряжения со стороны
контактной сети;
• устройство резервирования отказов выключателя;
• блокировка многократных включений.
Управление:
• местное/дистанционное управление быстродействующим выклю-
чателем и линейным разъединителем контактной сети;
• канал телеуправления RS-485;
• канал RS-232 для подключения переносного компьютера;
в дистанционная смена наборов уставок.
Измерения и контроль:
• индикация тока и напряжения на фидере;
• регистрация аварийных токов;
• хранение в памяти 16 последних процессов осциллограмм формы
тока и напряжения фидера;
* подсчет аварийных и оперативных отключений.
Двунаправленная максимальная токовая защита имеет различные
уставки по току и времени для разных направлений токов. Это позво-
ляет ей выполнять две функции: максимальной токовой защиты кон-
тактной сети и защиты от КЗ в распределительном устройстве 3,3 кВ.
В последнем случае защита отключает фидер контактной сети, пре-
дотвращая тем самым подпитку КЗ в РУ-3,3 кВ от смежной подстан-
ции.
332
9.10, Селективная защита межподстанционной зоны
Селективная защита межподстанционной зоны с постом секциони-
рования и пунктами параллельного соединения достигается с помощью
комбинированной защиты, в состав которой входят автоматические
быстродействующие выключатели, телеблокировка и потенциальная
защита. Такая комбинированная защита не имеет мертвых зон. Для по-
вышения надежности быстродействующие выключатели должны снаб-
жаться дополнительными защитами по сопротивлению.
Такие защиты следует устанавливать не только на тяговых подстан-
циях, но и на постах секционирования [98]. Наибольшей эффект на
постах секционирования они обеспечивают при выпадении одной из
подстанций. Некоторую, хотя и не столь заметную, пользу могут при-
нести защиты, реагирующие на признаки переходного процесса КЗ.
Наличие электровозов между тяговой подстанцией и местом удаленно-
го КЗ, которые в момент КЗ переходят в генераторный режим, а также
сопротивление дуги в месте повреждения искажают форму кривой
тока, изменяют постоянную времени и величину приращения тока
КЗ, что может привести к отказу импульсных защит.
Защита на фидерном выключателе, например подстанции А (рис. 9.26),
как правило, не способна почувствовать повреждения возле смежной
подстанции В (точка К1), если выключатель поста ПС1 не сработал или
пост выведен из работы. Тем более она не среагирует на КЗ в точке К2
при выпадении подстанции В. Мощным средством обеспечения селек-
тивности и надежности является применение телеблокировки, поэто-
му ее техническое совершенствование является весьма актуальным.
Рис. 9.26. Схема питания участка и расстановки на нем потенциальной защиты
333
Ликвидацию мертвых зон и резервирование практически при любых
схемах нормального и вынужденного режимов обеспечивает примене-
ние потенциальных защит (ПЗ). На пунктах параллельного соединения
любые защиты, кроме ПЗ, при КЗ на смежной подстанции или на посту
секционирования работают каскадно. Например, при КЗ в точке К1 вык-
лючатель пункта параллельного соединения ППС2 (см. рис. 9.26) может
быть отключен защитой по току или по сопротивлению только после того,
как на подстанции В отключится выключатель соответствующего фиде-
ра. Потенцизальная защита отключает выключатель ППС2 сразу вне за-
висимости от работы других выключателей. Поэтому на пунктах парал-
лельного соединения защита ПЗ должна быть основной.
На постах секционирования защита ПЗ должна выполнять функции
резервной и действовать на отключение всех выключателей поста с вы-
держкой времени 0,1—0,2 с. Если, например, при КЗ в точке К1 на по-
сту ПС1 не отключился соответствующий выключатель, то это может
привести к тяжелой аварии, поскольку защита подстанции А это КЗ мо-
жет не почувствовать. В то же время защита ПЗ разберет весь пост ПС1
и КЗ будет локализовано.
Хороший эффект дает связь по каналам телемеханики защит ПЗ под-
станции, постов секционирования и пунктов параллельного соедине-
ния. Так, например, при КЗ в точке К1 защита ПЗ пункта ППС2 срабо-
тает и по каналам телемеханики может передать команду на отключе-
ние выключателей поста ПС1 и подстанции В, питающих поврежденную
зону Защита ПЗ поста ПС1 может передавать соответствующие коман-
ды на подстанции А и В. С развитием и совершенствованием каналов
связи этот путь обеспечения селективности и резервирования должен
использоваться более интенсивно.
Еще одной возможностью повышения чувствительности, селективно-
сти и резервирования является использование ПЗ совместно с короткоза-
мыкателями. Наибольший эффект при этом достигается в случаях выведе-
ния из работы поста или одной промежуточной подстанции. Короткоза-
мыкатели вместе с ПЗ размещают на подстанциях, постах секционирования
и пунктах параллельного соединения и вводят их в работу при вынужден-
ных режимах питания контактной сети. При срабатывании ПЗ короткоза-
мыкатель замыкается и устраивает искусственное короткое замыкание,
которое отключается соответствующими выключателями.
Рассмотрим, например, случай выпадения подстанции В и КЗ в точ-
ке К2 (см. рис. 9.26). Предполагается, что воздушные промежутки воз-
334
ле подстанции В на обоих путях зашунтированы соответствующими
разъединителями для обеспечения двухстороннего питания в этом вы-
нужденном режиме. Со стороны подстанции С питание места КЗ будет
отключено выключателем на посту ПС2. Но ни токовая защита, ни за-
щита по сопротивлению на подстанции А и посту ПС1 КЗ в этой точке
не почувствует из-за большой удаленности места повреждения.
В то же время защита ПЗ на пункте ППСЗ сработает и короткозамы-
катель, расположенный на этом пункте, устроит искусственное корот-
кое замыкание, расположенное к подстанции А уже ближе, чем точка
К2. Если и это КЗ в месте расположения ППСЗ оказывается слишком
далеким, то срабатывает защита ПЗ на пункте ППС2 и включает свой
короткозамыкатель. При этом отключится соответствующий выключа-
тель на посту ПС1 и КЗ будет локализовано.
Короткозамыкатель работает в тяжелых условиях и к нему предъяв-
ляются особо жесткие требования по надежности. Принцип выполне-
ния одной из конструкций показан на рис. 9.27 [99]. Короткозамыкатель
содержит цилиндрические электроды ЦЭ1 и ЦЭ2, катушку L, поджига-
тель (запальное устройство) П и его
соленоид возбуждения СВ, предохра-
нитель FU и блок управления БУ.
Блок управления БУ содержит
потенциальную защиту (см. рис.
9.16) и тиристорный выходной орган.
При понижении напряжения в кон-
тактной сети ниже уровня уставки
ПЗ от блока БУ в соленоид СВ пода-
ется импульс тока. Подвижный под-
жигатель П выдвигается вверх и на
короткое время касается электрода
ЦЭ1. Между ними возникает элект-
рическая дуга, ток которой в началь-
ный момент ограничен резистором
R. Эта дуга ионизирует воздушный
промежуток между электродами ЦЭ1
и ЦЭ2 и перекидывается с электрода
П на электрод ЦЭ2, создавая корот-
кое замыкание между контактной
сетью и рельсами. При этом катуш-
Рис. 9.27. Схема устройства корот-
козамыкателя
335
ка L создает магнитное поле, которое, взаимодействуя с током дуги, за-
ставляет эту дугу с большой скоростью вращаться по окружности тор-
цевых поверхностей электродов ЦЭ1 и ЦЭ2, что исключает оплавление
электродов. Такой короткозамыкатель может работать при токах КЗ до
10 кА с временем срабатывания 6—10 мс. На двухпутных участках ко-
роткозамыкатели устанавливаются на каждом из путей.
К недостаткам потенциальной защиты относится увеличение вре-
мени ее срабатывания при находящихся вблизи места ее установки элек-
тровозах, которые в режиме КЗ на контактной сети переходят на неко-
торое время в самопроизвольный режим рекуперации (см. п. 9.2). Из-за
этого напряжение в контактной сети при КЗ снижается не скачком, а
постепенно и достигает уровня уставки ПЗ только через некоторое вре-
мя после момента возникновения КЗ. Каким бы малым это время не
оказалось, но оно увеличивает вероятность пережога проводов элект-
рической дугой, возникающей при КЗ.
На участках без телеблокировки и потенциальной защиты отключе-
ние подстанции или выведение из работы поста секционирования при-
водит к возникновению мертвых зон. Короткие замыкания в этих зонах
вызывают, как правило, пережоги контактной сети. Меры, которые при-
нимаются в этом случае, сводятся к снижению уставок быстродейству-
ющих выключателей (с ограничением размеров движения), установке
короткозамыкателей на подстанциях и постах секционирования, а так-
же к постоянному особому контролю за нагрузками фидеров тяговых
подстанций обслуживающим персоналом [34],
9.11. Защита при разземленных опорах
Экспериментальные защиты. На участках постоянного тока для того,
чтобы блуждающие токи не повреждали арматуру опор, желательно было
бы не соединять опоры с рельсами. При этом, однако, резко возрастает
сопротивление цепи КЗ и описанные выше защиты оказываются непри-
годными. Поэтому возникла необходимость создания специальных защит
[33, 34], одна из которых {защита ЛИИЖТа) реагирует на амплитуды гар-
моник с частотами 30, 760 и 2500 Гц. Зашита срабатывает, если амплитуды
этих гармоник одновременно превышают уставки и имеют продолжитель-
ность не менее 0,2 с.
Предложенная на Западно-Сибирской ж.д. защита включает в себя
объединение опор заземляющим тросом и применение трех датчиков:
336
датчика скорости нарастания тока, датчика переменной составляю-
щей напряжения в контуре «отсасывающий фидер—земля» и датчика
амплитуды высокочастотных (4 кГц) колебаний в контуре «дополни-
тельный провод—земля». Однако эти защиты имеют большое число
ложных отключений при отрывах токоприемников, при переключе-
ниях и т.п.
Разработаны также защиты, реагирующие на потенциал дополни-
тельного провода (на Южно-Уральской и Свердловской ж.д., а также в
МИИТе), который подвешивают на изоляторах вдоль всей зоны защи-
ты на опорах контактной сети и через датчики пробоя (искровые про-
межутки) присоединяют к металлическим частям опоры, нормально не
находящимся под напряжением. Повреждение изоляции на опоре при-
водит к пробою датчика и появлению потенциала на дополнительном
проводе. Реле напряжения, подключенные на подстанции и на посту к
этому проводу, срабатывают и вызывают отключение быстродействую-
щих выключателей. Недостатком этой группы защит является необхо-
димость установки на каждой опоре датчика пробоя, надежность ко-
торого невелика.
Защита ПЗК Донецкой ж.д. [33, 34], предложенная в 1970-е гг., со-
держит дополнительный провод, протянутый по опорам контактной
сети, отсоединенным от рельсов. Металлические части опор, не нахо-
дящиеся нормально под напряжением, присоединяют к дополнитель-
ному проводу, длина которого не должна превышать 2—3 км (рис. 9.28).
Дополнительный провод через ограничительное сопротивление R и
блок управления БУ соединяет-
ся с рельсами. Блок БУ управ-
ляет включением короткозамы-
кателя QN, подключенного, в
свою очередь, через разъедини-
тель QS между контактной се-
тью и рельсами.
При перекрытии изоляции
опоры на дополнительном про-
воде появляется напряжение и
начинает заряжаться конденса-
тор С. Как только напряжение
Дополнительный
провод
Рис. 9.28. Схема защиты ПЗК
Контактная сеть
"ф Ф ф л
6 Го о 1
Рельсы
на нем превысит 350—400 В, сра-
батывает блок управления БУ,
337
который включает короткозамыкатель QN. Возникшее КЗ отключается
выключателями подстанции и поста секционирования.
Защита ПЗК не получила распространения из-за отсутствия в те годы
надежного короткозамыкателя, а также по причине неработоспособно-
сти на участках с металлическими опорами из-за их малого сопротив-
ления относительно земли.
При так называемой мгновенной потенциальной защите — МПЗ,
разработанной Северо-Кавказской ж.д. и РИИЖТом, на всех опорах
контактной сети к кронштейну подвешивают дополнительный провод
марки АС-35, к которому присоединяют навесную арматуру опор, нор-
мально не находящуюся под напряжением [98].
На смежных подстанциях дополнительный провод ДП (рис. 9.29, а)
присоединяют к отсасывающему фидеру через ограничительный рези-
стор R, дополнительную катушку отключения КО фидерного быстро-
действующего выключателя Q и тиристор VS. Блок управления БУ ти-
ристором определяет уставку по напряжению в дополнительном про-
воде, при котором тиристор открывается (80—200 В).
...........»..........—
а----------А
Дополнительный провод
Опоры
Контактная сеть
— Изоляция
Рельсы
Дополнительный провод
к В
Трос
VD
VD
Контактная сеть
Изоляция
Рис. 9.29. Схема защиты МПЗ
338
При повреждении изоляции контактной сети потенциал дополнитель-
ного провода относительно потенциала отсасывающего фидера резко воз-
растает, тиристор VS открывается и через катушку КО проходит ток, от-
ключающий быстродействующий выключатель. Резистор R сопротивле-
нием 300 Ом ограничивает ток в КО при близких КЗ. Эта защита хорошо
работает только на однопутных участках при значительном переходном
сопротивлении «опора — грунт». В случае нарушений в технологии изго-
товления опор, а также при сырых грунтах результирующее сопротивле-
ние дополнительного провода может снизиться из-за шунтирующего вли-
яния опор до величины 6—8 Ом. При удаленных КЗ ток в КО в этом случае
оказывается настолько мал, что выключатель не отключается. Поэтому зона
действия защиты в таких условиях не превышает 15 км.
На двухпутных участках при КЗ на одном из путей во время переход-
ного процесса на дополнительном проводе второго пути наводится ЭДС
от 400 до 500 В. Это вызывает открытие тиристора в защите второго пути
и ложное отключение выключателя [33].
Рассмотренный вариант защиты МПЗ был усовершенствован [100] на
Южно-Уральской ж.д. Группы опор 20—25 шт. объединяют отрезком тро-
са ПС-25 длиной 1200—1300 м (рис. 9.29, б). Все отрезки тросов в межпод-
станционной зоне присоединяют к дополнительному проводу ДП через
диодные блоки VD, состоящие из трех параллельно включенных диодов
ВЛ200 10-го или 12-го класса. Сопротивление дополнительного провода
относительно земли возрастает почти на три порядка, что позволяет под-
нять уставку блока БУ до 600—650 В. В этом случае во всей межподстанци-
онной зоне защита не имеет мертвых зон и на двухпутных участках не сра-
батывает ложно. Недостаток защиты — увеличение расхода троса.
Защита опор, изолированных от рельса (ЗОИР). В этой защите, пред-
ложенной Западно-Сибирской ж.д., как и в других* рассмотренных ра-
нее защитах с дополнительным проводом, опоры отсоединяются от рель-
совой цепи, а их металлические части подключаются к дополнительному
проводу. Исключением являются лишь опоры, которые в соответствии
с установленными правилами должны присоединяться к рельсу инди-
видуальными заземлителями.
Отличительными особенностями этой защиты являются подвешива-
ние дополнительного провода на изоляторах, присоединение металли-
ческих частей опоры к дополнительному проводу через искровые проме-
жутки FV, наличие короткозамыкателей QN (рис. 9.30). Дополнительный
провод подвешивается на опорах на специальных кронштейнах, он может
339
Искровые промежутки Дополнительный провод
Рис. 9.30. Схема защиты ЗОИР
быть малого сечения стальным (ПС-25) или биметаллическим (БСМ-4),
его протяженность охватывает расстояние от станции до станции или
поста секционирования. В середине защищаемого участка и по его кра-
ям устанавливаются блоки защиты Al, А2, АЗ, состоящие из входного
устройства FB (БУ) и короткозамыкателя QN.
Входное устройство одним концом присоединяется к дополнитель-
ному проводу, а другим к запальному устройству СВ (см. рис. 9.27) и
рельсу. Упрощенная схема входного устройства защиты приведена на
рис. 9.31. Она содержит коммутационный элемент в виде тиристора VS,
напряжение открытия которого (750—900 В) определяется варистором
RUI. Защита тиристора от пробоя при появлении в дополнительном
проводе коммутационных или
атмосферных перенапряжении
осуществляется варисторами
RU2 и RU3 с напряжением
пробоя 2400±240 В.
Блок добавочных сопротив-
лений R служит для ограниче-
ния тока в дополнительном
проводе и запальном устрой-
стве короткозамыкателя QN.
Ток срабатывания запального
устройства равен 4—6 А.
Короткозамыкатель, упро-
щенная конструкция которого
показана на рис. 9.27, может
F1RU2
VS
П RU3
Рельсы
Рис. 9.3 Г. Упрощенная схема входного
устройства FB (БУ) короткозамыкателя
К запальному
R устройству СВ
Дополнительный
провод
340
быть выполнен с вращающейся электродугой. Его предельный сквоз-
ной ток равен 8 кА. При повреждении изоляции на одной из опор (см.
рис. 9.30) пробивается искровой промежуток FV (его собственное про-
бивное напряжение равно 1000—1200 В) и создается электрическая цепь
от контактной сети через искровой промежуток FV, дополнительный
провод, входные устройства FB защит Al, А2, АЗ, запальные устройства
короткозамыкателей QN к рельсам. Один, два или все три короткоза-
мыкателя срабатывают и устраивают искусственное глухое (металличес-
кое) короткое замыкание между контактной сетью и рельсами. Это ко-
роткое замыкание отключается быстродействующими выключателями
на тяговой подстанции, пунктах параллельного соединения и на посту
секционирования. Тройной комплект защит Al, А2, АЗ принят для на-
дежности. Короткозамыкатели подключаются к контактной сети через
разъединители QS1, QS2, QS3 с заземляющими ножами для возможно-
сти проведения ремонта и ревизии.
После отключения тока короткого замыкания изоляция искровых
промежутков на опорах восстанавливается, а защиты Al, А2, АЗ возвра-
щаются в дежурный режим.
К достоинствам защиты относятся: исключение коррозии металличес-
кой арматуры и фундаментов опор, вызванной стеканием блуждающих
токов из рельсовой цепи или перетекающими токами в тросах группового
заземления, возможность использования дополнительного провода мало-
го сечения большой длины за счет ликвидации возможности утечек тока
через опоры. К недостаткам относится необходимость заменять время от
времени искровые промежутки после их срабатывания и трудоемкость
диагностирования их состояния, дополнительные затраты средств, време-
ни и труда на обслуживание защит, расположенных на перегонах.
Уставка срабатывания входного устройства FB проверяется по коэф-
фициенту чувствительности:
Ac, min
где /к — наименьшее значение тока, протекающего через входное устрой-
ство при повреждении изоляции контактной сети, А;
Zy — наибольшее значение тока срабатывания входного устройства, А.
Значение коэффициента чувствительности кч должно быть не ме-
нее 1,25.
Наименьшее значение тока /к для условий срабатывания хотя
бы одного из трех блоков Al, А2, АЗ вычисляют по формуле
341
(9.72)
. -tz
к,min д
где UK min — минимальное напряжение контактной сети, В;
— падение напряжения в дуге в месте нарушения изоляции контактной
сети, В;
— сопротивление входного устройства (датчика тока) каждого из бло-
ков Al, А2, АЗ, Ом;
гдп — сопротивление 1 км дополнительного провода, Ом/км;
Z — длина дополнительного провода, км.
Напряжение U min принимают 2400 В, падение напряжения в дуге
U& принимают 600 В.
Глава 10. ЗАЩИТА ТЯГОВЫХ СЕТЕЙ
ОТ ПЕРЕГРУЗКИ
10.1. Условия и область использования защит
При КЗ ток в тяговой сети достигает больших значений, но длитель-
ность его протекания весьма мала. Эта длительность определяется вы-
держкой времени защиты от КЗ и редко превышает 1—1,5 с. Условия
нагревания проводников при малом времени существования КЗ рас-
смотрены в [9]. Однако эксплуатация тяговых сетей может сопровож-
даться условиями, при которых возможно длительное (1 мин и более)
протекание больших токов, вызывающих чрезмерное нагревание про-
водов. Так, во время многочасового «окна», связанного, например, с
ремонтом пути, на станциях может накопиться много поездов. После
открытия движения диспетчер стремится быстрее восстановить нор-
мальный график и выпускает со станции поезда с минимально возмож-
ным интервалом. В этом случае на тяговые подстанции и контактную
сеть ложится большая нагрузка.
Перегрузки могут возникать при пропуске особо тяжеловесных гру-
зовых поездов, а также при вынужденных режимах работы систем элек-
троснабжения.
При образовании гололеда на проводах контактной сети использу-
ется метод его плавки путем пропуска по проводам больших значений
тока, вызывающих нагрев проводов.
Особенно опасны токи удаленных КЗ, которые оказались не отклю-
ченными из-за отказа защиты.
Провода контактной сети рассчитывают исходя из условий допусти-
мого натяжения. Для обеспечения хороших условий токосъема стремят-
ся натяжение контактного провода (в полукомпенсированных подвес-
ках) или контактного провода и несущего троса (в компенсированных
подвесках) иметь постоянным. Для этой цели контактная сеть делится на
анкерные участки, на каждом из которых натяжение обеспечивается гру-
зовыми компенсаторами. В качестве примера на рис. 10.1 приведена уп-
рощенная схема анкеровки контактного провода полукомпенсированной
343
Рис. 10.1. Схема трехблочной анкеровки
полукомпенсированной цепной подвески
цепной подвески, состоящая из
неподвижного ролика 2, двух
подвижных роликов 1 и грузов
4, уложенных на штангу 3 с ог-
раничителем. При растяжении
контактного провода вслед-
ствие его нагревания грузы 4
опускаются, обеспечивая по-
стоянство натяжения. Контак-
тная сеть новых конструкций
оборудуется грузовыми ком-
пенсаторами барабанного или
блочно-полиспастного типа.
Коэффициент передачи трех-
блочного компенсатора р = 4.
Поэтому, например, для созда-
ния натяжения около 10 кН на
штангу 3 грузового компенсато-
ра надо уложить 10 железобе-
тонных или металлических гру-
зовых блоков по 25 кг каждый
(всего 250 кг).
В морозную погоду длина контактного провода сокращается и грузы
4 поднимаются. Регулировка грузовых компенсаторов осуществляется
таким образом, чтобы при наинизшей температуре окружающей среды
расстояние а между верхом грузов и нижним (неподвижным) роликом 2,
а при наивысшей температуре контактного провода расстояние b между
низом грузов и поверхностью земли (или фундамента) составило не ме-
нее 200 мм. Таким образом при наивысшей температуре провода ДА = 0, а
при наинизшей температуре окружающей среды ДА = h. В этом случае
конструктивная высота перемещения грузов А при существующем уст-
ройстве контактной сети (высоте опор, высоте подвеса контактного про-
вода, высоте грузов, и т.д.) составляет около 5 м. Наибольшая высота пе-
ремещения грузов имеет место, как правило, на головных участках (воз-
ле подстанций), по контактной сети которых протекают наибольшие токи.
На этих же участках происходят самые большие перемещения фикса-
торов при нагревании и охлаждении контактных проводов. По существу-
ющим нормам смещение фиксатора вдоль опоры в месте крепления к
344
контактному проводу при край-
них значениях температуры не
должно превышать 1/3 его дли-
ны /ф в обе стороны от крайнего
положения (рис. 10.2).
Величина удлинения кон-
тактного провода Д/ при изме-
нении его температуры от z
до Zmax определяется по фор-
муле
Д/ - a I At - Г . ), (10.1)
у аф v max nun ' 3 ' 7
где /аф — расстояние от фиксато-
ра до средней анкеровки, м;
а у — коэффициент темпера-
турного удлинения контактного
провода, 1/ °C.
Рис. 10.2. Допустимые перемещения
фиксаторов вдоль пути
Длина наибольшего анкерного пролета составляет 1600 м, следова-
тельно, расстояние от первого фиксатора до средней анкеровки /аф =
= 800 м. Для медных проводов ау = 17-10^ 1/ °C. Если длина фиксатора
составляет 2,1 м, то его наибольшие продольные перемещения допусти-
мы в пределах 1/3 этой длины, т.е. ±0,7 м, откуда Д/ =1,4 м. Приняв
Zmin =—40 °C получаем по формуле (10.1), что перемещению =1,4м
соответствует наибольшая температура провода zmax = 63 °C. В то же вре-
мя контактный провод, например марки МФ100, допускает длительно
нагрев до 95 °C.
Высота перемещения грузов h компенсатора равна:
h = a pl (t -Z . ), (10.2)
аг 4 max mm '
где p — коэффициент передачи компенсатора (для трехблочного р = 4, для двух-
блочного р = 2, для компенсаторов барабанного и блочно-полиспастного типа
Р = 3);
^аг расстояние от компенсатора до средней анкеровки, м.
Если принять h = 5 м, Zmin = —40°С, /аг = 800 м, осу = 17-10“^ 1/°С,
то по формуле (10.2) получим Zmax = 52 °C. Это значит, что при темпера-
туре 52 °C грузы компенсатора достигнут крайнего нижнего допустимого
положения, и, при дальнейшем повышении температуры, лягут на землю.
345
Регулировка контактной сети при этом нарушается, стрелы провеса
увеличиваются, нарушаются условия нормального токосъема, не может
быть обеспечена высокая скорость движения поездов, из-за изменения
габаритов контактной сети возможна поломка токоприемников.
Чтобы не допустить такого развития событий, температуру нагрева
проводов следует ограничивать величиной, допустимой по условиям
обеспечения нормальных условий работы данной конструкции контак-
тной сети и при возрастании температуры сверх такого допустимого
значения отключать контактную сеть. Эта задача должна выполняться
защитой от перегрузки (термической защитой). Особенность такой си-
туации заключается в том, что контактную сеть приходится отключать
при температурах проводов, меньших, чем их длительно допустимая
температура, причем без выдержки времени.
В других условиях (другая конструкция температурного компенса-
тора, меньшая длина анкерного пролета, климатическая зона с более
высокой температурой зимой) продольные перемещения фиксатора и
высота перемещения грузов оказываются значительно меньше и уже не
ограничивают величину тока и нагрева проводов. Такое ограничение при
больших значениях тока наступает по термической стойкости проводов.
Натяжение проводов, осуществляемое температурными компенсато-
рами с грузами, необходимо для обеспечения нормальных условий то-
косъема. Допустимое же натяжение зависит от временного сопротивле-
ния разрыву материала провода. В свою очередь временное сопротивле-
ние разрыву является функцией температуры провода. Для твердотянутой
меди, из которой изготавливаются контактные провода и несущие тро-
сы, временное сопротивление разрыву при температурах до 200 °C меня-
ется мало. При более высоких температурах оно резко снижается.
Существенное значение имеет не только значение температуры на-
грева, но и длительность ее действия. С увеличением длительности воз-
действия высокой температуры временное сопротивление так же сни-
жается.
Степень снижения временного сопротивления разрыву является
сложной функцией температуры и длительности ее воздействия, зави-
сит от материала и конструкции провода, от наличия примесей и леги-
рующих добавок, от технологии изготовления и т.п. Для целого рада
материалов, в том числе меди, алюминия, стали, удовлетворительное
соответствие опытным данным дает формула длительной статистичес-
кой прочности, носящая название уравнения Ларсона-Миллера:
346
(10.3)
где тр — время до разрушения металла, с;
Т — абсолютная температура металла, К;
Ср С2 — постоянные величины, зависящие от конструкции, свойств, на-
пряжения металла и т. п., значения которых приведены в табл. 10.1.
Зависимость (10.3) имеет вид, показанный на рис. 10.3. Допустимая
температура равна /доп = Тдоп - 273 , °C, где 7^оп — абсолютная темпе-
ратура проводника, допусти-
мая в течение данного интер-
вала времени , К. Разруше-
ния металла не произойдет,
если допустимая температура
/Доп не превысит длительно
допустимого значения /д доп.
Так, провод марки МФ100
имеет /д доп = 95 °C и может
эту температуру выдерживать
20 мин и более. В то же время
температуру 120 °C он выдер-
живает не более 3 мин, а 140 °C
не более 1 мин. При большей
длительности нагрева проч-
ность провода снижается.
Рис. 10.3. Характер зависимости допусти-
мой температуры от длительности ее
воздействия
При длительном воздействии на провод температуры выше допус-
тимой наступает так называемый «отжиг». Твердотянутая медь превра-
щается в отожженную мягкую со значительно меньшим значением вре-
менного сопротивления растяжению. Провода удлиняются настолько,
что стрела провеса контактных проводов и несущих тросов достигает
земли, происходит их разрыв.
Отжиг проводов происходит на значительном протяжении контакт-
ной сети, ее восстановление надолго задерживает движение поездов,
требует больших материальных и трудовых затрат.
Особенность режима перегрева проводов заключается в том, что
опасность разрушения зависит от времени воздействия температуры.
Чем меньше температура провода отличается от длительно допустимой,
тем дольше может существовать режим перегрузки без опасных послед-
347
Таблица 10,1
Тип проводов Значения коэффициентов термической стойкости
Ci с2
Медные контактные 10 100 20,40
Низколегированные контактные 12 130 24,59
Бронзовые термостойкие контактные 4800 3,09
Бронзовые, сталемедные биметаллические контактные 12 700 25,41
Медные многопроволочные 11 500 23,84
Сталемедныс биметаллические много проволочные 16 600 35,15
Алюминиевые и сталеалюминиевые многопроволочные, в том числе биметаллические 20 800 50,28
ствий. Поскольку это время может достигать десятков минут, то в тече-
ние него можно принять диспетчерские меры для уменьшения нагруз-
ки (или произойдет ее естественное уменьшение). Поэтому в режиме
термической перегрузки допустима выдержка времени, длительность
которой должна быть тем меньше, чем больше перегрузка.
10.2. Нагрев проводов
Уравнение нагревания проводов. На основе теории нагревания про-
водов [101, 103, 155] процесс изменения температуры / провода описы-
вается следующими зависимостями:
Лт)+(/ -/ )е Ax + t ,°С;
д \ / v нач окр' окр5 ’
a/0-P'r 1/с
t \ д,доп/ р з^С (Уг/Cj’
(Ю.4)
(10.5)
1 Г 7 / \ / , \"|
В =----- Ггп 1 + 3 ,„t ] + EAD 1-В_Г °С/с (10 6)
С mL 0 \ г!С окр/ р э \ окр) >
0
где /— ток в проводе, А;
т-0 — сопротивление единицы длины провода при температуре 0 °C, Ом/м;
т — текущее время, с;
348
Е — интегральная поверхностная плотность потока солнечного излучения,
Вт/м2;
Лр — коэффициент поглощения солнечного излучения;
иэ — эквивалентный диаметр провода, м;
Q — удельная теплоемкость материала провода при температуре О °C,
Вт-с/(кг°С);
т — масса единицы длины провода, кг/м;
а — результирующий коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2 -°C);
F— площадь поверхности единицы длины провода, м2/м;
Рс» Рс*-" температурные коэффициенты теплоемкости, 1/°С;
температурный коэффициент отношения сопротивления провода к
его теплоемкости, 1/°С.
Процессу нагревания провода различными по величине токами
(ij < 12 < /3) соответствуют кривые, приведенные на рис. 10.4, а. При
отключении тока (7 = 0) провод, нагретый до температуры ZHa4, будет
днем охлаждаться, как показано на рис. 10.4, d, до температуры, несколько
большей температуры окружающей среды гокр за счет дополнительного
нагрева солнечной радиацией. Ночью Е = 0, поэтому провод охладится
до величины гокр.
Составляющие уравнения нагревания. Сопротивления проводов кон-
тактной сети принимают по справочным данным, некоторые из кото-
рых приведены в гл. 8 и гл. 9. Значения теплоемкости и температурных
коэффициентов приведены в табл. 10.2.
Рис. 10.4. Температурные зависимости процесса нагревания (а) и охлаждения (б)
провода
349
Таблица 10,2
Физические параметры Значение физических параметров для марок проводов
М мен А АС ПБСМ БСМ ПБСА ПС псо
Плотность у, кг/м3 8900 8640 2700 3400 8300 5400 7770 5040
Теплоемкость Со, Вт-с/(кг’°С) 384 402 886 730 426 526 437
Температурные коэффициенты теп- лоемкости Рс/Р'с, 10 3/ °C 0,279 0,271 0,587 0,554 0,534 0,507 0,710 0,663 1,070 0,967 1,030 0,934 1,076 0,971
Температурный коэффициент со- противления рг, 10~3/ °C 4,3 4,3 4,2 . 4,2 4,3 4,2 6,0
Температурный коэффициент отно- шения сопротивле- ния провода к его теплоемкости рг/с, 10~3/ °C 4,0 3,6 3,6 3,4 3,1 3,1 4,7
Результирующий коэффициент теплоотдачи а принимают состоя-
щим из суммы конвективной составляющей ак и составляющей ал, учи-
тывающей перенос тепла излучением:
ос = ос + ос
к л
(Ю.7)
Конвективную составляющую коэффициента теплоотдачи ак вычис-
ляют на основании опытного соотношения (Nu) = F(Re) между числа-
ми Нуссельта (Nu) и Рейнольдса (Re), определяемыми по формулам [102]
a Z>10~3
Nu =-^-------
X
где D — диаметр проводника, мм;
гаю-3
V
К— скорость ветра, м/с;
X — коэффициент теплопроводности воздуха, Вт/(м-К);
v — кинематическая вязкость воздуха, м2/с.
Значения X и v зависят от температуры окружающего воздуха и в
диапазоне этих температур от —40 до +40 °C их можно определить с до-
статочной точностью на основании зависимостей:
350
X = 2,43-10-2 (1+0,0033 tnim), v = 13,75-Ю-6 (1+0,0042 /О1т)1-3625.
Обобщая зависимости, приведенные в [101, 102, 152-154], и сопос-
тавляя их с опытными данными, можно рекомендовать следующие уточ-
ненные формулы дая составляющей
дая витых проводов
ак, Вт/(м2-°С):
0,54
CL46 ’
к
3
(10.8)
к0,75
а = 44—
к гх0,25
(10.9)
для контактных и круглых проводов
а
к
3
(10.10)
(10.11)
у О»6
а = 77,2-—,
К ’ 2)0,4
В этих формулах используются размерности скорости ветра И— м/с
и диаметра провода D — мм.
Приведенные формулы (10.8)-—(10.11) в отличие от ряда других опуб-
ликованных данных, имеющих ограниченное применение лишь при
малых ветрах, могут использоваться при скорости ветра Кот 0,7 до 25 м/с.
Составляющую а вычисляют на основе известной формулы Сте-
фана-Больцмана:
окр
Too
а
Л
(10.12)
окр 4 ' \ 7
где Г, Гокр — абсолютная температура соответственно провода и окружающей
среды, К;
£ — степень черноты провода (коэффициент лучеиспускания).
Степень черноты провода £ численно равна коэффициенту погло-
щения Лр(^ = Лр) . Степень черноты существенно различна для новых
и окисленных и загрязненных проводов. После года эксплуатации про-
вода контактной сети принято считать окисленными и загрязненными.
В табл. 10.3 приведены значения этих коэффициентов.
Наиболее часто употребляемые значения коэффициентов теплоот-
дачи лучеиспусканием осл соответствующие условиям плавки гололеда
351
или профилактического подогрева проводов (ало), расчетным зимним
(anJ или расчетным летним (аптт) условиям, приведены в табл. 10.4.
Таблица 10.3
Состояние поверхности проводов Расчетные значения коэффициента лучеиспускания £ (степень черноты) для проводов марок
М МСН А АС ПБСМ ПБСА ПС псо
Новые 0,2—0,4 0,2-0,4 0,1-0,2 0,1-0,2 0,2—0,4 0,1—0,2 0,23
Окисленные и загрязненные 0,8 0,8 0,6 0,6 0,8 0,6 о,3
Таблица 10.4
Марка проводов, вид обледенения Значения коэффициентов теплоотдачи лучеиспусканием, Вт/(м2,0С)
^Хло ^Xl3 Цлл
МФ 3,7 6,1 7,2
НлОл0,04Ф 3,7 6,5 7,7
М, МСН 3,7 6,2 7,4
ПБСМ 3,7 6,9 8,4
ПБСА 2,8 4,4 5,3
А, АС 2,8 4,4 5,3
ПС, ПСО 2,8 4,8 5,8
Гололед 2,9 — —
Изморозь, снег, смесь 1,4 — — — "
Примечание: Коэффициент ало оответствует условиям плавки гололеда,
а также профилактического подогрева при температуре провода около 1 °C;
алз температуре провода около максимально допустимой при температу-
ре окружающей среды, характерной для гололедообразования; — мак-
симально допустимой температуре провода при температуре окружающей
среды +40 °C.
В табл. 10.5 приведены данные для некоторых проводов, необходи-
мые для вычисления величин А и В по формулам (10.5) и (10.6). В этой
таблице: F — площадь поверхности единицы длины провода; — со-
противление провода при температуре 0 °C; тп — масса провода, D —
диаметр провода; R — радиус провода; D3 — эквивалентный диаметр
провода (D3 = F/n).
352
Таблица 10.5
Марка провода Физико-технические параметры проводов
м2/м 'о> 10 3 Ом/м (Ом/км) кг/м Р-2Я, мм мм
1 2 3 4 5 6
МФ 85 0,0375 0,192 0,755 11,9
МФ 100 0,0405 0,163 0,890 12,3 12,9
МФ 100(15 % изн.) 0,0393 0,192 0,757 11,1 12,5
МФ 100 (30 % изн.) 0,0378 0,234 0,623 10,2 12,0
МФ 120 0,0440 0,136 1,068 13,4 14,0
МФ 120 (15 % изн.) 0,0425 0,160 0,908 12,1 13,4
МФ 120 (30 % изн.) 0,0401 0,194 0,748 11,1 12,8
МФ 150 0,0484 0,108 1,335 15,0 15,4
МФ 150 (15 % изн.) 0,0468 0,127 1,135 13,5 14,9
МФ 150 (30 % изн.) 0,0449 0,154 0,935 12,5 14,3
БрФ 100 0,0405 0,199 0,890 12,3 12,9
БрФ 100 (15 % изн.) 0,0393 0,234 0,757 11,1 12,5
БрФ 100 (30 % изн.) 0,0378 0,284 0,623 10,2 12,0
НЛОлФ 100 0,0405 0,171 0,890 12,3 12,9
НЛОлФ 100 (15 % изн.) 0,0393 0,200 0,757 11,1 12,5
НЛОлФ 100 (30 % изн.) 0,0378 0,244 0,623 10,2 12,0
М95 0,0552 0,178 0,850 12,6 17,6
М 120 0,0616 0,143 1,058 14,0 19,6
МСН 70 0,0484 0,445 0,624 11,0 15,4
МСН 95 0,0550 0,352 0,806 12,5 17,5
МСН 120 0,0616 0,280 1,111 14,0 19,6
ПБСМ1-70 0,0484 0,555 0,716 0,598 11,0 15,4
ПБСМ1-95 0,0550 0,510 0,659 0,774 12,5 17,5
ПБСА 50/70 0,0613 0,530 0,642 0,650 14,0 19,6
А 35 0,0314 0,784 0,094 7,5 10,0
А 50 0,0377 0,534 0,135 9,0 12,0
А 70 0,0446 0,388 0,189 10,7 14,2
353
Окончание табл. 10.5
1 2 3 4 5 6
А 95 0,0515 0,291 0,252 12,3 16,4
А 120 0,0616 0,232 0,321 14,0 19,6
А 150 0,0693 0,183 0,406 15,8 22,1
А 185 0,0770 0,150 0,502 17,5 24,5
АС 25/4,2 0,0289 1,085 0,100 6,9 9,2
АС 35/6,2 0,0352 0,729 0,148 8,4 11,2
АС 50/8,0 0,0402 0,556 0,195 9,6 12,8
АС 70/11 0,0478 0,395 0,276 11,4 15,2
АС 95/16 0,0565 0,287 0,385 13,5 18,0
АС 95/141 0,0933 0,296 1,357 19,8 29,7
АС 120/19 0,0678 0,230 0,471 15,2 21,6
АС 120/27 0,0691 0,233 0,528 15,4 22,0
АС 150/19 0,0748 0,184 0,554 16,8 23,8
АС 150/24 0,0763 0,183 0,559 17,1 24,3
АС 150/34 0,0785 0,185 0,675 17,5 25,0
АС 185/24 0,0841 0,145 0,705 18,9 26,8
АС 185/43 0,0880 0,145 0,846 19,6 28,0
АС 185/128 0,1089 0,145 1,525 23,1 34,7
ПС-25 0,0275 — 0,194 6,8 8,8
ПС-35 0,0353 — 0,272 7,5 11,2
ПСО-5 0,0157 —— 0,099 5,0 5
БСМ1-4 0,0126 4,600 0,104 4,0 4,0
БСМ2-4 0,0126 4,690 0,104 4,0 4,0
БСМ1-6 0,0188 1,840 0,236 6,0 6,0
Примечания.
1. Числитель — для постоянного тока, знаменатель — среднее значение для
переменного тока.
2. Для переменного тока внутреннее индуктивное сопротивление хвн про-
водов ПБСМ1-70 (МСН 70), ПБСМ1-95 (МСН 95) и ПБСА50/70 (МСН 120)
равно соответственно 0,716, 0,659 и 0,597 Ом/км.
3. Для проводов ПС-25, ПС-35, ПСО-5 сопротивления указаны в табл. 11.7.
4. Значение сопротивления г20 ПРИ температуре 20 °C определяют по фор-
муле г20 = го О+20 Рг), в которой рг принимают по табл. 10.2.
354
В соответствии с ГОСТ-15150 величина интегральной поверхностной
плотности потока энергии солнечного излучения в дневное время прини-
мается равной Е = 1125 Вт/м2. Поскольку периметр поперечного сечения
проводов и тросов отличается от окружности, то в выражениях (10.5) и (10.6)
в качестве эквивалентного диаметра принимают величину D = F/л.
Длительно допустимые токи. Защита от перегрева должна реагиро-
вать с соответствующей выдержкой времени на температуру провода,
когда она превышает допустимое значение. Если температуру провода
измерить не удается, то защита должна реагировать на токи, значения
которых превышают допустимые. В соответствии с [39] и Правилами
устройства и технической эксплуатации контактной сети электрифи-
цированных железных дорог (ПУТЭКС) температура проводов нс дол-
жна превышать указанных в табл. 10.6 величин, которые назовем допу-
стимыми Гдоп Каждая из допустимых температур соответствует опреде-
ленному ограниченному времени ее воздействия. В табл. 10.1 приведены
значения коэффициентов Ц и С2 для формулы (10.3) Ларсона-Милле-
ра, с помощью которой приближенно определяется зависимость между
температурой провода и допустимым временем ее воздействия из усло-
вия недопустимости снижения прочности провода более, чем на 5 %.
Длительно допустимой температурой доп будем называть такую
наибольшую температуру, которую провод может выдерживать неопре-
Таблица 10.6
Тип проводов Допустимая температура проводов, °C, при длительности протекания тока, с
1200 и более 180 60
Медные контактные 95 120 140
Низколегированные контактные ПО ' 130 150
Бронзовые термостойкие контакт- ные 200 400
Бронзовые, сталемедные биметал- лические контактные 120 140 160
Медные многопроволочные 100 120 140
Сталемедные биметаллические многопроволочные 120 140 150
Алюминиевые и сталеалюминие- вые многопроволочные, в том чис- ле биметаллические 90 100 ПО
355
деленно длительное время. В [39] и табл. 10.6 это время определено как
1200 с (20 мин) и более. Температуре Гддоп соответствует при опреде-
ленных условиях ток /д . Этот ток можно найти путем подстановки в
(10.4) выражений (10.5), (10.6) и принятии условий t = Гддоп, т = . Ре-
шая полученное уравнение относительно тока, получим:
ПаТ/ }-EA/n]F
J _ L Р д,доп окр7____________р 1 J _
д,доп “ (1+р t )(1 + р t ) “
V 0v IС д,доп/х *с д,доп7
(10.13)
где а, — результирующий коэффициент теплоотдачи, вычисленный для тем-
пературы 7= 273 + Гд >доп.
Температура окружающей среды и скорость ветра оказывают боль-
шое влияние на значение допустимого тока. Так, например, при темпе-
ратуре окружающей среды +40 °C и скорости ветра 1 м/с провод МФ 100
нагреется до длительно допустимой температуры 95 °C при протекании
тока около 600 А. При той же скорости ветра и температуре +20 °C этот
провод нагреется до температуры 95 °C током 720 А. При наличии ветра
провод хорошо охлаждается. При температуре окружающей среды +40 °C
и относительно слабом ветре со скоростью 5 м/с для нагрева того же
провода до 95 °C потребуется длительное протекание тока 850 А.
Значение тока 7Д доп определяют для наиболее неблагоприятных для
охлаждения проводов климатических условий, в качестве которых прини-
мают /окр = +40 °C и скорость ветра К== 1 м/с [39]. Значения /д доп некото-
рых проводов для этих условий приведены в табл. 10.7 [39]. Если известно
значение длительно допустимого тока /д доп j при температуре окружаю-
щей среды ?окр j, то значение длительно допустимого тока 1Д доп 2 для тем-
пературы окружающей среды 9 можно вычислить по формуле
Jcl(Z -t ~)-Е4 /л
Г4 д,доп окр,27 р z
a(t -t t)-EA /л’
г4 д,доп окр,!7 р'
(10.14)
Контактная сеть состоит из нескольких проводов, соединенных парал-
лельно (несущий трос, контактные провода, усиливающий провод); каж-
дый из них имеет свое значение /д доп (поскольку они не одинаковы). Допу-
стимый ток контактной сети зависит от распределения тока между ее прово-
356
Таблица 10.7
Марка и площадь сечения проводов и тросов (переменный ток) Допустимый длительный ток, А, при износе контактного провода, %
0 15 30
1 2 3 4
МФ-85 540 470 390
МФ-100 600 540 460
МФО-100 660 570 470
НЛФ-100 640 580 490
БрФ-100 700 630 530
ПБСМ-70 350 — —
ПБСМ-95 410 —
ПБСА-50/70 350 — -
М-95 600 —
М-120 650 —
А-35 180 —
А-50 230 —
А-70 320
АС-25 140 —
АС-35 200 —* —
АС-50 260 ' * 11
АС-70 330 —- —
А-95, АС-95 370 — —-
А-120, АС-120 420 —
А-150, АС-150 500
А-185, АС-185 590 — —
1IC-25 50 - 1 —
ПС-35 70 — —
ПБСМ-70+МФ-85 760 670 580
ПБСМ-70+МФ-100 820 750 660
ПБСМ-70+НЛФ-100 880 800 700
ПБСМ-70+МФ-100+А-185 1290 1270 1160
ПБСА-50/70+МФ-100 850 780 680
ПБСА-50/70+НЛФ-100 910 830 730
ПБСА-50/70+МФ-100+А-185 1300 1290 1190
357
Окончание табл. 10.7
1 2 3 4
ПБСМ-70+НЛФ-100 880 800 700
ПБСМ-70+МФ-100+А-185 1290 1270 1160
ПБСА-50/70+МФ-100 850 780 680
ПБСА-50/70+НЛФ-100 910 830 730
ПБСА-50/70+МФ-100+А-185 1300 1290 1190
ПБСМ-95+МФ-100 880 810 710
ПБСМ-95+НЛФ-100 940 860 760
ПБСМ-95+МФ-100+А-185 1310 1300 1220
М-95+МФ-100 1160 1060 930
М-95+НЛФ-100 1230 ИЗО 990
М-95+МФ-100+А-185 1450 1440 1420
Примечание. У контактных подвесок с экранирующими и усиливающими
проводами допустимый ток увеличивается на 20 %.
дами. Назовем коэффициентом распределения тока долю суммарного
тока контактной сети, протекающего в /-м проводе с сопротивлением ц.
Пусть контактная сеть состоит из пучка п параллельно соединенных
проводов. Номер любого провода в общем случае обозначим через у. Оче-
видно, что для конкретных проводов в пучке величина j принимает зна-
чение 1, 2, 3..., п. Выделим из этого пучка какой-либо один конкретный
провод с номером I.
Для переменного тока модуль коэффициента t определяется из
соотношения:
(10.15)
где zz, Zy — сопротивления контуров «/-й провод — земля» и «J-й провод — зем-
ля», Ом/км;
zM—- среднее значение сопротивления взаимоиндукции между всеми конту-
рами «провод — земля» контактной сети, соединенными параллельно, Ом/км.
Для двух проводов формула (10.15) дает точное значение, для трех и
более проводов результаты получаются с некоторым весьма небольшим
приближением.
Значение разности Zy - zm вычисляют по формулам:
D
z.--z=r + jx + у'0,06281л——, (10.16)
—J ~м J внт J '
358
D
сг
2
r Произведение различных возможных расстояний? <7<?-1)
между каждыми двумя (из общего числа q)
параллельно соединенными проводами
(10.17)
контактной сети одного пути
где г, х “ соответственно активное и внутреннее индуктивное сопротивления
в нт
провода, Ом/км;
R — эквивалентный радиус провода, определяемый как площадь F попе-
речного сечения провода, деленная на 2л, м;
2>сг— среднее геометрическое расстояние между параллельно соединенны-
ми проводами, м;
q — число параллельно соединенных проводов контактной сети одного пути.
Сопротивления проводов как для постоянного, так и для перемен-
ного тока можно принимать соответствующими температуре 20 °C. Для
проводов из цветного металла при переменном токе значения г прини-
мают как для постоянного тока, = 0,016 Ом/км. Для биметалличес-
ких проводов значения г и XgHT приведены в табл. 10.5 (при токе 200 А).
Абсолютные значения коэффициентов распределения тока z для
контактной сети переменного тока приведены в табл. 10.8. В этой таб-
лице коэффициенты распределения тока обозначены: для несущего тро-
са — т, для каждого из контактных проводов — к, для каждого из
усиливающих проводов — у, для экранирующего провода — э
Таблица 10,8
Марка проводов контактной сети Шифр схемы Коэффициенты распределения тока по проводам (переменный ток)
*p,r Лр, ^р.у Кр.Э
1 2 3 • 4 5 6
ПБСМ70+МФ100 11 0,307 0,727 —
21 0,307 0,727 **— ——
22 0,304 0,728 —
-1,2 0,310 0,726 — —
ПБСМ70+МФ100-1-А185 11 0,172 0,416 0,433 —
21 0,173 0,415 0,434 —
22 0,160 0,394 0,462 —
-1,2 0,186 0,436 0,405 —
359
Окончание табл. 10.8
1 2 3 4 5 6
ПБСМ70+МФ100+А 185, экр. А185 11 0,162 0,385 0,472 0,364
21 0,164 0,390 0,464 0,317
22 0,150 0,364 0,502 0,440
-1,2 0,179 0,419 0,425 0,191
ПБСМ95+МФ100 11 0,346 0,678 * 11
21 0,345 0,678 —* —
22 0,342 0,680 —
-1,2 0,349 0,676 — —
ПБСМ70+МФ100+А 185 11 0,198 0,379 0,420
21 0,199 0,396 0,421 —
22 0,184 0,378 0,450
-1,2 0,214 0,416 0,390 1 "
ПБСМ95+МФ100+А185, экр. А185 11 0,186 0,367 0,460 0,362
21 0,189 0,373 0,452 0,375
22 0,172 0,348 0,492 0,440
-1,2 0,206 0,400 0,411 0,188
М95+МФ100 11 0,488 0,512 — —
21 0,487 0,513 — —
22 0,482 0,518 —
-1,2 0,494 0-507 ' 1 1
М95+МФ100+А185 11 0,302 0,326 0,373 "
21 0,303 0,324 0,373
22 0,278 0,312 0,410
-1,2 0,328 0-338 0,335 —
М95+МФ100+А185, экр. А185 11 0,284 0,299 0,418 0,356
21 0,289 0,305 0,408 0,307
22 0,262 0,286 0,456 0,436
-1,2 0,317 0,326 0,357 0,175
Примечания'.
1. Шифры схемы соответствуют: 11 — однопутному участку, 21 — двухпут-
ному участку при отсутствии тока в контактной сети смежного пути, 22 —
двухпутному участку при параллельном соединении контактных сетей двух
путей, —1,2 — двухпутному участку при петлевой схеме.
2. Коэффициенты распределения тока наиболее нагреваемых проводов под-
черкнуты.
360
3. В контактной сети ТПУЭ (с усиливающим и экранирующим проводами)
смежного (незагруженного) пути в схеме 21 коэффициент э равен примерно
0,120.
Для контактной сети постоянного тока коэффициенты распределе-
ния тока Ар z находят из соотношения
1 'Д 1
РЗ
где Гр Kj — сопротивления соответственно z-го и/-го проводов, Ом/км;
п — число проводов контактной сети, соединенных параллельно.
Значения коэффициентов распределения Ар т , К? п , у соответ-
ственно для несущего троса, каждого из контактных и каждого из уси-
ливающих проводов для контактной сети постоянного тока приведены
в табл. 10.9, в которой коэффициенты распределения наиболее нагре-
ваемых проводов подчеркнуты.
Таблица 10.9
Марка проводов контактной сети г20, 1О3 Ом/м (Ом/км) Коэффициенты распределения тока по проводам контактной сети (постоянный ток)
^р.у
1 2 3 4 5
ПБСМ70+МФ85 0,1580 0,237 0,763 —
ПБСМ704-МФ100 0,1400 0,205 0,795 —
ПБСА50/70+МФ100 0,1340 0,239 0,761 —
М95+МФ100 0,0916 0,480 0,520
М95+МФ100 (15 % изн.) 0,0983 0,519 0.481 '
М95+МФ100 (30 % изн.) 0,1041 0,568 ' 0,432 —**
М95+МФ100+А185 0,0578 0,303 0,329 0,368
М95+МФ100+2А185 0,0422 0,221 0,241 0,269
М95+МФ100+ЗА185 0,0333 0,175 0,189 0,212
М95+2МФ100 0,0602 0,315 0,342 ———
М95+2МФ100 (15 % изн.) 0,0662 0,350 0,325 "
М95+2МФ100 (30 % изн.) 0,0715 0,396 0,302
М95+2МФ100+А185 0,0435 0,228 0,247 0,278
М95+2МФ100+2А185 0,0341 0,178 0,194 0,217
М95+2МФ100+ЗА185 0,0280 0,147 0,159 0.178
361
Продолжение табл. 10.8
1 2 3 4 5
М120+МФ100 0,0830 0,528 0,472 —
М120+МФ100 (15 % изн.) 0,0880 0,572 0,428 —
М120+МФ100 (30 % изн.) 0,0920 0,621 0,379
М120+2МФ100 0,0570 0,370 0,315
М120+2МФ100 (15 % изн.) 0,0611 0,402 0,299 - —
М120+2МФ100 (30 % изн.) 0,0660 0.450 0,275 —
М120+2МФ100+А185 0,0440 0,286 0,217 0,280
М120+2МФ100+2А185 0,0327 0,212 0,186 0,208
М120+2МФ100+ЗА185 0,0270 0,176 0,154 0,172
М120+НЛОлФ100 0,0840 0,546 0,454
М120+НЛОлФЮ0 (15 % изн.) 0,0893 0,583 0,417
М120+НЛОлФЮ0 (30 % изн.) 0,0939 0,630 0,370 —
М120+2НЛОлФ100 0,0578 0,375 0,312 —
М120+2НЛОлФЮ0 (15 % изн.) 0,0629 0,411 0,294
М120+2НЛОлФЮ0 (30 % изн.) 0,0675 0,460 0,270 —
М120+2НЛОлФ 100+А185 0,0422 0,274 0,228 0,270
М120+2НЛОлФ 100+2 А185 0,0333 0,216 0,180 0,212
М120+2НЛОлФ 100+3 А185 0,0275 0,178 0,147 0,176
М120+2МФ120 0,0498 0,324 0,338
М120+2МФ120 (15 % изн.) 0,0546 0,359 0,321 1
М120+2МФ120 (30 % изн.) 0,0590 0,404 0,278 —
М120+2МФ120+А185 0,0378 0,245 0,257 0,241
М120+2МФ120+2А185 0,0305 0,198 0,207 0,194
М120+2МФ120+ЗА185 0,0255 0,166 0,173 0,162
М120+2НЛОлФ120 0,0513 0,334 0,333 —
М120+2НЛОлФ120 (15 % изн.) 0,0562 0,369 0,315 —
М120+2НЛОлФ120 (30 % изн.) 0,0607 0,416 0,292
М120+2НЛОлФ 120+А185 0,0387 0,251 0,251 0,246
М120+2Н ЛО лФ 120+2 А18 5 0,0310 0,202 0,201 0,197
М120+2НЛОлФ120+ЗА185 0,0259 0,168 0,169 0.165
М120+МФ150 0,0665 0,432 0,568 —
М120+МФ150 (15 % изн.) 0,0718 0,470 0,530 —
М120+МФ150 (30 % изн.) 0,0765 0,519 0,481 —
362
Окончание табл. 10.8
1 2 3 4 5
М120+МФ150+А185 0,0467 0,303 0,399 0,298
М120+МФ150+2А185 0,0360 0,234 0,308 0,229
М120+МФ150+ЗА185 0,0293 0,190 0,250 0,187
М120+2БрФ100 0,0633 0,410 0,295 —— —
М120+2БрФ100 (15 % изн.) 0,0685 0,450 0,275
М120+2БрФ100 (30 % изн.) 0,0733 0,498 0,251 —
М120+2БрФ100+А185 0,0451 0,293 0,210 0,287
М120+2БрФ100+2А185 0,0350 0,228 0,163 0,223
М120+2БрФ100+ЗА185 0,0286 0,186 0,134 0,182
Если по у-му проводу контактной сети проходит ток то суммарный
ток /кс всех проводов контактной сети, соединенных параллельно, равен:
I
КС
(10.18)
Допустимое значение тока контактной сети
- д>доп>н
кс, доп
р,н
(10.19)
где / доп н — длительно допустимое значение тока наиболее нагреваемого про-
вода контактной сети;
Лр Н — коэффициент распределения тока для наиболее нагреваемого про-
вода контактной сети.
Наиболее нагреваемый провод определяют следующим образом. За-
даются каким-либо значением тока контактной сети /кс и вычисляют
значение тока в каждом у-м проводе на основании формулы (10.18): Ij —
— ApjZKC. По полученным значениям токов Ij вычисляют температуру
каждого у-го провода по формулам (10.4), (10.5) и (10.6) для установив-
шегося режима (т — оо). в целях упрощения в данном случае можно при-
нять Z0Kp = 0 °C. Тогда температуру у-го провода можно определять по
приближенной формуле
В _ Л2,0
A OCnJ’-/2rp
0 j О^г/С
(10.20)
363
Коэффициент теплоотдачи при /окр = О °C равен а0 = ак+ ал0. Зна-
чение ак вычисляют по формулам (10.8)—(10.11) при И== 1 м/с, значе-
ние ало принимают по табл. 10.4. Провод, температура которого оказы-
вается наибольшей, и является наиболее нагреваемым. Его значения
7Д доп ни н используются в формуле (10.19) для вычисления длительно
допустимого тока контактной сети для расчетных климатических усло-
вий, которые соответствуют температуре окружающей среды +40 °C и
скорости ветра 1 м/с.
При профилактическом подогреве проводов и плавке гололеда длитель-
но допустимый ток наиболее нагреваемого провода доп вычисляют по
формуле (10.13), в которой солнечную радиацию не учитывают (Е = 0).
Значение этого тока для разных температур окружающей среды гокр раз-
лично. Наименьшее значение длительно допустимого тока в этих режи-
мах соответствует гокр = 0 °C. Коэффициент теплоотдачи а, = а*. + алз.
Составляющую вычисляют по формулам (10.8)—(10.11) для разных
значений скорости ветра в соответствии с ПУЭ. Составляющую ап„ при-
нимают по табл. 10.4. Зависимости допустимых токов /д доп = /max(Q)
для некоторых проводов при температуре /окр = 0 °C приведены на
рис. 10.5 и 10.6.
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
900
800
700
600
500
7—МФ-150;
2 — МФ-150 с износом 15 %;
3 —МФ-120;
4 — МФ-100, МФ-120сизн. 15 %,
МФ-150сизн. 30%;
— МФ-85, МФ-100 с изн. 15 %,
МФ-120 с изн. 30 %;
6 — МФ-100 с изн. 30 %
0 123456789 10 И, м/с
Рис. 10.5. Значения максимальных длительно допустимых токов проводов
марки МФ в зависимости от скорости ветра при /окр = 0 °C
364
О 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 К, М/с
Рис. 10.6. Значения максимальных длительно допустимых токов в зависимости
от скорости ветра при /окр == 0 °C для марок проводов:
а — М; б— ПБСМ и МСН (* - для переменного тока); в — А и АС; г — ПС и ПСО
Для температуры окружающей среды /окр, отличающейся от Z0Kp = 0 °C,
пересчет допустимых токов провода осуществляется по формуле
- / — j д,доп окр
д,доп ” max(r) — Jmax(0)il
У Д,ДОП
(10.21)
где /max(Z) — допустимый ток провода при температуре окружающей среды /окр
ниже 0 °C.
365
Длительно допустимый ток контактной сети в этих режимах вычис-
ляют по формуле (10.19).
Пример 10.1. Определить значение допустимого тока /д доп для контак-
тной сети ПБСМ95+МФ100 при скорости ветра И= 5 м/с и температуре
окружающей среды ?окр = —5 °C.
По табл. 10.8 определяем, что наиболее нагреваемым проводом в такой
подвеске является контактный провод МФ 100 с коэффициентом распре-
деления тока Хр К = 0,678. По рис. 10.5 определяем, что для провода МФ100
при скорости ветра 5 м/с значение допустимого тока /гаах(0) = ШОА.
По табл. 10.6 находим значение длительно (1200 с и более) допустимой
температуры медного контактного провода /д доп = 95 °C.
По формуле (10.21) определяем значение допустимого тока провода
МФ 100 при температуре окружающей среды гокр = —5 °C:
I = I ... /?д,доп *окр- = 11 loJ95 ( 5) = 1140
д,доп тах(0)1 t V 95
II д,доп
По формуле (10.19) вычисляем значение длительно допустимого тока
контактной сети:
I
КС, доп
I
д,доп,н
1400
0,678
= 2060 А.
Допустимое время протекания больших значений токов нагрузки. Под
большими значениями токов нагрузки будем понимать токи, значения
которых выше длительно допустимого тока /д доп для данного провода.
При воздействии на провод постоянной абсолютной температуры Т в
течение времени т он может быть разрушен, если т > тр , где тр — вре-
мя до разрушения металла, определяемое формулой (10.3). Наибольшее
значение времени т, при котором еще не произойдет разрушение, оче-
видно равно ттах = кзтр, где к3— коэффициент запаса (от 0,8 до 0,9).
Это равенство можно записать в виде условия срабатывания защиты:
т
max
Если значение тока в проводе изменяется, то изменяется и его тем-
пература. Следовательно, изменяется и значение тр . Если для момента
времени т температура провода была Г., то значение тр т для этого
момента времени определяется подстановкой Т в формулу (10.3). По-
366
этому при изменяющейся во времени температуре условие срабатыва-
ния (10.22) примет вид:
— > к
(10.23)
При расчетах на ЭВМ удобно интегрирование заменить процессом
суммирования. Поскольку постоянная времени нагревания проводов,
используемых в контактной сети, составляет от 4 до 10 мин, то в том слу-
чае, если производить вычисления, например, через каждые 10 с, в ин-
тервале между каждыми двумя измерениями температуру провода мож-
но принять постоянной. В этом случае вместо формулы (10.23) получим:
(10.24)
/=1 p,z
где Дт. — длительность /-го интервала времени между двумя моментами вы-
числения температуры Т, с;
тр,г ““ время до разрушения металла при температуре Т С;
п — минимальное число интервалов времени Ас., при котором выполняет-
ся условие (10.24).
При вычислении на ЭВМ удобно интервалы Ат. принять одинако-
выми (Ат. = Ат) , Подставив в (10.24) выражение (10.3) и имея в виду,
что Т. = 273 +rz получим условие срабатывания защиты:
(10.25)
Задавшись климатическими условиями (/окр, V), для каждой вели-
чины тока / вычисляют значения А и В по формулам (10.5) и (10.6) и
температуру ^в z-м интервале по формуле (10.4). В качестве начального
значения для первого интервала принимают ?нач = 0, для всех последу-
ющих интервалов Гнач i — , т. е. начальная температура в Z-м интерва-
ле равна конечной температуре в предыдущем /—1 интервале. Получен-
ные температуры ti подставляют в выражение (10.25). Суммирование
осуществляют для такого наименьшего числа интервалов л, при кото-
ром выполняется условие (10.25). Допустимое время протекания по про-
воду больших значений токов нагрузки равно:
(10.26)
367
10.3. Методы контроля нагрева проводов
Методы контроля нагрева проводов могут быть прямыми и косвен-
ными.
Прямой контроль основан на непосредственном измерении темпе-
ратуры с помощью различного рода датчиков температуры, установлен-
ных на проводе. На рис. 10.7 приведена структурная схема устройства
непосредственного контроля температуры провода, которое содержит
датчик температуры ДТ; преобразователь ПТ сигнала датчика в какую-
либо физическую величину (ток, напряжение, свет, радиоволны, ульт-
развук); источник питания ИП; устройство потенциальной развязки ПР,
которое служит для электрической изоляции частей, находящихся под
высоким напряжением, от низковольтных частей; демодулятор Д, осуще-
ствляющий преобразование физической величины, несущей информа-
цию о температуре провода, в пропорциональный электрический сиг-
нал (ток, напряжение); логический блок Л Б и выходной орган релей-
ной защиты ВО. Датчик температуры ДТ, преобразователь ПТ и
источник питания ИП находятся под потенциалом контактной сети; де-
модулятор Д, логический блок ЛБ и выходной орган ВО относятся к
низковольтной части устройства.
Электрический сигнал на выходе демодулятора Д пропорционален
температуре провода. При достижении температурой длительно допус-
тимого (или несколько меньшего) значения на выходе 1 логического
блока ЛБ появляется сигнал, поступающий в систему телесигнализа-
ции ТС и через нее к энергодиспетчеру. Если температура продолжает
возрастать, то спустя некоторое время на выходе 2 блока ЛБ появляется
сигнал, который через выходной орган защиты ВО отключает выключа-
тель фидера. Очевидно, что чем больше превышение температуры отно-
Рис. 10.7. Структурная схема устройства
непосредственного контроля температуры
сительно длительно допустимо-
го значения, тем меньше долж-
на быть выдержка времени.
Преобразователь ПТ может
быть выполнен так, что его вы-
ходной сигнал имеет вид пере-
менного тока (напряжения),
амплитуда которого (при неиз-
менной частоте) или частота
(при неизменной амплитуде)
368
пропорциональна температуре провода. В этом случае устройство по-
тенциальной развязки ПР выполняется в виде высоковольтного транс-
форматора. Выходной сигнал ПТ может иметь вид импульсов света,
частота которых или скважность зависят от уровня сигнала датчика ДТ,
т.е. от температуры провода. В этом случае в качестве потенциальной
развязки ПР используется световод. Возможно применение таких кон-
струкций ПТ, у которых выходной сигнал образуется радио- или ульт-
ракороткими волнами. В этом случае в качестве потенциальной развяз-
ки используется воздушный промежуток между ПТ и демодулятором
Д, устанавливаемый на заземленной опоре.
Всем устройствам непосредственного контроля свойственен весьма
существенный недостаток, заключающийся в сложности технического
обслуживания той части, которая находится под высоким напряжени-
ем, особенно это относится к источнику питания ИП.
Косвенный контроль. Устройства, основанные на косвенном контро-
ле нагрева проводов, отличаются многообразием как используемых
принципов, так и применяемых технических средств. Они основаны не
на измерении температуры контролируемого объекта, а на измерении
каких-либо других признаков, тем или иным образом связанных с этой
температурой. К косвенным признакам, характеризующим температу-
ру нагрева проводов, может быть отнесено их удлинение Ы при нагре-
ве, описываемое формулой (10.1).
Измерять удлинение проводов, находящихся под высоким напряже-
нием, неудобно, поэтому о нем судят по перемещению грузов компенса-
торов в анкерном пролете. Так, контактный провод (оСу =17- 10“6 1/°С)
полукомпенсированной подвески с двухблочным компенсатором (р = 2)
на анкерном участке длиной 1200 м при изменении температуры от 0 до
90 °C вызовет перемещение грузов компенсатора примерно на 1,8 м,
т.е. 20 мм на каждый градус. Установив в определенном месте анкерной
опоры, например, концевой выключатель, связанный с грузом, можно
таким образом получить сигнал о достижении температуры провода
натурной модели (реального участка) заданного значения. В реальных
условиях, однако, прямой зависимости между перемещением грузов и
температурой провода не наблюдается из-за влияния струнок на пере-
мещение провода, выдувания ветром проводов в пролете, раскачива-
ния грузов, возможного заклинивания роликов компенсатора и др. Из-
за низкой точности и недостаточной надежности устройства контроля
подобного вида распространения не получили.
369
Рис. 10.8. Структурная схема устройства
косвенного контроля с эталонным
проводом
Устройства контроля, осно-
ванные на принципах физичес-
кого моделирования, использу-
ют различного вида эталонные
провода или их аналоги. Струк-
турная схема устройства кос-
венного контроля с эталонным
проводом (рис. 10.8) содержит
усилитель У, вход которого под-
ключен к трансформатору тока
фидера ТА; эталонный провод ЭП, подключенный к выходу усилителя
У; датчик температуры ДТ, размещенный на проводе ЭП; преобразова-
тель ПТ сигнала датчика температуры в электрическую величину; логи-
ческий блок Л Б и выходной орган защиты ВО. На участках постоянного
тока усилитель У должен быть подключен, очевидно, не к трансформа-
тору тока, а к шунту через устройство потенциальной развязки.
В простейшем виде в качестве эталонного провода ЭП применяют от-
резок (или петлю) такого же провода, который используется в контактной
сети и является наиболее нагреваемым. Важно, чтобы состояние поверх-
ности эталонного провода было аналогичным состоянию поверхности про-
вода в реальной контактной сети, т. е. окисленным. Эталонный провод ЭП
размещается в таких же атмосферных условиях, что и контактная сеть,
например, на крыше тяговой подстанции, Усилитель У обеспечивает
протекание в проводе ЭП такого же по величине тока, как в наиболее
нагреваемом проводе контактной сети, а датчик ДТ измеряет темпера-
туру ЭП. Назначение блоков ПТ, ЛБ и ВО такое же, как на рис. 10.7.
Если условия подобия проводов ЭП и контактной сети, а также кли-
матических условий (температура окружающей среды, скорость ветра,
солнечная радиация, влажность воздуха) для них достаточно соблюде-
ны, то температура эталонного провода ЭП и реального провода кон-
тактной сети будет практически одинаковой. Это позволяет заменить
измерение температуры провода, находящегося под высоким напряже-
нием, на измерение температуры эталонного провода, в котором про-
текает такой же ток низкого напряжения, что резко упрощает конст-
рукцию. В качестве недостатка можно отметить применение нестандар-
тных узлов (У, ЭП), которые на различных зонах, а тем более дорогах,
электрифицированных на постоянном и переменном токе, должны быть
разными по конструкции.
370
Токовая защита по предельным состояниям контролирует только один
признак — ток и в зависимости от его значения формирует выдержку
времени. Чем больше значение тока, тем меньше выдержка времени.
Под предельным состоянием понимают наибольшую выдержку вре-
мени, при которой провод не будет разрушен (при протекании тока выше
длительно допустимого значения) при наивысшей температуре окру-
жающей среды и наименьшей скорости ветра. Три фактора (длительно
допустимый ток, наивысшая температура окружающей среды, наимень-
шая скорость ветра) из перечисленных определяются нормативами [39].
В частности, значения длительно допустимого тока находят при наи-
высшей температуре /окр = +40 °C и скорости ветра V= 1 м/с. Кроме
того, этими же нормативами для трех значений токов определены до-
пустимые выдержки времени: 20 мин и более, 3 мин, 1 мин.
Допустимые выдержки времени при этих условиях для всех других зна-
чений токов, превышающих длительно допустимые, могут быть вычисле-
ны по формулам (10.25) и (10.26). На основании этих данных может быть
построена зависимость т = /(Z), которая и определяет допустимую выдер-
жку времени для каждого из значений токов. В качестве примера приведены
такие зависимости для контактной сети постоянного тока (рис. 10.9, а),
состоящей из проводов М120+2МФ100+А185 и контактной сети перемен-
ного тока (рис. 10.9, б), состоящей из проводов ПБСМ95+МФ100, для тем-
ператур окружающей среды +40 °C и +5 °C при скорости ветра 1 м/с.
Рис. 10.9. Времятоковые характеристики нагрева проводов
371
Наиболее просто реализовать защиту, если кривые т = /(/) заменить
ступенчатыми линиями, как показано на рис. 10.9 пунктиром. Разне-
сенная схема защиты для этого случая приведена на рис. 10.10. К транс-
форматору тока ТА фидера подключаются реле тока KAI, КА2,..., КАл,
число которых равно числу ступеней, аппроксимирующих зависимость
т = /(/). Последовательно с контактами каждого из реле KAz включе-
но свое реле времени KTz, число которых равно числу реле тока. Каж-
дое из реле тока настраивается на срабатывание своей ступени характе-
ристики т = /(/), показанной на рис. 10.9. Реле времени КТ, которое
включается в работу данным реле тока, настраивается на выдержку вре-
мени той же ступени.
Главным недостатком такой защиты является то, что процесс охлаж-
дения провода не учитывается, из-за чего выдержка времени может ока-
заться больше допустимой. Такое явление может возникнуть, если вык-
лючатель отключает контактную сеть из-за перегрузки при предельно
допустимой температуре провода. Времятоковые характеристики,
приведенные на рис. 10.9, основаны на предположении, что нагрева-
ние провода начинается от длительно допустимой температуры. В дан-
ном же случае отключенный провод нагрет до предельной температу-
ры. Если произойдет включение выключателя с помощью АПВ, и на-
Рис. 10.10. Схема ступенчатой защиты от перегрева проводов
372
грузка осталась прежней, то выключатель должен был бы отключиться
сразу, поскольку за время действия АПВ (секунды) провод, имея боль-
шую постоянную времени (минуты), охладиться не успеет. Защита же
после АПВ будет работать с теми же выдержками времени считая, что
провод нагрет не более, чем до длительно допустимой температуры.
Защита не учитывает изменение скорости ветра и температуры ок-
ружающей среды. Последний недостаток можно частично ослабить, если
в зимний период изменять уставки реле тока так, чтобы ступенчатая
линия (см. рис. 10.9) подошла ближе к времятоковой характеристике,
построенной для температуры окружающей среды +5 °C. Защита нс мо-
жет контролировать температуру провода, при которой грузы темпера-
турного компенсатора достигают земли или при которой фиксатор по-
ворачивается на угол больше допустимого.
Разработаны также устройства контроля, использующие принцип
математического моделирования и основанные на решении уравнений
(10.4) или дифференциального уравнения нагревания провода
ЕА D
р э
с0«
О - Р с
где 0 = Г - гокр.
Упрощенная структурная схема такого устройства (рис. 10.11) содер-
жит линейный преобразователь тока ПТ, датчик температуры окружа-
ющей среды ДТ и скорости ветра ДВ, вычислительный комплекс ВК и
выходной орган ВО. На участ-
ках постоянного тока подклю-
чение устройства осуществля-
ется, как и в предыдущих слу-
чаях, не к трансформатору тока
ТА, а к шунту. Алгоритм конт-
роля предусматривает вычис-
ление температуры провода для
каждого текущего значения то-
ка (или его отсутствия) при дан-
ных о температуре окружаю-
щей среды и скорости ветра.
10.11. Структурная схема устройства
контроля нагрева провода с вычисли-
тельным комплексом
373
Иными словами, получая информацию о токе I, температуре окружаю-
щей среды гокр и скорости ветра V, комплекс ВК постоянно вычисляет
текущее значение температуры наиболее нагреваемого провода.
Погрешности этого метода связаны со степенью точности получения
исходных данных и самой математической модели. Например, скорость
ветра на отдельных участках контактной сети может отличаться от той,
которую измеряет датчик, установленный на тяговой подстанции. Неточ-
ность может быть допущена при вычислении коэффициента теплоотдачи
из-за приближенной оценки степени черноты провода и т.п. Тем не менее,
из косвенных этот метод является наиболее универсальным и точным.
10.4. Общие требования к защите от перегрузки
Защита должна использоваться на фидерах тяговых подстанций как
основная при нормальных утяжеленных (без короткого замыкания) ре-
жимах работы контактной сети, сопровождающихся недопустимо боль-
шими токами, а также как резервная при коротких замыканиях. Защита
может выполняться в двух видах: как термическая отсечка без выдерж-
ки времени и как максимальная по условиям термической стойкости с
зависимой выдержкой времени.
Термическая отсечка должна предотвратить недопустимое уд линение
контактных проводов по конструктивным параметрам, ограниченное,
как правило, максимально возможными перемещениями фиксаторов и
грузов температурных компенсаторов.
Максимальная термическая защита по условиям термической стой-
кости должна предотвращать отжиг проводов контактной сети.
Источниками первичной информации для термической защиты мо-
гут быть:
• датчик температуры контролируемого провода;
• датчики тока фидера, скорости ветра и температуры окружающей
среды.
Защита, контролирующая термическое состояние контактной сети по
току, скорости ветра и температуре окружающей среды, должна содержать
вычислительный модуль, который осуществляет непрерывное или с ин-
тервалами не более 10 с вычисление температуры наиболее нагреваемого
провода с учетом дополнительного нагрева за счет солнечной радиации.
Интегральная поверхностная плотность потока энергии солнечного излу-
чения принимается при этом равной 1125 Вт/м2.
374
Допускается контролировать термическое состояние контактной
сети по значению тока фидера и температуре окружающей среды при
условии, что расчетная температура провода вычисляется защитой при
скорости ветра 1 м/с.
Допускается также контролировать термическое состояние контактной
сети только по величине тока при выполнении следующих требований:
• расчетная скорость ветра 1 м/с;
• расчетная температура окружающей среды в летний период +40 °C,
в зимний период +5 °C;
• при повторных перегрузках время срабатывания должно быть со-
кращено на величину, зависящую от продолжительности паузы между
перегрузками;
• защита после срабатывания должна запрещать автоматическое по-
вторное включение фидера на время, необходимое для снижения тем-
пературы провода до длительно допустимой величины.
Уставка по температуре /у термической отсечки, предотвращающей
недопустимое удлинение проводов, выбирается по условию:
t < к t ,
у з max ’
(10.27)
где /тах — наибольшая допустимая температура, °C;
к3 — коэффициент запаса, принимаемый равным 0,85—0,9.
Максимальная допустимая температура определяется как наимень-
шая из условий (10.1) и (10.2), которые в данном случае имеют вид:
АЛ
= t । Ф,гпах
max min а j
У аф
(10.28)
(10.29)
max min п1
Uy^ar
где Д/ф тах — наибольшее допустимое перемещение фиксатора вдоль пути от
крайнего положения, соответствующего минимальной расчетной температуре rmin,
м;
h — наибольшая высота перемещения (опускания) грузов компенсатора от
крайнего верхнего положения, соответствующего минимальной расчетной темпе-
ратуре 4^, м;
/аф, Zar, — расстояния от средней анкеровки соответственно до первого фик-
сатора и до груза в первом анкерном пролете головного участка, м;
р — коэффициент передачи устройства температурной компенсации;
а
у
— коэффициент теплового удлинения провода, °C.
375
Значение А/ф max и А/л тах принимают в соответствии с конструкцией
контактной сети и Правилами устройства и технической эксплуатации
контактной сети электрифицированных железных дорог. Для медных,
низколегированных и бронзовых проводов принимают а = 17-10“^ 1/°С,
для биметаллических а = 13-10“6 1/°С. Коэффициенты передачи темпе-
ратурных компенсаторов принимают равными: для двухблочного р — 2,
трехблочного р = 4, барабанного или блочно-полиспастного р == 3.
Принятое значение уставки ty не должно превышать величин, ука-
занных в табл. 10.5 для времени 1200 с и более.
Если значение /у, вычисленное по формуле (10.27), превышает допу-
стимую температуру, указанную в табл. 10.5 для времени 1200 с и более,
следует применять вместо термической отсечки максимальную защиту
по условиям термической стойкости.
Отжиг проводов возникает тогда, когда продолжительность воздей-
ствия данного значения высокой температуры превышает определенный
интервал времени. Отключать фидер через время, значительно меньшее
этого допустимого интервала, не следует, поскольку нагрузка, а, следова-
тельно, и температура провода могут за это время уменьшиться. В зави-
симости от значения температуры провода защита должна автоматичес-
ки устанавливать такую наибольшую выдержку времени, при которой
отжига проводов не произойдет. При изменяющейся нагрузке, а следо-
вательно, и температуре, выдержка времени по условиям термической
стойкости должна также автоматически изменяться. При этом условие
срабатывания максимальной защиты по термической стойкости, осуще-
ствляющей непрерывное измерение (или вычисление) температуры кон-
тролируемого провода, должно описываться выражением (10.25) при к3,
равном 0,85—0,9, в котором — температура контролируемого провода в
z-м интервале времени, °C; п — число интервалов времени, следующих
друг за другом от момента запуска защиты до се срабатывания; Q , С2 —
коэффициенты, значения которых приведены в табл. 10.1.
Максимальная защита по термической стойкости должна быть обо-
рудована пусковым органом, который разрешает работу защиты с того
момента, как температура контролируемого провода достигнет величи-
ны, указанной в табл. 10.5 для времени 1200 с и более, и запрещает ра-
боту защиты с того момента, когда температура нагретого провода ста-
нет ниже той же величины.
В том случае, если температура провода t определяется с помощью
средств вычислительной техники, то ее вычисление должно производитъ-
376
ся по формулам (10.4), (10.5), (10.6) на основании следующего алгоритма:
— вычислительный комплекс включается в работу после срабаты-
вания пускового органа и через равные промежутки времени Дт < 10 с
производит измерение тока фидера контактной сети /кс, скорости ветра
V и температуры окружающей среды /окр , где i — номер промежутка
времени длительностью Дт, начиная от момента включения комплек-
са в работу;
— для каждого z-го промежутка времени Дт определяется ток /наи-
более нагретого провода по формуле 7 = 7КС/А^; составляющие otK z и
ал коэффициента теплоотдачи определяются по формулам (10.8)—
(16.12), а также вычисляется их сумма а,- = ак z + ал z;
— для каждого f-го промежутка времени длительностью Дт вычисля-
ют коэффициенты Ai и по формулам (10.5) и (10.6) и определяется
перегрев провода 0,в этом промежутке времени по формуле, °C:
0Z = Bi Дт 4 0Z_! (1 — Ai Дт),
(10.30)
где Oj-q — перегрев провода в предыдущем z—1 промежутке времени, °C.
Выражение (10.30) получено из формулы (10.4), в которой для Дт < 10 с
имеет место условие АЛт « 1. При этом условии с высокой точностью
выполняется соотношение ехр(—ЛДт) = 1 — АЛт;
— определяют температуру наиболее нагреваемого провода в /-м про-
межутке времени Дт по формуле Zz = 0, + /окр;
— вычисляют время тп . до разрушения провода при температуре л- по
формуле
( С1
т . = ехр С_------!— , (10.31)
p,z н 2 273 +1 [ '
\ i /
которая получена из выражения (10.3);
— значения тр z, полученные в каждом из следующих друг за другом
интервалов времени Дт, все время суммируются, а полученная сумма
каждый раз сравнивается со значением к3/Дт, в котором коэффициент
запаса к3 принимают равным 0,85—0,90, при этом проверяется условие
(10.25), которое в данном случае имеет вид:
п
I
/=1
к
> _А
p’z Дт
(10.32)
Термическая отсечка, уставка которой гу выбирается на основании
выражения (10.27), подает команду на отключение выключателя в тот
377
момент, когда в z-м промежутке времени Ат выполняется условие > t?.
При этом в качестве расчетного провода, для которого осуществляются
все вычисления, принимают контактный провод.
Максимальная термическая защита (максимальная защита по тер-
мической стойкости или защита от отжита), уставка которой выбирает-
ся на основании выражения (10.25), подает команду на отключение
выключателя в тот момент, когда в /-м промежутке времени Ат выпол-
няется условие (10.32). При этом в качестве расчетного принимают наи-
более нагреваемый провод контактной сети.
Защиту от отжига наиболее нагреваемого провода допускается вы-
полнять в виде реле тока с обратнозависимой степенной времятоковой
характеристикой (см. рис. 10.9), рассчитанной на скорость ветра 1 м/с
и предельное значение положительной температуры окружающей сре-
ды в соответствии с [39]. Пересчет тока провода на ток фидера осуще-
ствляется по формуле (10.18), в которой доля тока в расчетном (наи-
более нагреваемом) проводе принимается по табл. 10.8 или 10.9.
Допускается использовать защиту с времятоковой характеристикой,
которая описывается выражением:
т <-------, [(tf I )« > Z)], (10.33)
у (Кр1ф^-в рф
где ту — уставка защиты (выдержка времени), с;
— ток фидера, А;
Ар — доля тока фидера в расчетном проводе, определяемая по формулам
(10.15) и (10.15') или по табл. 10.8 и 10.9;
D, Н, q — постоянные величины, значение которых для провода МФ 100
приведено в табл. 10.10.
Таблица 10.10
Сезон Величины коэффициентовDnH для значений
7=1 7 = 2
D н D н
Лето 515 37 000 25-Ю4 63-1 о6
Зима 655 41 000 25104 63-106
Защита должна быть оборудована пусковым органом, который раз-
решает ее работу с момента, когда ток контактного провода МФ 100 пре-
высит значение D. Для провода МФ 100 это значение равно 520 А в лет-
378
ний период и 660 А в зимний период. Пересчет этих значений токов на
ток фидера осуществляется по формуле (10.18) с использованием дан-
ных табл. 10.8 и 10.9. Не допускается мгновенный сброс защиты в пер-
воначальное положение, так как при этом не будет учитываться про-
цесс охлаждения провода при появлении повторных перегрузок.
При повторных перегрузках выдержка времени защиты должна быть
автоматически сокращена на величину 8, учитывающую скорость ох-
лаждения провода между перегрузками. Допускается принимать:
у
(10.34)
8 = 0, [т > т 1,
’ 1 oxJ ’
где т — интервал времени между перегрузками, с;
тп — фактическая длительность предыдущей перегрузки, с;
тох — интервал времени, необходимый для охлаждения нагретого преды-
дущей перегрузкой провода до длительно допустимой температуры, с.
Для контактных проводов сечением 100 мм2 и проводов марок
ПБСМ95, ПБСА50/70, М120, А185 для расчетных летних условий мож-
но принимать тох = 160 с.
После отключения фидера защитой от отжига, выполненной в виде
реле тока с обратнозависимой времятоковой характеристикой, повтор-
ное включение должно блокироваться (запрещаться) на время охлаж-
дения провода до длительно допустимой температуры.
Глава 1L ЗАЩИТА ЭЛЕМЕНТОВ ТЯГОВЫХ
ПОДСТАНЦИЙ
11.1. Особенности защиты трансформаторов
Понижающие трансформаторы с первичным напряжением 110—220 кВ
со стороны обмотки высшего напряжения оборудуют следующими ви-
дами защит: дифференциальной и газовой — от внутренних поврежде-
ний, максимальной токовой с блокировкой по напряжению — от вне-
шних коротких замыканий, максимальной токовой с выдержкой време-
ни — от перегрузок. Кроме того устанавливают специальные защиты —
от застревания механизма регулятора напряжения под нагрузкой и тем-
пературную (от перегрева) с автоматическим включением дутьевого ис-
кусственного охлаждения. Сигнал о превышении температуры подает-
ся при нагреве масла до 75—80 °C. При температуре масла выше 55 °C
независимо от нагрузки включается дутьевое охлаждение. Когда ток
трансформатора достигает 0,7 номинального, независимо от темпера-
туры масла также включается дутьевое охлаждение.
Газовая защита (см. и. 7.3) выполняется двухступенчатой. Ее первая
ступень действует на сигнал, вторая — на отключение трансформатора
со стороны всех обмоток.
Дифференциальная защита выполняется с отстройкой от бросков тока
намагничивания по схемам, приведенным в п. 7.4. Ток срабатывания
вычисляют по формулам (7.4), (7.5).
Коэффициент чувствительности проверяется по формуле (4.9) по
току КЗ на вводах первичной обмотки. Он должен быть не менее 2. Диф-
ференциальная защита выполняется без выдержки времени и действу-
ет на отключение выключателей со стороны всех обмоток.
Максимальная токовая защита со стороны обмотки высшего напряже-
ния выполняется в трехрелейном исполнении (см. п. 7.2) и действует на
отключение выключателей со стороны всех обмоток. Уставки защиты
выбираются по условию (4.7). Чувствительность проверяется по двухфаз-
ному КЗ на выводах обмоток среднего и низшего напряжений по форму-
380
ле (4.9). Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1.5, При
необходимости такая защита выполняется с комбинированным пуском.
Параметры ее срабатывания вычисляют по формулам (7.2), (7.3). Вы-
держку времени выбирают на одну ступень больше, чем у защиты вто-
ричных обмоток.
Максимальная токовая защита от перегрузки выполняется в одноре-
лейном исполнении в одной фазе со стороны обмотки высшего напря-
жения. Ток срабатывания вычисляют по формуле (4.7) при к3 “1,05.
Выдержку времени принимают 9 с.
Максимальная токовая защита от перегрева масла, действующая на
включение обдува трансформатора, выполняется так же одним реле в
одной фазе со стороны обмотки высшего напряжения. Ее уставку вы-
бирают по условию:
к
= —0,7/
сз % ’ т,ном ’
в
где /т ном — номинальный ток трансформатора, приведенный к напряжению
той обмотки, на стороне которой установлена защита. Значения коэффициен-
тов запаса к3 и возврата кв принимают в соответствии с п. 1.3.
На выводах обмотки среднего и низшего напряжений понижаю-
щего трансформатора устанавливаются высоковольтные выключате-
ли с релейной защитой. Поскольку эти выключатели одновременно
являются выключателями вводов напряжений 27,5; 35 или 10 кВ на
шины соответствующих распределительных устройств (РУ), то за
ними закрепились два названия: выключатели выводов обмоток по-
нижающего трансформатора или выключатели вводов РУ соответ-
ствующего напряжения.
На стороне обмотки 27,5 кВ понижающего трансформатора, т.е.
на выключателе ввода РУ-27,5 кВ, устанавливается максимальная то-
ковая защита с выдержкой времени в двухрелейном исполнении с
комбинированным пуском по напряжению. Эта защита реагирует на
все КЗ на шинах 27,5 кВ и, кроме того, резервирует защиты присое-
динений 27,5 кВ (фидеры контактной сети, линий ДПР и др.). Жела-
тельна установка второй ступени в виде дистанционной защиты, ко-
торая может более эффективно резервировать защиты фидеров кон-
тактной сети.
Уставка максимальной токовой защиты /у должна отвечать ус-
ловию:
381
5 к IO3 O.95Z7
Т 3 < Т <- * н
к - у>мтз " Z к ’
НВ п ч
(П.2)
где 5Т — номинальная мощность тяговой обмотки понижающего трансформа-
тора, кВ А;
номинальное напряжение этой обмотки, В;
Zn — сопротивление подстанции в режиме минимума энергосистемы.
Коэффициенты запаса, возврата и чувствительности принимают рав-
ными: к3 = 1,15—1,25, /св = 0,85, = 1,5.
Дистанционную защиту устанавливают в фазах А и В, Ее уставку вы-
бирают по условию:
у,ДЗ у, ДЗЗ 1 "Г
(И.З)
где 2^дзз — наибольшая уставка второй или третьей ступени дистанционной
защиты фидера контактной сети, подключенного к данной фазе.
На однопутном участке принимают 1, на многопутных участках
«I = п — 1, где п — число фидеров контактной сети, находящихся в рабо-
те, подключенных к этой же фазе.
Если понижающий трансформатор является трехобмоточным, то на
обмотке 10(35) кВ, питающей районные потребители, устанавливают
максимальную токовую защиту с выдержкой времени в двухфазном
двухрелейном исполнении. Если необходимо, то она дополняется ком-
бинированным пуском по напряжению.
Электронный комплекс «Сейма» содержит примерно такой же набор
защит, однако дифференциальная защита в нем имеет особенности [27].
В плечи этой защиты (рис. 11.1) во все три фазы включены низкоомные
Рис. 11.1. Структурная схема дифференциальной защиты трансформатора
в комплексе «Сейма»
382
выравнивающие резисторы R1 и R2. Падения напряжения на этих ре-
зисторах пропорциональны токам соответственно верхнего и нижнего
плеч защиты. Защита реагирует на разность падений напряжений на этих
резисторах. Один из резисторов выполняется переменным. Их сопро-
тивления подбирают так, чтобы в нормальном режиме падения напря-
жения на резисторах были примерно одинаковы. Таким образом осу-
ществляется компенсация неравенства вторичных токов трансформа-
торов тока.
Разность падений напряжения на резисторах R1 и R2 подается через
потенциометры R3 и R4 на входы пороговых элементов ПЭ1 и ПЭ2.
Последовательно с потенциометрами R3 и R4, которые служат для ре-
гулирования уставки срабатывания пороговых элементов, включены
диоды. Поэтому ПЭ1 и ПЭ2 реагируют на входные сигналы различной
полярности. Пороговые элементы устанавливаются во всех трех фазах.
При КЗ внутри зоны защиты ток в резисторе R2 исчезает (при одно-
стороннем питании) либо меняет направление на противоположное
(при двустороннем питании). В обоих случаях напряжение на входах
ПЭ1 и ПЭ2 резко увеличивается, они срабатывают и подают в логичес-
кую часть защиты сигнал, который должен привести к срабатыванию
короткозамыкателя и отключению трансформатора.
Блокировка защиты от неверных действий при внешних КЗ осуще-
ствляется датчиком сквозного тока ДСТ и фазосравнивающим органом
ФС. Уставка ДСТ выбирается по такому току внешнего КЗ, который
может вызвать ложное срабатывание пороговых элементов ПЭ1 и ПЭ2
из-за неравенства падений напряжений на резисторах R1 и R2. Орган
ФС сравнивает направления токов в плечах защиты. При внешнем КЗ
и в нормальном режиме эти токи имеют направление, показанное стрел-
ками на рис. 11.1. Такое направление соответствует условию срабатыва-
ния органа ФС. Выходные сигналы органов ДСТ и ФС через ячейку И—
НЕ поступают в логический орган И и запрещают действие защиты, даже
если ПЭ1 и ПЭ2 сработали. При КЗ в зоне защиты направление тока в
резисторе R2 изменяется на противоположное, ФС при этом не срабаты-
вает и сигнал блокировки защиты в логический орган И не поступает.
Блокировка от неправильных действий защиты при включении осу-
ществляется сравнением амплитуд тока в соседних полупериодах и в
смежных фазах. Элемент ПЭ1 реагирует на ток одного, а элемент ПЭ2—
на ток другого полупериода. Оба элемента выполнены с временем воз-
врата не менее 0,01 с, т.е., сработав в одном полупериоде, пороговый
383
элемент остается в возбужденном состоянии еще и в следующем полупе-
риоде. Логический орган И выдает сигнал на отключение лишь в том слу-
чае, если ПЭ1 и ПЭ2 одновременно находятся в возбужденном состоя-
нии, а это происходит тогда, когда и положительная, и отрицательная
амплитуда напряжения на резисторах R1 и R2 больше уставки пороговых
элементов. Из-за большой апериодической составляющей броска тока
намагничивания при включении (см. рис. 7.1) будет срабатывать только
один пороговый элемент, поэтому логический орган И, контролирую-
щий ток в данной фазе, команды на отключение выдавать не будет.
Однако при включении трансформатора возможно, что в одной из фаз
ток имеет форму, приведенную на рис. 7.1, а в другой — ток периодичес-
кий. При периодическом токе амплитуды в смежных полупериодах оди-
наковы и могут оказаться достаточными для срабатывания ПЭ1 и ПЭ2 в
этой фазе. Чтобы такой режим не приводил к ложному срабатыванию
защиты, команда на отключение трансформатора (если защита не бло-
кируется органами ДСТ и ФС) выдается только в том случае, когда эле-
менты ПЭ1 и ПЭ2 срабатывают одновременно не менее чем в двух фазах.
В описанной дифференциальной защите достигается более эффектив-
ная отстройка от токов включения и внешних КЗ, чем при использова-
нии быстронасьпцающихся трансформаторов. Если для реле РНТ и ДЗТ
ток срабатывания защиты необходимо выбирать в соответствии с усло-
вием (7.4) больше номинального тока трансформатора, то для электрон-
ной дифференциальной защиты величину коэффициента кз1 принима-
ют равным 0,3—0,5 и она, следовательно, является более чувствительной.
Микропроцессорный комплекс БМРЗ имеет специальные модифика-
ции (блоки) для защиты и управления выключателями на выводах 27,5;
35 или 10 кВ трехфазного понижающего трансформатора (на вводах
РУ-27,5; 35 или 10 кВ).
Блок БМРЗ-ФВВ предназначен для защиты, автоматики и управле-
ния выключателя ввода РУ-27,5 кВ. В блоке программным путем реа-
лизованы следующие защиты:
• направленная максимальная токовая защита МТЗ от междуфазных
повреждений с контролем тока в трех фазах. Первая и вторая ступени с
независимыми, а третья — с независимой или зависимой времятоковы-
ми характеристиками. Предусмотрена возможность выбора одной из
двух зависимых времятоковых характеристик;
• защита минимального напряжения ЗМН с контролем значений
двух измеряемых фазных напряжений и третьего вычисляемого, с дей-
384
ствием на отключение и/или на сигнализацию, с блокировкой по внеш-
нему сигналу и с возможностью ввода контроля включенного состоя-
ния выключателя;
• защита от подпитки ЗП со стороны контактной сети 27,5 кВ при
отключении на высокой стороне тягового трансформатора с контролем
углов сдвига фаз и возможностью ввода защиты от перенапряжения с
контролем двух измеряемых и вычисляемого значений фазных напря-
жений, с действием на отключение и/или на сигнализацию;
• двухступенчатая направленная дистанционная защита НДЗ по двум
фазам, с действием на отключение и/или на сигнализацию. Предусмот-
рены автоматический ввод ускорения НДЗ при включении выключате-
ля и по входным дискретным сигналам, а также две программы НДЗ по
уставкам и программным ключам;
• защита от замыканий на землю по входному дискретному сигналу;
• логическая защита шин реализует функцию ЛЗШ-приемник, с ус-
корением действия запущенных ступеней ДЗ и МТЗ по входному диск-
ретному сигналу ЛЗШп.
Блок БМРЗ-ФВВ, кроме того, выполняет функции автоматики и
управления выключателем:
• устройство резервирования отказов выключателя УРОВ — реализует
функцию УРОВ-датчик. Сигнал «УРОВд» выдается при невыполнении ко-
манды на отключение выключателя с контролем значения тока фаз;
• управление ВВ — обеспечивается местное и дистанционное управ-
ление вакуумным выключателем с защитой от многократного включе-
ния, контролем длительности цикла управления, а также диагностикой
исправности цепей управления. Предусмотрен также расчет ресурса ВВ
с учетом данных коммутационной стойкости.
Схема внешних подключений блока приведена на рис. 11.2.
Блок БМРЗ-ТП-ВВ используется для защиты, автоматики и управ-
ления выключателем ввода РУ-10 кВ. В нем реализованы следующие
защиты:
• трехступенчатая МТЗ от мсждуфазных повреждений с контролем
тока в трех фазах, с комбинированным пуском по напряжению, с пере-
ключением программ по дискретному сигналу. Первая и вторая ступе-
ни с независимыми, а третья — с независимой или зависимой время-
токовыми характеристиками. Предусмотрены также возможность выбора
одной из двух зависимых времятоковых характеристик и автоматичес-
кий ввод ускорения МТЗ при включении выключателя;
385
БМРЗ-ФВВ
РП-10-30
«4»
«1»
0 Цепь
1 1а
2 1а общий
3 1в
4 I.B общий
5 1с
6 1с общий
«2А»
0 Цепь
1 Ua
2 U А общий
3 ив
4 Ub общий
«3» РП-10-30
Цепь
02 -/=220 В
22 РПО ВВ
04 -/=220 В
24 РПВ ВВ
01 Откл. 2 ВВ
11 -/=220 В
21 Откл. ВВ
12 -/=220 В
03 Контр, цепей
13 -/=220 В
23 ЗЗ(ЗДЗ)
14 -/=220 В
05 Ускор. МТЗп
15 -/-220 В
10 ЛЗШп
25 ШВ
16 -/=220 В
06 БлокВВ
26 -/=220 В
07 Вкл. ВВ
17 -/=220 В
27 Блок ЗМН
18 -/=220 В
08 УРОВ
28 -/=220 В
09 Дверь КРУ
19 -/=220 В
29 Готовность
30 Программа 2
20 -/=220 В
Цепь
ВВ откл. 1 01
11
ВВ откл. 2 12
21
ВВ вкл. 02
22
УРОВд 03
13
Откл. по ЛЗШ 14
23
окц 04
24
ЗМНд 05
15
ВВ РПВ 16
25
Вызов 06
26
Отказ БМРЗ-2 07
17
ВВ РПО 18
27
Резерв 08
28
Резерв 09
19
Нейс пр. бмрз/вв 29
Авар. откл. 10
Отказ БМРЗ-1 30
20
«RxTx»
RS-232
Цепь
RxO 2
ТхО 3
___ GND
RT 9
«6»
RS-485
Цепь
А 2
В 3
R(120) Ом 4
gnds
ПЭВМ
АСУ
« I »
Рис. 11.2. Схема внешних подключений БМРЗ-ФВВ (базовое исполнение)
386
• одноступенчатая защита от однофазного замыкания на землю
(033) — с независимой времятоковой характеристикой. Может выпол-
няться с одной или двумя выдержками времени, с контролем тока и (или)
напряжения нулевой последовательности, направленная или ненаправ-
ленная;
• защита от несимметрии и обрыва фазы питающего фидера вы-
полнена с контролем тока обратной последовательности, действует на
отключение и сигнализацию, может быть выведена из действия про-
граммно;
• логическая защита шин реализует функцию ЛЗШ-приемник;
Кроме того этот блок выполняет следующие функции автоматики и
управления коммутационными аппаратами:
• двукратное АПВ с возможностью блокировки входными дискрет-
ными сигналами при неисправности БМРЗ или выключателя, при сра-
батывании логической защиты шин и первой ступени МТЗ;
• УРОВ — реализует функцию УРОВ-датчик и УРОВ-приемник.
Сигнал УРОВ-датчик «УРОВд» выдается при невыполнении команды
на отключение выключателя и снимается по факту возврата защит или
снятия входных сигналов;
• АВР реализовано с контролем значения фазных напряжений, ли-
нейных напряжений сборных шин и положения коммутационных ап-
паратов.
• управление коммутационными аппаратами — обеспечивается мест-
ный и дистанционный режимы управления выключателем, защита от мно-
гократного включения и длительного протекания тока в катушках управ-
ления, а также контроль положения и исправности цепей управления.
Схема внешних подключений блока приведена на рис. 11.3.
Блок БМРЗ-СПН предназначен для защиты вводов РУ-35 кВ. В нем
содержатся следующие защиты:
• трехступенчатая МТЗ и 033 от междуфазных повреждений и за-
мыканий на землю с контролем тока в трех фазах и тока З/q. Первая и
вторая ступени с независимыми, а третья — с независимой или зависи-
мой времятоковыми характеристиками. Предусмотрена возможность
выбора одной из двух зависимых времятоковых характеристик и авто-
матический ввод ускорения действия защит при включении ВВ;
• ЗМН с контролем трех фазных напряжений, с возможностью бло-
кировки по пуску первых ступеней МТЗ и 033 и контроля включенно-
го положения ВВ, с действием на отключение и/или сигнал;
387
«1»
БМРЗ-ТП-ВВ
РП-10-30
«4»
0 Цепь
1 1а
2 1а общий
3 1в
4 1в общий
5 IC
6 1с общий
«2»
0 Цель
1 3Uo
2 3Uo общий
«2А»
0 Цепь
1 Uab
2 Пав общий
3 Ubc
4 иве общий
«3» РП-10-30
Цепь
02 —/—220 В
22 РПОВВ
04 4=220 В
24 РПВВВ
01 Откл. 2 ВВ
11 4=220 В
21 Откл. ВВ
12 4=220 В
03 Контр, цепей
13 4=220 В
23 здз
14 4=220 В
05 Программа 2
15 4-220 В
10 Готовность
25 Блок АПВ
16 4=220 В
06 УРОВи 1
26 4=220 В
07 УРОВп2
17 4=220 В
27 ШВ
18 4=220 В
08 ЛЗШп
28 4=220 В
09 Разрсш. АВР
19 4-220 В
29 Блок АВР
30 ДЗТ
20 4=220 В
RS-485
Цепь
ВВ откл. 1 01
И
ВВ откл. 2 12
21
ВВ вкл. 02
22
УРОВд 03
13
МТЗ 14
23
окц 04
24
СВ вкл. 05
15
АВР разреш. 16
25
Вызов Об
26
Отказ БМРЗ-2 07
17
ВВ РПВ 18
27
033 08
28
ВВ РПО 09
19
Неиспр. бмрз/вв 29
Авар. откл. 10
Отказ БМРЗ-1 30
20
«RxTx»
RS-232
Цель
RxO 2
ТхО 3
GND 5
ти 9
«6»
Цепь
А
R( 120)1
2
7
Т
ПЭВМ
АСУ
«5»
Цепь
Сеть ~/=220 В
Сеть~/^22ОВ'
Корпус
Бат«шшус»
Бат «плюс»
g
1
2
4
s'
«+»
«» 4—220 В
«-»
«+»
Рис. 11.3. Схема внешних подключений БМРЗ-ТП-ВВ (базовое исполнение)
388
• защита от несимметрии и обрыва фазы питающего фидера, с кон-
тролем тока обратной последовательности, с действием на отключение
и сигнализацию.
Блок БМРЗ-СПН выполняет также следующие функции автомати-
ки и управления коммутационными аппаратами:
• двукратное АПВ с возможностью ввода одного или обоих циклов.
Оба цикла АПВ могут блокироваться входными дискретными сигнала-
ми при неисправности БМРЗ или выключателя, при срабатывании ло-
гической защиты шин и первой ступени МТЗ;
• УРОВ — реализует функцию УРОВ-датчик и УРОВ-приемник.
Сигнал «УРОВд» выдается при невыполнении команды на отключение
выключателя, снимается по факту возврата защит или снятия входных
сигналов;
• управление коммутационными аппаратами (ВВ и ЛР) — обеспе-
чивается местный и дистанционный режимы управления коммутаци-
онными аппаратами, контроль состояния и обнаружение самопроиз-
вольного отключения; осуществляется расчет ресурса ВВ с учетом ком-
мутационной стойкости.
Схема внешних подключений блока приведена на рис. 11.4.
Для зашиты выводов обмотки 27,5 кВ понижающего трансформатора
(ввода РУ-27,5 кВ) может использоваться и микропроцессорная защита
ЦЗА-27,5-ФВВ, параметры и свойства которой сходны с БМРЗ-ФВВ.
Понижающие трансформаторы с первичным напряжением 35 кВ
мощностью 6,3 MBA и более оборудуются продольной дифференци-
альной токовой защитой в трех фазах. Допускается ее применение для
трансформаторов мощностью 4,0 MBA. Для защиты от КЗ в обмотках
трансформатора и на его выводах применяется также токовая отсечка.
Ее чувствительность при двухфазном КЗ на вводах, где установлена
эта защита, проверяется по формулам (4.9) при коэффициенте чув-
ствительности не менее 2. Трансформаторы снабжаются газовой за-
щитой, а также максимальными токовыми защитами от внешних КЗ
и от перегрузки, Защита от внешних КЗ устанавливается в двух фазах,
от перегрузки — в одной.
Трансформаторы собственных нужд оборудуются токовой отсечкой
и максимальной токовой защитой с выдержкой времени, устанавлива-
емых на стороне ВН в двух фазах. Уставка выбирается по формуле (4.7)
с учетом увеличения нагрузки при отключении параллельно работав-
шего трансформатора собственных нужд (/н тах = 2 7ТН0М). Чувстви-
389
«1»
ТТ" Цепь
1 1а
2 1лпб|ций
3 1в
4 1э общий
5 ic
6 1с общий
«2»
тг Цс:гь
4 31о
5 31о общий
1 Ua ТН2 □
2 UaTIJ2 общ.
«2А»
Цепь
1 Ua □
2 Ua общий
“Г" Un
Т" ив общий
5 Uc
б Uc общий
БМРЗ-СПН
«3» РП-10-30
Цепь
02 —/=220 В
22 РПОВВ
04 -/=220 В
24 РПВ ВВ1
01 Откл. ВВ
11 -/=220 В
21 -/=220 В
12 РПВ ВВ2
03 ВЗ-2
13 -/"220 В
23 ВЗ-З
14 -/=220 В
05 Блок ВВ СН
15 -/=220 В
10 УРОВпСН
25 ВЗ-4
16 -/=220 В
06 ВЗ-5
26 -/=220 В
07 ВЗ-б
17 -/=220 В
27 ШВ
18 -/=220 В
08 Блок ВВ НН
28 -/=220 В
09 R3-1
19 -/=220 В
29 УРОВп НН
30 Программа 2
20 -7=220 В
«7» РП-10-15
"46" Цепь
А1 ЬЗ-7
Б1 -/=220 В
А2 ВЗ-8
Б2 -7=220 В
АЗ Пуск МТЗ по U
БЗ -/=220 В
А4 Вкл. ЛР
Б4 -/=220 В
А5 Откл. ЛР
Б5 -/=220 В
А6 РПОЛР
Бб -/=220 В
А7 РПВЛР
Б7 —/=220 В
ESfli
Ей
!Ф1 alis
1 “3
»
G
РП-10-30 «4>(
Цепь
ВВ откл. 1 01
11
ВВ откл. 2 12
21
В В вкл. 02
22
УРОВд1 03
Гз
ВН откл. 3 14
23
ОКЦ 04
24
УРОВд 2 05
15
ВВ откл. 4 _ li_
25
Вызов 06
26
Отказ БМРЗ-2 07
17
ВВ РПВ 1 18
27
ВВ РПО 1 08
28
Блок. РНТ 09
19
Неиспр. емгз/ка 29
Авар. откл. 10
Отказ БМРЗ-1 30
20
РП-10-15
«8»1
Цепь
Перегрев тр-ра Л1
Б1
ЛР вкл. А2
Б2
ЛР откл. АЗ
БЗ
ВВРПО2 А4
Б4
ВВ РПВ 2 А5
Б5
НН откл. А6
Б6
СН откл. Л7
Б7
«RxTx»
RS-232
Цепь 4F
КдО 2
ТхО 3
GND 5
R1 9
«6»
RS-485
Цепь
А 2
В 3
Щ120) Ом 4
GM3S
Цепь
Сеть -7=220 В
Сеп^220П
Корпус^'
Бат«мш(усъ
Баг «плюс»
ПЭВМ
АСУ
«5»
~О
2
_4
2
6
«•Н»
-/=220 В
«5»
«+»
G
Рис. 11.4. Схема
внешних подключе-
НИЙ БМРЗ-СПН
(базовое исполнение)
390
тельность проверяется по формуле (4.9) при /Kmin = , где вы-
числяют по формуле (7.26). Коэффициент чувствительности должен быть
не менее 1,5. Если это условие не выполняется, то допускается в формуле
(4.9) принимать /к - 1^, где — ток КЗ на выводах обмотки НН.
Кроме того, на стороне НН в одной фазе устанавливается зашита от
перегрузки в виде максимальной токовой защиты с выдержкой време-
ни и действием на сигнал. Выбор уставок этих защит выполняется так,
как описано в гл. 7.
Блок БМРЗ-ТСН, входящий в микропроцессорный комплекс БМРЗ,
предназначен для трансформаторов собственных нужд в РУ-27,5 кВ и
РУ-10 кВ. В нем реализуются следующие защиты:
• трехступенчатая МТЗ от междуфазных повреждений с контролем
тока в трех фазах. Первая и вторая ступени с независимыми, а третья —
с независимой или зависимой времятоковыми характеристиками. Пре-
дусмотрены возможность выбора одной из двух зависимых времято-
ковых характеристик и автоматический ввод ускорения МТЗ при вклю-
чении ВВ;
• токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП), действующая
на отключение и/или на сигнализацию с одной выдержкой времени;
• защита от несимметрии и от обрыва фазы питающего фидера с кон-
тролем тока обратной последовательности, действующая на отключе-
ние и сигнализацию;
• защита минимального напряжения с контролем двух линейных
напряжений и действием на отключение и сигнализацию и/или только
на сигнализацию;
• логическая защита шин комплектуется датчиками; ЛЗШ реализу-
ется с параллельным соединением датчиков.
Блок БМРЗ-ТСН реализует, кроме того, следующие функции авто-
матики и управления коммутационными аппаратами:
• УРОВ — реализует функцию УРОВ-датчик. Сигнал «УРОВд» вы-
дается при невыполнении команды на отключение выключателя с кон-
тролем значения тока фаз и снимается по факту возврата защит;
• управление коммутационными аппаратами — обеспечивается опе-
ративное и автономное управление ВВ и контактором. Осуществляется
расчет ресурса ВВ с учетом коммутационной стойкости;
• защита от несоответствия положения коммутационных аппаратов
обеспечивает защиту ТСН в режиме дистанционного управления.
Схема внешних подключений блока приведена на рис. 11.5.
391
«1»
0 Цепь
1 1А
2 Та общий
3 IB
4 1в обший
5 1с
6 1с общий
БМРЗ-ТСН
«2»
"0 Цсщ.
1 Тип
2 Тип общий
«2А»
и
2
3.
4
Цепь____
и АР
ЦаВ общий
иве ЭГ“
Уве общий___Ж___
«3» РП-10-30
Цепь
02 —/—220 В
22 РПОВВ
04 -/=220 В
24 РПВ ВВ
01 Откл, В В
И -/=220 В
21 Вкл. ВВ
12 -/=220 В
03 Откл. по АВР
13 -/=220 В
23 ЗДЗ(ЗЗ)
14 -/=220 В
05 Резерв
15 -/=220 В
10 Готовность
25 Откл. ТСН
16 -/=220 В
06 Вкл. по АВР
26 -/=220 В
07 Вкл. ТСН
17 -/=220 В
27 ШВ
18 -/=220 В
08 Откл. КР
28 -/=220 В
09 РПВКР
19 -/=220 В
29 РПОКР
30 Вкл, КР
20 -/=220 В
РП-10-30 «4»
Цепь
ВВоткл. 1 01
11
ВВ откл. 2 12
21
ВВ вкл. 02
22
УРОВд 1 03
13
Авар. откл. 2 14
23
ОКЦ 04
24
ЛЗШд 05
15
ЗМН 16
25
Вызов 06
26
Отказ БМРЗ-2 07
17
ВВ РПВ 1 18
27
ТЗНП 08
28
ВВ РПО 09
19
Неиспр. БМРЗ/КА 29
Авар. откл. 1 10
Отказ БМРЗ-1 30
20
РП-10-15 «8»
Цепь
BBPITB2 А1
Б1
КР вкл. А2
Б2
Авар. откл. 3 АЗ
БЗ
КР откл. А4
Б4
Отказ КР А5
Б5
КР РПВ А6
Б6
КРРПО А7
Б7
«5»
0 Цепь
1 Сеть -/=220 В
-/=220 В G ◄— «+»
3 Сеть -/-220 В
4 Корпус
5 Бат «минус»
6 Бат «плюс»
«ЯхТх»
RS-232
RS-485
Цепь
RxO 2
ТхО 3
-GMD 5
RI 9
«6»
Цепь
А 2
В 3
R(120)Om 4
GNDS 7''1
ПЭВМ
АСУ
Рис. 11.5. Схема внешних подключений БМРЗ-ТСН (базовое исполнение)
392
Для защиты трансформаторов собственных нужд может использо-
ваться и микропроцессорная защита ЦЗА-27,5-ТСН, свойства и пара-
метры которой сходны с БМРЗ-ТСН.
Трансформаторы для питания ВЛ СЦБ (ТСЦБ). Высоковольтная ли-
ния 6—10 кВ питания устройств сигнализации, централизации и бло-
кировки (СЦБ) присоединяется ко вторичной обмотке повышающего
трансформатора ТСЦБ. Первичная обмотка этого трансформатора вы-
полняется на напряжение 0,23/0,4 кВ и подключается к шинам собствен-
ных нужд подстанции. При этом исключается электрическая связь с
другими высоковольтными линиями и, следовательно, снижается ве-
личина тока однофазного замыкания на землю, влияющего на работу
рельсовых цепей автоблокировки.
Защита трансформатора ТСЦБ на стороне 0,23 кВ может осуществ-
ляться плавкими предохранителями (ПР2, ПН2) с номинальным током
плавкой вставки 250 А для трансформаторов ТМ-63 и 350 А для транс-
форматоров ТМ-100. Лучшие условия защиты обеспечиваются, если
вместо предохранителей использовать автоматические выключатели с
двумя защитными элементами: тепловым и электромагнитным (напри-
мер, серии А 3100). Тепловой элемент защищает трансформатор с вы-
держкой времени от длительной перегрузки, электромагнитный — от-
ключает трансформатор без выдержки времени при КЗ.
11.2. Защита шин и секционных выключателей
Защита шин. Шины 27,5 кВ оборудуют защитой минимального на-
пряжения с выдержкой времени 1,5—4 с. Эта защита служит резервной
для отходящих фидеров в случае отказа выключателей, а также предот-
вращает подпитку места КЗ на линиях электропередачи 110—220 кВ со
стороны тяговых подстанций. Защита выполнена с реле минимального
напряжения, которое подключают к шинным трансформаторам напря-
жения. Срабатывание зашиты вызывает отключение всех выключате-
лей, присоединенных к шинам.
Уставка защиты минимального напряжения выбирается по условию:
U .
U < нтш , (Ц.4)
у К К
з в
где Un min — минимальное значение напряжения на шинах в нормальном ре-
жиме (^НПцп “ 0,9 {7Н0М)?
к3, къ — соответственно коэффициенты запаса и возврата, принимаемые в
соответствии с п. 1.3.
393
Сборные шины 110—220 кВ опорных тяговых подстанций оборуду-
ются дифференциальной токовой защитой в трехфазном исполнении с
помощью реле типа РНТ [16], защищающей от всех видов КЗ. На каж-
дой из двух секций шин устанавливают самостоятельный комплект за-
шит, отключающий все присоединения своей секции шин и шиносое-
динительный выключатель.
Дифференциальная токовая защита шин (рис. 11.6) содержит транс-
форматоры тока TAI, ТА2, ТАЗ на каждом из присоединений к шинам и
реле тока КА, включенное на сумму вторичных токов этих трансформа-
торов тока, которые должны иметь одинаковые коэффициенты транс-
формации. При КЗ на шинах (рис. 11.6, а) токи всех присоединений
имеют одно направление: из линий к шинам. Через реле КА проходит
сумма вторичных токов трансформаторов тока всех присоединений (Q1,
Q2, Q3), реле срабатывает и подает команду на отключение всех вык-
лючателей. При КЗ на каком-либо из присоединений (рис. 11.6,6) ток в
нем направлен от шин в линию. В неповрежденных присоединениях
по-прежнему токи направлены из линий к шинам. Сумма токов всех
присоединений равна нулю, и реле КА не срабатывает. Такое же поло-
жение имеет место и в нормальном режиме.
Рис. 11.6. Принципиальная однолинейная схема дифференциальной токовой
защиты шин
394
В реальных условиях, однако, при внешних КЗ и нормальном режи-
ме сумма тока нулю не равна. Это объясняется как неполной идентич-
ностью трансформаторов тока, так и нелинейной зависимостью между
их первичными и вторичными токами (см. рис. 2.9, а) особенно при
больших значениях токов. По этим причинам в реле протекает ток не-
баланса, от которого необходимо отстраиваться. Уставка выбирается по
условиям:
г. к 1 ;
сз з н max ’
(11.5)
сз
>к'к к
з апер одн к max
(П.6)
где IH тах — максимальный ток нагрузки наиболее загруженного присоедине-
ния;
Р max максимальный ток внешнего трехфазного КЗ, протекающий че-
рез трансформатор тока присоединения;
к3 — коэффициент запаса, принимаемый равным 1,15—1,25;
к — коэффициент запаса, принимаемый равным 1,5;
Капер коэффициент, учитывающий наличие в токе КЗ апериодической
составляющей, принимаемый для реле, нс отстроенных от этой составляющей,
равным 1,5—2, а для реле с отстройкой от нее — равным 1;
кодн ~ коэффициент, учитывающий неоднотипность трансформаторов тока
(0,5-1);
в — относительное значение полной погрешности трансформаторов тока,
равное 0,1.
В качестве расчетного принимается наибольшее значение /сз из вы-
численных по формулам (11.5) и (11,6). Если в качестве реле тока КА
использовать реле РНТ (см. рис. 7.9) или дифференциальное электрон-
ное реле тока серии РСТ-15 [22], отстроенные от апериодической со-
ставляющей, то в формуле (11.6) принимают капер = кодн = 1. Число
витков рабочей обмотки реле РНТ-560 определяют по формуле
F К
(11.7)
сз
где /ср — магнитодвижущая сила срабатывания реле РНТ-560 (Fcp = 100 А);
К? — коэффициент трансформации трансформатора тока.
Токовые цепи трехфазной трехрелейной упрощенной схемы диффе-
ренциальной защиты шин приведены на рис. 11.7, а. Три реле тока с
торможением (отстройкой) от апериодической составляющей КАТ1,
КАТ2, КАТЗ включены каждое на сумму вторичных токов соответству-
395
Рис. 11.7. Упрошенная схема дифференциальной токовой зашиты шин
ющей фазы всех присоединений QI, Q2, Q3 секции шин. Для контроля
за целостью соединительных проводов вторичных цепей используется
реле тока КА с током срабатывания 1 А и миллиамперметр Р, включен-
ные в нулевой провод. Вторичные цепи, как у всех дифференциальных
защит, заземляются только в одной точке.
При обрыве токовой цепи любого из трансформаторов тока баланс
токов в цепи реле КАТ нарушается и защита может ложно сработать,
396
отключая большое число присоединений. Блокировка защиты от не-
правильного действия при обрыве цепи одного из плеч дифференци-
альной защиты осуществляется с помощью реле КА, которое при этом
срабатывает и прекращает функционирование защиты.
Цепи управления защиты (рис. 11.7, 6) содержат указательное реле КН
и промежуточные реле KL1, KL2. Контакты этих реле включены в цепи
отключения выключателей QI, Q2, Q3 и шиносоединительного выключа-
теля Qinc. Срабатывание реле КА при обрыве во вторичных цепях тока
вызывает включение реле времени КТ, которое замыкает цепь промежу-
точного реле KL3. Своими контактами KL3.1 оно становится на самопод-
хват, а контакты KL3.2 размыкаются и выводят защиту из работы. Возврат
защиты в исходное положение осуществляется с помощью кнопки SB2,
Защита секционных выключателей. Секционные высоковольтные
выключатели устанавливают в перемычке высшего (110—220 кВ) напря-
жения тяговой подстанции и на шинах 10—35 кВ. Выключатель в пере-
мычке 110—220 кВ оборудуется защитами от многофазных КЗ, которые
резервируют дифференциальную токовую защиту шин и первые ступе-
ни защит присоединений, подключенных к этим шинам.
Защита от многофазных КЗ выполняется в виде двухступенчатой то-
ковой отсечки в двухфазном исполнении (рис. 11.8, а). Реле тока КА1 и
КАЗ относятся к первой ступени, реле КА2 и КА4 — ко второй. Наклад-
ками SX1 и SX2 (рис. 11,8 б) в цепи управления можно отключить лю-
бую из ступеней; в работе оставляется только одна ступень.
а
Рис. 11.8. Двухступенчатая токовая отсечка на секционном выключателе
397
Ток срабатывания реле КА выбирается по условию:
г к 1 .,
СЗ 3 С31 ’
(И.8)
где 7сз1 — ток срабатывания защиты первой ступени того из присоединений,
подключенных к шинам, который является наибольшим;
— коэффициент запаса (1,05—1,1).
Время срабатывания (уставка реле КТ) принимается на одну ступень
больше, чем время срабатывания защиты первой ступени любого из
присоединений.
Для защиты от однофазных КЗ на землю используется трехступен-
чатая токовая направленная защита нулевой последовательности (см.
п. 4.7.1). Цепи тока защиты включены на фильтр токов нулевой после-
довательности, образованный параллельным включением вторичных
обмоток трансформаторов тока всех трех фаз. Цепь напряжения реле
направления мощности KW включена на фильтр напряжений нулевой
последовательности, образованный третьей обмоткой трансформатора
напряжения, включенной в разомкнутый треугольник.
Секционные выключатели шин 10—35 кВ оборудуются защитой от
многофазных КЗ в виде токовой отсечки с выдержкой времени в двух-
фазном двухрелейном исполнении. Схема присоединения реле тока ко
вторичным обмоткам трансформаторов тока аналогична приведенной,
например, на рис. 6.1, б. Принцип выполнения схемы цепей управле-
ния такой же, как на рис. 4.2, а, б, с той лишь разницей, что отсутствует
реле КАЗ. Выдержка времени принимается на ступень больше времени
срабатывания первой ступени защиты любого присоединения. Ток сра-
батывания выбирается по формуле (11.8).
Блок БМРЗ-ТП-СВ предназначен для секционного выключателя
РУ-10 кВ, входящий в комплект микропроцессорных защит БМРЗ, и
содержит следующие защиты:
• трехступенчатую МТЗ от междуфазных повреждений с контролем
тока в трех фазах, с комбинированным пуском по напряжению, дей-
ствующую при изменении направления мощности. Первая и вторая сту-
пени с независимыми, а третья — с независимой или зависимой время-
токовыми характеристиками. Предусмотрены возможность выбора од-
ной из двух зависимых времятоковых характеристик и автоматический
ввод ускорения МТЗ при включении выключателя;
• одноступенчатую защиту от 033 — с комбинированным пуском по
напряжению, с переключением программ по дискретному сигналу. Пер-
398
вая и вторая ступени с независимыми, а третья с независимой или зави-
симой времятоковыми характеристиками;
• защиту от несимметрии и от обрыва фазы питающего фидера с кон-
тролем тока обратной последовательности и действием на отключение
и сигнализацию;
• логическую защиту шин, которая комплектуется двумя датчиками
и приемниками ЛЗШ, что позволяет объединить логически, но развя-
зать гальванически шины двух секций подстанции;
• двукратное АПВ с возможностью блокировки входными дискрет-
ными сигналами при неисправности БМРЗ или выключателя, при сра-
батывании ЛЗШ и первой ступени МТЗ.
Устройство резервирования отказов выключателя блока реализует
функцию УРОВ-датчик и УРОВ-приемник. Сигнал «УРОВд» выдается
при невыполнении команды на отключение выключателя и снимается
по факту возврата защит или снятия входных сигналов.
АВР блока реализовано с контролем значения фазных напряжений,
линейных напряжений сборных шин и положения коммутационных ап-
паратов.
При управлении коммутационными аппаратами обеспечиваются мест-
ный и дистанционный режимы управления выключателем, защита от мно-
гократного включения и длительного протекания тока в катушках управ-
ления, а также контроль положения и исправности цепей управления.
Схема внешних подключений блока БМРЗ-ТП-СВ приведена на
рис. 11.9.
Особенности работы устройства резервирования при отказе выключа-
теля (УРОВ). Отказ защиты или выключателя при КЗ на защищаемом
объекте может привести к тяжелым последствиям и большому ущербу,
особенно в установках с напряжением ПО кВ и выше. Поэтому в рас-
пределительных устройствах такого класса напряжений выключатели
всех присоединений снабжаются УРОВ. При отказе какого-либо из
выключателей срабатывает УРОВ и подает команду на отключение вык-
лючателей всех присоединений, по которым может происходить под-
питка места КЗ. Вместе с тем необходимо применять особые меры для
исключения ложного (при ошибках эксплуатационного персонала) или
излишнего (при КЗ в том случае, когда отсутствуют отказы защиты или
выключателя поврежденного элемента) действия УРОВ, поскольку это
сопровождается отключением сразу нескольких присоединений, что
снижает надежность и устойчивость электроснабжения потребителей.
399
«1»
a Цепь
i [A
2 1a общий
5 Ic
6 Ic общий
БМРЗ-ТП-СВ-04
«2Л»
~s~ Цепь
I UAB
2 U АВ Общий
3 UBC
4 Ubc общий
«3» РП-10-30
•< Цепь
02 -/=220 В
22 РПО св
04 -/=220 В
24 РПВ св
01 Откл. СВ
11 -/=220 В
21 Вкл. СВ
12 -/=220 В
03 Внеш, откл 1
13 -/=220 В
23 Внеш, откл 2
14 -/=220 В
05 Резерв
15 -/-220 В
10 Готовность
25 ЛЗШп 1
16 -/=220 В
06 УРОВп 1
26 -/=220 В
07 УРОВп2
17 -/=220 В
27 ШВ
18 -/=220 В
08 ЛЗШп 2
28 -/=220 В
09 Откл. СВ 1
19 -/-220 В
29 Вкл. СВ 1
30 ЗДЗ 1
20 -/=220 В F
«7» РП-10-15
Цепь
Al ЗДЗ 2
Б1 -/=220 В
A2 Откл. СВ 2
Б2 -/=220 В
A3 Вкл. СВ 2
БЗ -/=220 В
A4 Резерв
Б4 -/=220 В
A5 Резерв
Б5 -/=220 В
A6 Резерв
Б6 -/=220 В
A7 Резерв
Б7 -/=220 В
£
£
RS-232
RS-485
»
РП-10-30 «4»
Цепь
СВ откл. 1 01
11
СВ откл. 2 12
21
СВ вкл. 1 02
22
УРОВд! 03
13
УРОВд 2 14
23
ОКЦ 04
24
ЛЗШд 1 05
15
ЛЗШд2 16
25
Вызов 06
26
Отказ БМРЗ-2 07
17
СВ РПВ 18
27
СВ вкл. 2 08
28
СВ РПО 09
19
Нсиспр. БМРЗ/СВ 29
Авар. откл. 10
Отказ Б MP3-1 30
20
«RxTx»
Цепь
RxO 2 *
txd 3 -
GND 5 -
Rl 9 -
«6»
Цепь
A 2 «
В 3 7
R/120) Ом 4 J
GNDS 7 -
Цепь 0
Сеть -/=220 В 1
Сеть -/=220 В 3
корпус 4
Бат «минус» 5
Бат «плюс» 6
ПЭВМ
АСУ
«4-»
-/=220 В
«-»
—>G
«-»
«+»
Рис. 11.9. Схема внешних подключений БМРЗ-ТП-СВ (базовое исполнение)
400
Для обеспечения этих требований в схемах УРОВ предусматривают-
ся следующие условия:
— срабатывание релейной защиты присоединения и действие ее на
отключение своего выключателя должно одновременно запускать УРОВ;
— УРОВ снабжается выдержкой времени, продолжительность кото-
рой должна быть на ступень больше, чем время отключения релейной
защитой выключателя при отсутствии его отказа;
— независимо от релейной защиты, запускающей УРОВ, необходим
дополнительный контроль наличия неотключенного КЗ во избежание
излишнего его действия.
Одна из схем, поясняющих действие УРОВ, приведена на рис. 11.10,
в которой в токовых цепях защиты выключателя Q1 установлены ре-
лейная защита АК1 и два одинаковых (для надежности) реле тока КА1.
Токовые цепи других выключателей (Q2, Q3, Qn) выполнены ана-
логично. В качестве реле тока КА1, а также КА2, КАи других вык-
лючателей, используются реле РТ-40/Р (см. рис. 3.6, г), с помощью
которых осуществляется дополнительный контроль наличия токов в
грех фазах (или в двух фазах и нулевом проводе). Уставка реле обычно
принимается при обмотке с малым числом витков равной 1 А, а при
большом числе витков 0,5 А. При этом реле будет срабатывать при всех
видах многофазных и однофазных КЗ.
Вторичные цепи релейной защиты АК1 на рис. 11.10 не показаны.
Они могут иметь вид, приведенный на рис. 4.2, б, 4.6, 4.9 и др., в кото-
рых в качестве выходного реле защиты АК используется промежуточ-
ное реле KL. Цепь отключения (рис. 11.10, б) для всех выключателей
(QI, Q2, ..., Qh) имеет аналогичный вид. Контакты АК1.1 выходного
реле защиты АК1 при ее срабатывании подают напряжение на катушку
YAT1 отключения выключателя Q1 и одновременно шунтируют обмот-
ку реле KQC1 положения выключателя «Включено» и резистора R. Якорь
этого реле при включенном выключателе Q1 и разомкнутых контактах
АК1 подтянут, а контакт KQC1 в цепи управления (рис. 11.10, в) разом-
кнут. Если контакт АК1.1 замкнется, шунтируя цепь KQC1 и R, то якорь
реле KQC1 отпадет, а его контакт KQC1 в схеме управления замкнется.
Таким образом, реле KQC1 осуществляет контроль наличия команды
на отключение от релейной защиты независимо от того, отключился ли
выключатель или нет.
В цепи управления (см. рис. 11.10, в) контакты АК1.2 релейной
защиты, контакты двух реле КА1 и контакты реле KQC1 включены
401
От ключа управления
и других защит
+ЕС -ЕС
fekXn.» Откл Qn
Рис. 11.10. Упрощенная схема УРОВ:
а — токовые цепи защиты выключателя Q1; 5— цепи отключения выключателя Q1;
в — цепи управления УРОВ
последовательно. Одновременное замыкание этих контактов проис-
ходит при соблюдении следующих условий: защита АК1 сработала;
имеется ток хотя бы в одной фазе выключателя Q1; команда на от-
ключение выключателя Q1 подана. В этом случае на обмотку проме-
жуточного реле KL1 подается напряжение, его контакты замыкают-
ся и запускают реле времени КТ. Аналогичным образом реле KL1 сра-
батывает при одновременном замыкании контактов АК2.2, КА2 и
KQC2 цепи защиты и управления выключателя Q2 или таких же кон-
тактов цепи защиты и управления выключателей других присоеди-
нений к шинам 110—220 кВ.
После отработки выдержки времени замыкаются контакты КТ и сра-
батывает промежуточное реле KL2. Контакты KL2.1 этого реле дубли-
руют команду на отключение выключателя Q1 (плюс цепи оперативно-
го питания подается в точку а цепи отключения), другие контакты по-
дают команду на отключение остальных выключателей присоединений.
Более подробно схемы УРОВ приведены в [106].
402
11.3. Защита присоединений воздушных и кабельных линий
11.3.1. Защита линий 6-220 кВ
Защита линий ПО—220кВ осуществляется с помощью типовых панелей
(блоков) ЭПЗ-1636 [76] или панелей более поздней разработки ШДЭ-2801 с
применением интегральных микросхем [81]. В состав панели входят: трех-
ступенчатая дистанционная защита, действующая при многофазных КЗ
(трехфазных, двухфазных, двухфазных на землю); четырехступенчатая на-
правленная защита нулевой последовательности от однофазных КЗ на
землю; токовая отсечка без выдержки времени от многофазных КЗ; реле
тока для устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ).
На опорных тяговых подстанциях [105] в качестве основной приме-
няется высокочастотная защита, а дистанционная используется в каче-
стве резервной. На транзитных тяговых подстанциях [105] применяют
те же защиты, что и на опорных, однако они устанавливаются не на вво-
дах (на транзитных подстанциях вводы не имеют выключателей), а в
перемычке 110—220 кВ подстанции. Особенностью защит в этом слу-
чае является включение их на сумму вторичных токов трансформато-
ров тока соответствующих фаз выключателя в перемычке и трансфор-
маторов тока в первичной цепи понижающего трансформатора. Заши-
та действует на отключение выключателя в перемычке и выключателей
на стороне обмоток среднего и низшего напряжений.
На транзитных тяговых подстанциях на участках однофазного пере-
менного тока, кроме того, используется зашита минимального напря-
жения, содержащая три реле напряжения, включенные на линейные
напряжения, и еще три таких же реле, включенные на фазные напряжения
на стороне 110—220 кВ. Эта защита действует на отключение понижаю-
щих трансформаторов со стороны 27,5 кВ для исключения подпитки КЗ
на линии 110—220 кВ через контактную сеть и понижающий трансфор-
матор. Выдержка времени этой защиты принимается на одну ступень
больше, чем у дистанционной защиты второй ступени.
На отпаечных подстанциях участков переменного тока применяют
такую же, как и на транзитных подстанциях, защиту минимального на-
пряжения, однако подключают ее к трансформаторам напряжения на
стороне 27,5 кВ.
На отпаечных тяговых подстанциях [105] для защиты ВЛ 110—220 кВ
от многофазных КЗ применяют трехфазную направленную токовую за-
щиту с выдержкой времени. Реле тока и токовые цепи реле направления
403
мощности подключаются к вторичным цепям трансформаторов тока на
стороне обмотки высшего напряжения 110—220 кВ понижающего транс-
форматора. Обмотки напряжения реле направления мощности всех трех
фаз подключают к линейным напряжениям трансформаторов напряже-
ния на шинах 27,5 кВ. Выдержка времени выбирается на одну ступень
больше, чем время действия второй ступени дистанционной защиты на
смежной (опорной или транзитной) подстанции.
Для защиты от однофазных КЗ на землю применяют токовую на-
правленную защиту нулевой последовательности с выдержкой време-
ни. Ее особенностью является подключение токовых обмоток реле ко
вторичной цепи трансформатора тока, который устанавливают в зазем-
ленной нейтрали обмотки высшего напряжения 110—220 кВ понижаю-
щего трансформатора. Обмотки напряжения реле направления мощно-
сти при этом подключают к разомкнутому треугольнику трансформа-
тора напряжения на шинах 27,5 кВ (см. п. 4.7.1).
Для защиты линий 110-220 кВ разработана микропроцессорная вы-
сокочастотная защита ШЗЛ-110-220 (см. п. 4.6).
Особенности защиты линий 6, 10 и 35 кВ. Для параллельных линий,
питающих тяговые подстанции постоянного тока, используется попе-
речная токовая дифференциальная направленная защита (см. рис. 4.17)
от многофазных КЗ. Она выполняется в двух фазах и не имеет выдерж-
ки времени. Уставка выбирается по формуле (4.7) и проверяется по ус-
ловиям отстройки от токов небаланса:
I >к'е1^ ,
сз з к max ’
где — максимальный ток внешнего КЗ, протекающий через трансфор-
матор тока одной линии;
е — допустимая токовая погрешность трансформаторов тока (е = 0,1);
к' — коэффициент запаса, равный от 1,5 до 2.
Коэффициент чувствительности, вычисленный по формуле (4.9),
должен быть не менее 2.
Для одиночных линий с односторонним питанием от понизительных транс-
форматоров тяговых подстанций и имеющих, как правило, сравнительно
небольшие длину и нагрузки, применяют максимальную токовую защиту с
выдержкой времени, дополненную мгновенной токовой отсечкой. Эти за-
щиты от многофазных КЗ устанавливают в двух фазах. От однофазных за-
мыканий на землю используют направленную защиту нулевой последова-
тельности. Схемы защит и принципы выбора их уставок приведены в гл. 4.
404
Блок микропроцессорной защиты БМРЗ-ТП-КЛ предназначен для
защиты кабельной или воздушной трехфазной линии электропередачи
10 кВ. В этом блоке реализованы следующие защиты:
• трехступенчатая МТЗ от междуфазных повреждений с контролем
тока в трех фазах, с комбинированным пуском по напряжению, с пере-
ключением программ по дискретному сигналу. Первая и вторая ступе-
ни с независимыми, а третья с независимой или зависимой времятоко-
выми характеристиками. Предусмотрены возможность выбора одной из
двух зависимых времятоковых характеристик и автоматический ввод ус-
корения МТЗ при включении выключателя;
• одноступенчатая защита от 033 с комбинированным пуском по на-
пряжению, с переключением программ по дискретному сигналу. Первая
и вторая ступени с независимыми, а третья — с независимой или зависи-
мой времятоковыми характеристиками. Предусмотрена также возмож-
ность выбора одной из двух зависимых времятоковых характеристик и
автоматический ввод ускорения МТЗ при включении выключателя;
• защита от несимметрии и от обрыва фазы питающего фидера — с
контролем тока обратной последовательности и действием на отклю-
чение и сигнализацию;
• логическая защита шин реализует функцию ЛЗШ-датчика.
Кроме того блок выполняет следующие функции автоматики и уп-
равления коммутационными аппаратами:
• двукратное АПВ с возможностью блокировки входными дискрет-
ными сигналами при неисправности БМРЗ или выключателя, при сра-
батывании логической защиты шин и первой ступени МТЗ;
• устройство резервирования отказов выключателей — реализует
функцию УРОВ-датчик. Сигнал «УРОВд» выдается при невыполнении
команды на отключение выключателя, снимается по факту возврата за-
щит или снятия входных сигналов;
• функция «Управление коммутационными аппаратами» обеспечивает
местный и дистанционный режимы управления выключателем, защиту от
многократного включения и длительного протекания тока в катушках уп-
равления, а также контроль положения и исправности цепей управления;
• функция «АВР» в блоке реализована с контролем значения фаз-
ных напряжений, линейных напряжений сборных шин и положения
коммутационных аппаратов.
Схема внешних подключений блока БМРЗ-ТП-КЛ приведена на
рис. 11.11.
405
«1»
0 Цепь
1 1а
2 1а общий
3 1в
4 1в общий
5 IC
6 1с общий
«2»
0 Цепь
1 3Uo
2 3Uo общий
4 31о
5 31о общий
БМРЗ-ТП-КЛ
«3» РП-10-30
Цепь
02 */=220 В
22 РПО ВВ
04 */=220 В
24 РПВВВ
01 Откл. ВВ
Н */=220 В
21 Вкл. ВВ
12 */=220 В
03 АЧР
13 */=220 В
23 ЧАЛВ
14 */=220 В
05 Резерв
15 */=220 В
10 Готовность
25 Блок. АПВ
16 */=220 В
06 Резерв
26 */=220 В
07 Резерв
17 */=220 В
27 ШВ
18 */=220 В
08 Внеш. откл.
28 */=220 В
09 Резерв
19 */*220 В
29 Резерв
30 здз
20 */=220 В
РП-10-30
Цепь
ВВ откл. 1 01
И
ВВ откл. 2 12
21
ВВ вкл. 1 02
22
УРОВд 03
13
Резерв 14
23
ОКЦ 04
24
ЛЗШд 05
15
Резерв 16
25
Вызов 06
26
Отказ БМРЗ-2 07
17
0331 18
27
033 2 08
28
ВВ вкл. 2 09
19
Неиспр. БМРЗ/ВВ 29
Авар. откл. 10
Отказ БМРЗ-1 30
20
«RxTx»
RS-232
Цепь
RxO 2
ТхО 3
GND 5
RJ 9
ПЭВМ
RS-485
Цепь
А 2
Й 3
R(120) Ом 4
GNDS 7
АСУ
« I »
G<---
Рис. 11.11. Схема внешних подключений БМРЗ-ТП-КЛ (базовое исполнение)
406
11.3.2. Защита линий ПР и ДПР
Основные положения. Однофазные воздушные линии «провод—рель-
сы» (ПР) и трехфазные воздушные линии «два провода—рельсы» (ДПР)
напряжетгием 27,5 кВ прокладываются по опорам контактной сети элек-
трифицированных железных дорог однофазного переменного тока и слу-
жат для электроснабжения нетяговых потребителей. Питание линий —
одностороннее. Присоединяемые к этим линиям трансформаторы по-
требителей защищаются плавкими предохранителями, установленны-
ми со стороны обмотки высшего напряжения.
Защита должна обеспечивать отключение высоковольтного выклю-
чателя, установленного в начале линии, при коротких замыканиях в
любой точке линии между проводом и землей, между проводом и рель-
сами (ПР, ДПР), а также между проводами (ДПР). В состав защиты на
этом выключателе как обязательные должны входить максимальная то-
ковая защита с независимой выдержкой времени и токовая отсечка,
Максимальная токовая защита является основной и предназначена для
действия при коротких замыканиях в любой точке линии с чувствительно-
стью не менее нормативной. Эта защита должна быть отстроена от макси-
мального рабочего тока, определяемого по установленной мощности всех
присоединений с учетом их максимально возможной нагрузки. Время сра-
батывания максимальной токовой защиты выбирают, исходя из обеспече-
ния требования селективности с учетом времени работы токовой отсечки
и высоковольтных предохранителей присоединений, т.е. тех предохрани-
телей, которые установлены между линией ПР или ДПР и первичной об-
моткой присоединяемых к ней трансформаторов потребителей.
Токовая отсечка является дополнительной защитой и предназна-
чена для повышения надежности и ускорения отключения коротких
замыканий на части линии, примыкающей к источнику питания. Токо-
вая отсечка должна быть отстроена от коротких замыканий за транс-
форматорами присоединений и от токов включения этих трансформа-
торов. При этом зона действия токовой отсечки может быть меньше
длины защищаемой линии. Допускается выбирать уставку токовой от-
сечки так, чтобы ее зона действия перекрывала всю длину защищаемой
линии при условии обеспечения заданного значения коэффициента
чувствительности. Полное время действия токовой отсечки должно
обеспечить отстройку от сгорания плавкой вставки предохранителя на
стороне высшего напряжения любого из присоединений, а также от дей-
ствия разрядников.
407
Наименьший коэффициент чувствительности максимальной токо-
вой защиты при коротком замыкании в конце защищаемой линии в
режиме минимума энергосистемы должен быть не менее 1,5. Наимень-
ший коэффициент чувствительности токовой отсечки при коротком
замыкании в месте установки защиты в режиме минимума энергосис-
темы должен быть не менее 1,2.
На линиях ДПР токовая отсечка во всех случаях выполняется в двух-
фазном двухрелейном исполнении. Максимальная токовая защита вы-
полняется в двухфазном двухрелейном исполнении, если среди подклю-
ченных к линии потребителей нет трансформаторов со схемой соеди-
нения обмоток А/Д. При наличии мощных трансформаторов со схемой
обмоток А/Д максимальная токовая защита выполняется в двухфаз-
ном трехрелейном исполнении.
На линиях ПР максимальная токовая защита и токовая отсечка вы-
полняются каждая в однофазном однорелейном исполнении.
Расчетные параметры линии. Расчетная схема линии ДПР приведена
на рис. 11.12. Линия имеет одностороннее питание от фаз а и b понизи-
тельного трансформатора Т тяговой подстанции. Релейная защита ли-
нии установлена в ее начале и действует на отключение выключателя Q.
Трансформаторы ТП1, ..., ТП/, ..., ТП/ отребителей защищены на сто-
роне высшего напряжения предохранителями.
Обозначение расчетной точки К относится к двухфазному КЗ между
проводами линии ДПР; точки К'— к КЗ между двумя фазами, одна из
11.12. Расчетная схема линии ДПР
408
которых соединена с рельсами, а точки К" — к трехфазному КЗ между
двумя проводами линии ДПР и рельсами. Расчетные точки короткого за-
мыкания Kq и Kq расположены на выводах выключателя Q, причем первая
из них относится к линии ДПР, а вторая — к линии ПР. Расчетная точка К,
расположена в конце линии ДПР, а точка KJ — линии ПР. Расчетная точка
К/ расположена на вводах Z-го однофазного трансформатора ТП/ потреби-
теля, подключенного к линиям ДПР или ПР, а точка К/(н) — на выводах
вторичной обмотки того же трансформатора. Расчетная точка К/ (Ку) рас-
положена на вводаху-го трехфазного трансформатора ТП/ потребителя, под-
ключенного к линии ДПР, а точка К/(н) — на выводах вторичной обмотки
этого же трансформатора.
По расчетным точкам Ко и К'о осуществляется проверка токовой
отсечки на чувствительность в минимальном режиме энергосистемы в
соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ).
Расчетные точки К, и K'z используются для выбора уставки токовой
отсечки, а также для проверки чувствительности максимальной токо-
вой защиты на соответствие требованиям ПУЭ; точки К/ и Ку (K'j) слу-
жат для согласования времени сгорания плавких вставок на стороне
высшего напряжения потребителей и времени действия токовой отсеч-
ки, а по расчетным точкам К/(н) и К/(н) осуществляется отстройка дей-
ствия токовой отсечки от коротких замыканий на стороне низшего на-
пряжения потребителей.
Сопротивление Zn одной фазы источника питания линии вычисля-
ют по формуле, Ом:
(Н.9)
где — индуктивная составляющая сопротивления источника питания, Ом;
Un — напряжение на выводах тяговой обмотки трансформатора Т, кВ;
5С — мощность короткого замыкания на вводах в тяговую подстанцию,
MBA;
5Т — номинальная мощность трансформатора, МВ-А;
— число включенных в работу трансформаторов;
— напряжение короткого замыкания трансформатора, %;
а3 — заводской допуск на величину напряжения короткого замыкания.
Если параметры энергосистемы заданы сопротивлением Хс, Ом, при
базовом напряжении U& кВ, то мощность короткого замыкания, МВ-А,
вычисляют по формуле: 5С = £7| /Хс .
409
При вычислении минимальных токов короткого замыкания прини-
мают минимальный режим энергосистемы, при вычислении максималь-
ных токов — максимальный. Если параллельная работа двух трансфор-
маторов в эксплуатационных условиях не предусмотрена, то в макси-
мальном режиме принимают также лт = 1.
Для реальных подстанций вместо табличного значения ик, величина
которого определяется по табл. 8.4, в формуле (11.9) следует использо-
вать действительное значение ик (если оно известно) для положений
РПК на следующих ответвлениях (в процентах): —16 % для режима ми-
нимума, 0 % для среднего режима, +10 % для режима максимума энер-
госистемы. При использовании действительного (измеренного) значе-
ния ик на этих ответвлениях принимают а3 = 1.
Наибольшее значение сопротивления 2^ источника питания в даль-
нейших расчетах обозначается Zn max — это значение соответствует
минимальному режиму энергосистемы. Наименьшее значение сопро-
тивления Zn источника питания обозначается Zn min —- оно соответ-
ствует максимальному режиму энергосистемы.
Сопротивление ZTII одной фазы трансформатора потребителя, под-
ключенного к линиям ДПР или ПР, вычисляют по формуле
10и U2
К тп, ном
(11.10)
где С/П1 ном — номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ;
ик — паспортное значение напряжения короткого замыкания трансфор-
матора для среднего положения устройства переключения ответвлений первич-
ной обмотки, %;
5ТП - номинальная мощность трансформатора, кВА.
Сопротивление линии зависит от вида короткого замыкания. В ли-
ниях ПР возможны короткие замыкания видов «провод—земля» и «про-
вод—рельсы». В линиях ДПР, кроме того, возможны замыкания видов
«провод—провод», «два провода—земля» и «два провода—рельсы». Ко-
роткое замыкание на землю может иметь место при обрыве провода и
падении его на грунт. Короткие замыкания на рельсы возникают при
перекрытии или разрушении линейной изоляции.
Уже при небольшой удаленности от тяговой подстанции в рельсо-
вой цепи протекает лишь часть тока короткого замыкания, обусловлен-
ная взаимной индуктивной связью между контурами провода и рельсов
410
(наведенный ток). В этих условиях можно считать, что с учетом частич-
ного возврата тока по рельсам сопротивление контура «провод—земля»
(«два провода—земля») и сопротивление контура «провод—рельсы»
(«два провода—рельсы») оказываются одинаковыми.
В дальнейших расчетах используются следующие сопротивления
контуров:
znp “ полное сопротивление 1 км контура «провод—рельсы», Ом/км;
znn “ полное сопротивление 1 км контура «провод—провод», Ом/км.
Значения этих сопротивлений приведены в табл. 11.1, 11.2 и 11.3.
Таблица 11.1
Марка провода Активное гпр, индуктивное хпр и полное znp сопротивления контура «провод -рельсы», Ом/км, для тяговой сети без экранирующего (обратного) провода при числе путей (рельсы Р65)
1 2
^*irp Х"ггр znp ^нр ^пр znp
А-35 0,879 0,636 1,100 0,869 0,622 1,087
А-50 0,617 0,625 0,878 0,607 0,611 0,861
А-70 0,449 0,614 0,761 0,439 0,600 0,743
А-95 0,344 0,606 0,697 0,333 0,592 0,679
А-120 0,280 0,601 0,663 0,270 0,583 0,642
АС-25/4,2 1,205 0,642 1,365 1,235 0,628 1,385
АС-35/6,2 0,819 0,629 1,033 0,809 0,615 1,016
АС-50/8,0 0,632 0,621 0,886 0,622 0,607 0,869
АС-70/11 0,458 0,610 0,763 0,448 0,596 0,746
АС-95/16 0,335 0,600 0,687 0,325 0,586 0,670
АС-120/19 0,278 0,592 0,654 0,198 0,578 0,611
Значение znp для двухпутного участка, указанное в табл. 11.1 и 11.2,
не зависит от расположения проводов ДПР — оно остается практи-
чески одинаковым для расположения обоих проводов ДПР на опоре
одного пути или при расположении их по одному на опорах разных
путей.
Значение znn зависит от расположения проводов ДПР на опорах.
Если на двухпутном участке провода ДПР на суммарной длине рас-
положены на одной опоре, а на суммарной длине /2 — по одному на
опорах разных путей, то эквивалентное сопротивление контура «про-
вод-провод ДПР» линии znn экв вычисляют по формуле, Ом/км:
411
Таблица 11.2
Марка провода Активное Гпр, индуктивное хпр и полное сопротивления контура «провод—рельсы», Ом/км, для тяговой сети с экранирующим (обратным) проводом при числе путей (рельсы Р65)
1 2
г"р Хдр znp ^пр •^пр ^пр
А-35 0,878 0,560 1,041 0,867 0,554 1,029
А-50 0,616 0,549 0,825 0,605 0,543 0,813
А-70 0,448 0,538 0,700 0,437 0,532 0,688
А-95 0,343 0,530 0,631 0,332 0,524 0,620
А-120 0,279 0,521 0,591 0,268 0,515 0,581
АС-25/4,2 1,204 0,566 1,330 1,193 0,560 1,318
АС-3 5/6,2 0,818 0,553 0,987 0,807 0,547 0,975
АС-50/8,0 0,631 0,545 0,834 0,620 0,539 0,822
АС-70/11 0,457 0,534 0,703 0,446 0,528 0,691
АС-95/16 0,334 0,524 0,621 0,323 0,518 0,610
АС-120/19 0,277 0,516 0,587 0,196 0,510 0,546
Таблица 11.3
Марка провода Активное гпп, индуктивное хпп и полное znn сопротивления контура «провод—провод Д11Р», Ом/км, при расположении проводов
на одной опоре на опорах разных сторон пути двухпутного участка
^пп •^пп %пп Лш ^пп ^пп
А-35 1,700 0,646 1,819 1,700 0,988 1,966
А-50 1,160 0,624 1,317 1,176 0,966 1,522
А-70 0,840 0,610 1,038 0,840 0,952 1,270
А-95 0,630 0,584 0,860 0,630 0,926 1,120
А-120 0,502 0,568 0,758 0,502 0,910 1,039
АС-25/4,2 2,352 0,658 2,442 2,352 1,000 2,556
АС-3 5/6,2 1,580 0,632 1,702 1,580 0,974 1,856
АС-50/8,0 1,206 0,616 1,354 1,206 0,958 1,540
АС-70/11 0,858 0,594 1,044 0,858 0,936 1,270
АС-95/16 0,612 0,572 0,838 0,612 0,914 1,100
АС-120/19 0,498 0,558 0,748 0,498 0,900 1,029
412
Хпп,экв / । / (Znn,l^l "*"Znn,2^2^’
i z
где znn । — сопротивление контура «провод—провод ДПР» линии при распо-
ложении проводов на одной опоре, Ом/км;
znn 2 ~ сопротивление того же контура линии при расположении прово-
дов по одному на опорах разных путей, Ом/км.
Вычисление токов короткого замыкания. Формулы для вычисления
токов в одном проводе при коротком замыкании в линии ПР и ДПР
приведены в табл. 11.4, где приняты следующие обозначения:
Таблица JL4
Точка КЗ (рис. 11.12) Шифр линии Число фаз трансфор- матора Обозначение тока КЗ Формулы для вычисления тока КЗ
^0,^0 ДПР, ПР 1 1 Л2) 1 КО, min 0,95*7к 2Z ^^п,тах
к. ДПР Z(2) 7 К/,min 0,95t/K 2^п,тах "* znn^
К", ДПР г(З) JK/,max t/K ^n,min + znp^
К', ПР — r(2) Karnin 0,95t/K -Км 2^п,тах "* znp^ + ^пер
К'/ ПР /(2? К/,max ик 2^n,min + znp^
К'/, К? ДПР ДПР, ПР 3 1 /2) Ki, min 0,95C7K - gM 2^п,max + znp^’ + ^nep
К/(н) ДПР, ПР 1 r(2) Кд(н),тах uK 2^n,min + znp^‘ *" 2-^Tn.j
К/ ДПР 3 r(2) JK/,min 0,95Z7K 2-Zfi,max + znn^j *“ ^nep
К/(н) ДПР 3 /(3) Х1^(н),тах UK ^(Zn.min + znp(/' + Z-rnj)
413
UK — номинальное напряжение на шинах РУ-27,5 кВ, принимаемое
равным 27 500 В;
Ем — ЭДС, наводимая в контуре «провод—рельсы» тяговыми тока-
ми контактной сети, В;
г(2) /(2) /(2) 7(2) /(2) 7(2) - токи TTBVX-
*K0,min ’ JK.'0,min ’ zK/,min ’ ^K'/.min ’ Ki, min ’ К/,min токи двух
фазного короткого замыкания линии при повреждении изоляции в точ-
ках соответственно , К'о , Kz, K'z, К'/ и Ку (К'/) для минимального
режима энергосистемы (см. рис. 11, 12);
^к/max’ ^ку(н)тах — токи трехфазного короткого замыкания линии
при повреждении изоляции в точках соответственно К/ и К/(н) для мак-
симального режима энергосистемы, А;
^к?(н) max ~~ ток Двухфазного короткого замыкания линии при по-
вреждении изоляции в точке К/(н) (на выводах вторичной обмотки од-
нофазного трансформатора Z-го потребителя, присоединенного к ли-
ниям ДПР или ПР) для максимального режима энергосистемы, А;
Zn max» 2п min соответственно наибольшее и наименьшее значе-
ния сопротивления фазы источника питания, вычисляемые по форму-
ле (11.9), Ом;
ZTn/, ZTnj — сопротивления фазы соответственно однофазного
трансформатора f-го потребителя и трехфазного трансформатора /-го
потребителя, приведенные к номинальному напряжению первичной
обмотки, вычисляемые по формуле (11.10), Ом;
znn, znp “ полные сопротивления 1 км контуров соответственно
«провод—провод» и «провод—рельсы», значения которых приведены в
табл. 11.1, 11.2, 11.3, Ом/км;
Яиер — переходное сопротивление в месте короткого замыкания,
принимаемое равным 1—3 Ом;
/ — расстояние от источника питания (тяговой подстанции) до кон-
ца линии ДПР или ПР, км;
/z-, lj — расстояния от источника питания (тяговой подстанции) соот-
ветственно до /-го потребителя с однофазным трансформатором и /-го по-
требителя с трехфазным трансформатором, присоединенных к линии, км;
0,95 — коэффициент, учитывающий возможное снижение напряже-
ния на шинах, обусловленное протеканием по сопротивлению источ-
ника питания тяговых нагрузок.
При двухстороннем питании контактной сети принимают = 0.
Значение наведенной ЭДС следует учитывать лишь при односторон-
414
нем (консольном) питании контактной сети. Такой режим работы име-
ет место для схемы встречно-консольного питания межподстанцион-
ной зоны (при отключенном посте секционирования) либо в вынуж-
денном режиме при выпадении смежной подстанции.
Приближенное значение Ем вычисляют по формуле, В:
SU z /
Е =_____т’тах м к (11.11)
м z I
тс т
где Англах — максимальная потеря напряжения в тяговой сети между под-
станцией и наиболее удаленным от нее электровозом при одностороннем пи-
тании, В;
zM — сопротивление взаимоиндукции между тяговой сетью и проводом
линии ДПР (ПР) на длине 1 км, Ом/км;
zTC — составное сопротивление 1 км тяговой сета, Ом/км,
/к — расстояние от питающей тяговой подстанции до места короткого за-
мыкания в линии ДПР, км;
Z*. — расчетное плечо питания, км.
Значение Д(7ттах принимают для встречно-консольного питания
2500 В, для вынужденного режима 5500 В. Значения сопротивлений zM
и zTC приведены в табл. 11.5.
Таблица 11.5
Число путей Значения сопротивлений zM и для видов тяговой сети, Ом/км
Ztc
ТП ТПУ ЭУП ТП ТПУ ЭУП
1 0,170 0,200 0,100 0,445 0,365 0,319 0,286 0,265 0,228
2 0,130 0,140 0,008 0,257 0,218 0Д82 0,171 0,149 0,132
Примечания. 1. Контактный провод: МФ-100.
2. Несущий трос: ПБСМ-95 (числитель), М-95 (знаменатель).
3. ТП — контактная сеть из несущего троса и контактного провода; ТПУ —
то же с усиливающим проводом А-185; ЭУП тяговая сеть из несущего троса,
контактного, усиливающего (А-185) и экранирующего (А-185) проводов.
При встречно-консольном питании /т равно расстоянию от подстан-
ции до поста секционирования, при вынужденном режиме — расстоя-
нию до смежной подстанции. Поскольку /к < /т , то при встречно-кон-
сольном питании контактной сети для тех значений /к, которые превы-
шают расстояние /т до поста секционирования, принимают /к = /т.
415
Выбор уставок токовой отсечки. Уставка токовой отсечки (ТО) по току
срабатывания должна быть отстроена от:
• коротких замыканий на выводах вторичных обмоток трансформа-
торов присоединений (расчетные точки К/(н) и К/(н) на рис. 11.12);
• токов включения трансформаторов присоединений.
Допускается выбирать уставку ТО по току срабатывания по условию
обеспечения ее действия при КЗ в конце защищаемой линии, если при
этом обеспечиваются перечисленные условия отстройки. Выбранная
уставка по току срабатывания проверяется на обеспечение требований
чувствительности. Согласно ПУЭ при коротких замыканиях в месте
установки защиты (расчетные точки Ко иК'о на рис. 11.12) коэффици-
ент чувствительности должен быть не менее 1,2.
Уставка выдержки времени токовой отсечки должна обеспечить:
— отстройку от действия разрядников;
— селективность действия при коротких замыканиях на вводах при-
соединений за предохранителями.
Уставка по току срабатывания 7уТО выбирается по условиям:
- для линий ДПР
> к /(3)
у,ТО з1 К/(н) max ’
у,ТО з7 К/(н)тпах ’
(11.12)
(11.12х)
у, ТО бр н,ном ’
(11.13)
— для линии ПР по формуле (11.12'), а также
Лто^тг’Е15’™’ <11.139
к
где к3 —- коэффициент запаса, принимаемый равным 1,3—1,4;
кбр — кратность броска тока намагничивания (включения) трансформато-
ров линии, принимаемая равной 3—5 для ТО без выдержки времени, 2—3 для
ТО, отстроенной по времени от действия разрядников, и равным 1 для ТО с
выдержкой времени 0,3 с и более;
/н ном — суммарный номинальный ток трансформаторов, подключенных
к линии {ДПР, А;
^тп ном ” сумма номинальных мощностей однофазных трансформато-
ров, подключенных к линии ПР, кВА;
UK — номинальное напряжение питания линии, принимаемое равным 27,5 кВ.
Для линий ДПР формула (11.12) относится к КЗ на выводах трех-
фазных трансформаторов, а (11.12х) — к КЗ на выводах однофазных
416
трансформаторов. Значения токов ^к/(н) max и ^К/(н) max’ ВХОДЯ1ДИХ
в приведенные выражения, вычисляют по формулам, указанным в табл.
11.4. При этом значения определяемые по формулам (11.12) и
(11.12'), вычисляют для всех присоединений ТП (см. рис. 11.12) и при-
нимают его наибольшее значение.
Значение 7„ „Л„ вычисляют по формулам, А:
— для линии ДПР
и.иом
К
тп.ном
(Н-14)
, ном г
— для ЛИНИИ ПР
н,ном
тп,ном’ К '
к
где ^тп'ном сУмма номинальных мощностей трехфазных трансформаторов
потребителей, подключенных к линии ДПР, кВ-А;
^тп^ном ““ сУмма номинальных мощностей однофазных трансформато-
ров, подключенных к линиям ДПР или ПР, кВ-А;
UK — номинальное напряжение линии, принимаемое равным 27,5 кВ;
а — отношение суммы мощностей однофазных трансформаторов, подклю-
ченных к наиболее загруженной фазе, к общей мощности всех однофазных
трансформаторов, подключенных к линии ДПР.
Уставку 7уТО выбирают по наибольшему значению из вычисленных
по формулам (11.12), (11.13) или (11.12'), (11.13').
Уставку ТО по условию обеспечения ее действия при КЗ в конце за-
щищаемой линии определяют по выражениям, А:
— для линий ДПР
/ < К/,min
У’то " к
3
— для линий ПР
(П-15')
< K7,min
у-то -~Г~
3
В которых значения ^к/,пйп И ^К7 min ВЫЧИСЛЯЮТ по формулам, приве-
денным в табл. 11.4, соответственно для расчетных точек К; и К'/
Найденные по формулам (11.15) и (11.15') значения 7'уТО сравнива-
ют с наибольшим значением уставки 7уТО определенным на основа-
417
нии вычислений по формулам (11.12) и (11.13) или (11.12х) и (11.13х).
Если выполняется условие /уТО < уто»то в качестве расчетной устав-
ки ТО допускается принимать значение Гу то. Если же 7уТО > ZxyTO, то
в качестве расчетной уставки ТО принимают наибольшее значение /у то
Выбранное значение уставки /уТО используется для определения
коэффициента чувствительности по формуле
42)
= °'.тц1.., (11.16)
У, ТО
где — вычисляют по формуле, приведенной в табл. 11.4, для расчетных
^0, min
точек Kq и К'о
Защита отвечает нормативным требованиям ПУЭ по чувствитель-
ности, если выполняется условие > 1,2.
Примерная длина линии, защищаемая токовой отсечкой при выбран-
ной уставке по току срабатывания, может быть определена по формуле
^то ,
пп
(11.17)
Если наибольшее значение уставки ТО по току срабатывания 7уТО
соответствует значениям, вычисленным по формулам (11.13) или (11.13х),
т.е. определяется значением броска тока намагничивания трансформа-
торов, присоединенных к линиям ДПР или ПР, и при этом коэффициент
чувствительности, вычисленный по формуле (11.16), не отвечает норма-
тивным требованиям ПУЭ (л\г > 1,2), то допускается в качестве расчетно-
го значения ZyT0 принимать вычисленное по формулам (11.12) или
(11.12х). Однако в этом случае при оперативном или под действием АПВ
включении линии возможно ложное срабатывание защиты из-за брос-
ков тока намагничивания трансформаторов. Исправление ложного от-
ключения линии может быть достигнуто ее повторным включением.
Если коэффициент чувствительности, вычисленный по формуле
(11.16), не отвечает требованиям ПУЭ (к^ > 1,2), то токовую отсечку вы-
полняют в двухступенчатом исполнении. Уставку JyTO1 пеРв°й ступе-
ни ТО1 (с меньшим временем срабатывания) выбирают по условию:
т (2)
< К0,пш.
у,ТО1 - к
ч
(11.18)
418
где кч — наименьшее значение коэффициента чувствительности, принимае-
мое в соответствии с ПУЭ = 1,2.
Уставку /у т02 по току срабатывания второй ступени токовой отсечки ТО2
(с большей выдержкой времени) выбирают как наибольшее значение из
вычисленных по формулам (11.12), (11.13) (11.5)или(11.12'), (11.13'), (11.15').
Уставка выдержки времени должна быть больше времени действия
разрядников на линии и времени сгорания плавкой вставки предохра-
нителей, присоединенных к линии трансформаторов.
Отстройка ТО от действия разрядников обеспечивается без примене-
ния реле времени замедлением на срабатывание пускового органа защиты
(реле тока) не менее чем на 0,06—0,08 с при времени его возврата 0,01 с.
Для выполнения этих условий в защите на постоянном оперативном
токе с реле РТ-40, РТ-140 и др. необходимо использовать выходное про-
межуточное реле с замедлением на срабатывание (например, РП-251).
Полное время работы такой защиты составляет около 0,1 с.
Для согласования выдержки времени токовой отсечки с предохраните-
лями трансформаторов, присоединенных к линии, необходимо иметь све-
дения о типе предохранителей и номинальных токах плавких вставок на
каждом из присоединений, а также иметь защитные времятоковые харак-
теристики предохранителей, т.е. кривые зависимости полного времени
отключения от проходящего по предохранителю тока. В свою очередь пол-
ное время отключения состоит из суммы времени плавления вставки и
времени гашения дуги. Усредненная защитная характеристика задается
заводами-изготовителями. Она может иметь два вида: как график зависи-
мости полного времени отключения от тока или как два графика, один из
которых определяет время плавки от тока, а другой — время гашения дуги.
В качестве примера приведены защитные характеристики предохра-
нителей ПК (рис. 11.13) и ПСН-35 (рис. 11.14), представленные в виде
двух зависимостей: а — время плавления вставки; б — время гашения
дуги. Время плавления вставки и время гашения дуги / отложены
на оси ординат, а ток /(или кратность тока ///ном где /ном — номиналь-
ный ток плавкой вставки) на оси абсцисс в логарифмическом масшта-
бе. Так, например, для предохранителя ПК с номинальным током плав-
кой вставки 20 А по рис. 11.13, а определяем, что при токе / = 200 А
время плавления вставки равно = 0,3 с, а по рис. 11.13, б находим
время гашения дуги при кратности тока 200/20 = Ю ?гд = 0,03 мин или
Ггд = 0,03 • 60 = 1,8 с. Усредненное полное время отключения предохра-
нителя Ln = Сп + /ггт = 0,3 + 1,8 - 2,1 с.
vz АД Д w Д 1
419
Секунды Минуты
а
Рис. 11,13. Защитные характеристики предохранителей ПК:
а — время плавления вставки; б — время гашения дуги
420
Рис. 11.14. Защитные характеристики предохранителей ПСН-35 по данным
завода: а — время плавления вставки; б — время гашения дуги
На рис. 11.15 приведена защитная характеристика предохранителя
ПВТ-35.
Действительное время отключения предохранителем тока может зна-
чительно отличаться от указываемых заводом-изготовителем на усред-
ненных защитных характеристиках. Поэтому для согласования време-
ни действия предохранителей и выдержки времени релейной защиты
расчетное значение полного времени отключения /опр для предохрани-
телей определяют как, с:
^-1.25^ + ^). (11.19)
Для тех предохранителей, например ПВТ-35 (см. рис. 11.15), у кото-
рых усредненная защитная характеристика представлена в виде зави-
симости полного времени отключения ?оп от тока / (или от кратности
тока ///ном), вместо (11.19) используется формула
' = 1 25/
опр
(11.20)
Пример 11.1. К линии ДПР через предохранители ПСН-35М подключе-
на комплектная трансформаторная подстанция КТП-400/25. Номинальный
ток плавкой вставки 1ном = 30 А. Минимальное значение тока двухфазного
/(2)
к, min
короткого замыкания
= 400 А. Определить расчетное полное время
отключения предохранителя.
421
Рис. 11.15. Защитные характеристики предохранителей ПВТ-35
По защитной характеристике предохранителя (см. рис. 11.14, а) находим при
токе 400 А и номинальном токе плавкой вставки 30 А = 0,02 с. По защитной
характеристике (см. рис. 11.14, б) и токе 400 А находим: = 14-10~2 = 0,14 с.
Расчетное полное время отключения вычисляем по формуле (11.19):
/опр = 1,25^ + /гд) = 1,25(0,02 + 0,14) = 0,2 с.
Наибольшее значение расчетного полного времени отключения вы-
числяют так же, как в примере 11.1, для каждого присоединения (см.
рис. 11.12) при двухфазном коротком замыкании на вводах трансфор-
маторов потребителей в минимальном режиме. Значения токов корот-
кого замыкания вычисляют по формулам, приведенным в табл. 11.4 для
расчетных точек К7, К'/, К/.
422
Вычисленное значение тока двухфазного короткого замыкания на
вводах трансформатора данного присоединения откладывают на оси
абсцисс защитной характеристики предохранителя, используемого для
защиты этого трансформатора, и на оси ординат определяют время плав-
ки и время гашения дуги /гд. Расчетное время отключения вычисля-
ют по формулам (11.19) или (11.20).
Такие расчеты выполняют для всех присоединений, кроме тех, транс-
форматоры которых имеют мощность нс более 100 кВ-А с номиналь-
ным током плавких вставок предохранителей не более 7,5 А. В линиях
ДПР и ПР предохранители с номинальным током 7,5 А и менее имеют
полное время отключения не более 0,02 с и их согласование с релейной
защитой выполняется автоматически.
Если расчетное полное время отключения предохранителей всех по-
требителей, присоединенных к линиям ДПР или ПР нс превышает зна-
чения /опр = 0,02 с, то селективность действия токовой отсечки, отстро-
енной от действия разрядников, обеспечивается автоматически.
Если расчетное полное время отключения предохранителя /опр ка-
кого-либо из потребителей, присоединенных к линиям ДПР или ПР,
оказывается больше 0,02 с, но не превышает значения Гопр = 0,15 с,
то дополнительную выдержку времени в токовую отсечку не вводят.
При этом, однако, токовая отсечка, а также первая ступень двухсту-
пенчатой токовой отсечки, отстроенные от действия предохраните-
лей, могут сработать неселективно. Поскольку плавкая вставка пре-
дохранителя при этом сгорает раньше или одновременно с отключе-
нием линии, то неселективное отключение линии будет исправлено
действием АПВ.
Если расчетное полное время отключения предохранителя Гопр ка-
кого-либо из потребителей, присоединенных к линии ДПР или ПР, пре-
вышает значение /опр = 0,15 с, то токовую отсечку (а также первую сту-
пень двухступенчатой токовой отсечки) выполняют с выдержкой вре-
мени ^то (^То1).
Уставку выдержки времени вычисляют по условию, с:
*У,ТО Гу,ТО1 Zonp+ Дг’
(11.21)
где Д/ — ступень выдержки времени, принимаемая равной 0,5 с—0,6 с.
Выдержку времени ^То2 втоР°й ступени двухступенчатой токовой
отсечки принимают по условию, с:
423
'у, то 2
- ?у,ТО1 + Л/’
(11.22)
где fyTOi ” выдержка времени первой ступени двухступенчатой токовой от-
сечки, с.
Выбор уставок максимальной токовой защиты. При выборе уставок
(МТЗ) необходимо обеспечить следующие основные условия:
— чувствительность при коротком замыкании в любой точке защи-
щаемой линии ДПР или ПР, определяемую нормами ПУЭ;
— отстроенность от максимальных нагрузок нормального режима;
- согласование с временем действия токовой отсечки;
— согласование с временем действия предохранителей, защищаю-
щих сетевые трансформаторы потребителей.
Уставку по току срабатывания максимальной токовой защи-
ты выбирают по условиям обеспечения требуемой чувствительности при
коротких замыканиях в любой точке линии, А:
- для линии ДПР
Л^мтз “
ч
— для линии ПР
к/,min ,
5
К
(11.23)
у, МТЗ -
в которых значения .
_ к/,min
К7-™? ' (11.23')
К
ч
К7 min вычисляют по формулам, приве-
денным в табл. 11.4 для7 расчетных точек К, и К'а нормативное наи-
меньшее значение коэффициента чувствительности принимают рав-
ным 1,5.
Выбранное по выражениям (11.23), (11.23') значение уставки по току
/у мтз проверяют на отстроенность от максимальных нагрузок. Долж-
но соблюдаться условие, А:
Л\МТЗ
н,тах ’
(11-24)
где /н тах — максимальная нагрузка линии ПР или наиболее загруженной фазы
линии ДПР с учетом нагрузок линии ВЛ СЦБ (при использовании линии ДПР
в качестве резервной для питания потребителей СЦБ), А;
к3 — коэффициент запаса, принимаемый равным 1,2—1,3;
ксз — коэффициент самозапуска двигателей нагрузки, принимаемый рав-
ным 1,5—2,5, если суммарная мощность двигателей составляет значительную
424
часть нагрузки, и равным 1, если суммарная мощность двигателей составляет
незначительную часть нагрузки или их нет;
Кц — коэффициент возврата реле тока, принимаемый для реле РТ-40, РТ-140
и подобных равным 0,8—0,85.
Если данные о значении /н тах отсутствуют, то это значение вычис-
ляют по формулам, А:
— для линии ДПР
н,тах Fijj нагр тп, ном
* к
— для линии ПР
+ 1,5аУк: 5(1) , (11.25)
’ L-t нагр тп, ном / ’ 7
н,тах jj нагр тп,ном’ ' '
где — сумма номинальных мощностей трехфазных трансформаторов
потребителей, подключенных к линии ДПР, кВ А;
тп ном сУмма номинальных мощностей однофазных трансформато-
ров, подключенных к линиям ДПР или ПР, кВА;
кнагр коэффициент нагрузки трансформаторов, принимаемый в соот-
ветствии с опытными данными (при отсутствии таких данных его значение
принимают 0,5—0,8);
UK — номинальное напряжение линии, принимаемое равным 27,5 кВ;
а — отношение суммы мощностей однофазных трансформаторов, подклю-
ченных к наиболее загруженной фазе, к общей мощности всех однофазных
трансформаторов, подключенных к линии ДПР.
Уставку выдержки времени МТЗ выбирают по условию, с:
Гу,МТЗ ~ Гу,ТО + Д/>
(11.26)
где iyTQ — время действия токовой отсечки, с;
А/ — ступень выдержки времени, принимаемая 0,5—0,6 с.
Если токовая отсечка выполнена с двумя ступенями, то в выражении
(11.26) принимают то = ^,ТО2»где *у ТО2 ~~ определяют по формуле (11.21).
Выдержка времени МТЗ не должна превышать 4 с.
Уставка выдержки времени максимальной токовой защиты должна
быть отстроена от времени работы предохранителя любого присоеди-
нения по условию, с:
^опр + *уМТЗ - с> (11.27)
где /опр — расчетное полное время отключения предохранителя, вычисляемое
по формулам (11.19) или (11.20), с;
А/ — ступень выдержки времени, принимаемая равной 0,5—0,6 с;
425
Защита при гололеде. При плавке гололеда провод линии ПР или ДПР
в ее конце соединяют с рельсовой цепью. Максимальную токовую за-
щиту выводят из работы и вместо нее вводят в действие токовую отсеч-
ку, уставку которой выбирают по формуле (4.11) при к3 == 1,2. Значение
тока 7ктах определяют по формуле, приведенной в табл. 11.4 для рас-
четной точки К'у в режиме максимума энергосистемы.
Специализированные терминалы. Для защиты фидера ДПР выпуска-
ются специализированные микропроцессорные терминалы ЦЗА-27,5-
ДПР и БРМЗ-ДПР. Они выполняют функции трехступенчатой токовой
защиты, каждая из ступеней которой может действовать с выдержкой
времени. Первая ступень может выполнять роль токовой отсечки, вто-
рая ступень — максимальной токовой защиты. Третья ступень может
использоваться при режиме плавки гололеда.
Кроме того, терминалы содержат защиту минимального напряже-
ния, выполняют функции АПВ, местного и дистанционного управле-
ния выключателем и разъединителем и некоторые другие функции.
Комплекты могут использоваться на новых комплектных подстанциях,
а также на старых — при их обновлении.
11.3.3. Защита линий продольного электроснабжения
и ВЛ СЦБ 6-10 кВ
Трехфазные линии продольного электроснабжения (ПЭ), а также
высоковольтные линии электроснабжения автоблокировки (ВЛ СЦБ)
эксплуатируются при одностороннем питании. К этим линиям присое-
динено через предохранители большое число трехфазных и однофаз-
ных трансформаторов потребителей, распределенных вдоль трассы же-
лезной дороги. На электрифицированных железных дорогах эти линии
подвержены сильному электромагнитному влиянию контактной сети.
Защита линий на питающем конце от коротких замыканий выполняет-
ся, как правило, в виде максимальной токовой защиты, дополненной
токовой отсечкой. Использование каждой из защит в двух фазах в двух-
релейном исполнении следует признать для таких линий недостаточ-
ным из-за большой несимметрии токов, что может привести к отказам
при КЗ. Предпочтительным является использование трехфазных защит
(см. рис. 2.11, а) или, по крайней мере, двухфазных защит в трехрелей-
ном исполнении, в котором одно из реле тока максимальной токовой
защиты включено в общий провод вторичных обмоток трансформато-
ров тока (на геометрическую сумму токов двух фаз) (см. рис. 2.11, б).
426
Поскольку линии продольного электроснабжения и линии электро-
снабжения автоблокировки получают питание от трансформаторов с
изолированной нейтралью, то, кроме указанных защит от коротких за-
мыканий, они должны снабжаться также защитой от однофазных за-
мыканий на землю (см. п. 4.7.2),
Токовая отсечка. Уставка токовой отсечки по току срабатывания дол-
жна быть отстроена от токов коротких замыканий на выводах вторич-
ной обмотки трансформаторов потребителей, присоединенных к линии,
и токов их включения. Коэффициент чувствительности ТО при корот-
ком замыкании вблизи места ее установки должен быть не менее 1,2.
Уставка выдержки времени ТО должна обеспечить отстройку от дей-
ствия разрядников и селективность при КЗ на вводах присоединений
за предохранителями. Иными словами при КЗ за предохранителем сго-
рание его плавкой вставки и гашение дуги должны произойти раньше,
чем сработает ТО.
Выбор уставки ТО по току срабатывания ly^Q выполняют по наи-
большему значению из вычисленных по формулам, А:
>к/(3) *
у,ТО - VK/(h)’
у,ТО з К/(н)’
у,ТО бр н,ном?
(11.28)
(11.29)
(11.30)
где — значение тока в месте установки ТО при трехфазном КЗ на выво-
дах обмотки низшего напряжения трехфазного трансформаторау-го присоеди-
нения. А;
^К/(н) значение тока в месте установки ТО при двухфазном КЗ на выво-
дах обмотки низшего напряжения однофазного трансформатора z-го присое-
динения, А;
/н ном — суммарный номинальный ток трансформаторов, подключенных
к линиям ПЭ или ВЛ СЦБ, вычисляемый по формуле (11.14), в которой вместо
UK используют значение (7Н0М, А.
Значения токов ^кдн) и ^К/(н) вычисляют по формулам, А:
427
(2) _ HOM
К'(н) 2.I(R + Г.1.+Л )2 +(X + X.I.+X У ’
п 1 i тп, r v п 1 i тп,г
(11.32)
где CZH0M — номинальное (линейное) напряжение линии, В;
Ли,'хп - активная и индуктивная составляющие сопротивления фазы ис-
точника питания, Ом;
^тпу активная и индуктивная составляющие сопротивления фазы
трехфазного трансформатора у-го присоединения, Ом;
?*! Xj — активная и индуктивная составляющие сопротивления прямой пос-
ледовательности 1 км линии, Ом/км;
lj — расстояния от начала линии (места установки ТО) соответственно до
z-го и у-го присоединений, км.
Для линий продольного электроснабжения ПЭ, подключенных не-
посредственно к шинам 6 или 10 кВ третьей обмотки понижающего
трансформатора тяговой подстанции, в формулах (11.31) и (11.32)
принимают 7?п = 0, а сопротивление Хп вычисляют по формуле (11.9)
для параметров этого трансформатора и режима максимума энерго-
системы. Если третья обмотка понижающего трансформатора имеет
напряжение 35 кВ, то для питания линии ПЭ используют дополни-
тельный трансформатор ТПЭ, понижающий напряжение с 35 до 6
или 10 кВ. Поскольку его сопротивление значительно больше сопро-
тивления понижающего трансформатора и энергосистемы, то пос-
ледние можно не учитывать. В этом случае в формулах (11.31) и (11.32)
принимают Rr = &рдэ’ Лт ~ ^ТПЭ’ где ^ТПЭ’ ‘^ТПЭ — активное и
индуктивное сопротивления фазы трансформатора ТПЭ, вычисляе-
мые соответственно по формулам (7.19) и (7.20). В свою очередь зна-
чение ZT для трансформатора ТПЭ в формуле (7.20) можно опреде-
лить по выражению (11.10).
Линия ВЛ СЦБ получает питание от двух последовательно соеди-
ненных трансформаторов — понижающего трансформатора собствен-
ных нужд ТСН и повышающего трансформатора ТСЦБ. Поскольку их
сопротивления значительно больше сопротивлений понизительного
трансформатора тяговой подстанции и энергосистемы, то последние
можно не учитывать. Для линии ВЛ СЦБ в формулах (11.31) и (11.32)
принимают: 7^ = 7?тсн + 7?ТСцБ, Лт= ^ТСН + ^ТСЦБ, где ^ТСН’ ^ТСН ""
активное и индуктивное сопротивления фазы трансформатора собствен-
ных нужд ТСН; — активное и индуктивное сопротивле-
ния фазы повышающего трансформатора ТСЦБ линии ВЛ СЦБ.
428
Значения активных и индуктивных сопротивлений Я^ i Хгп /5 Ягп^-
X^j трансформаторов присоединений вычисляют по формулам (7.19),
(7.20) и (11.10).
Значение активной и индуктивной jq составляющих сопротивле-
ния Zj приведены в табл. 11.6. Приведение значения активной состав-
ляющей сопротивления q к температуре 20 °C (летний период) осуще-
ствляют по формуле rj 20 = ri ~ G + Рг20), в которой значение Гр соот-
ветствующее температуре 0°С, принимают по табл. 11.6, а
температурный коэффициент ₽г — по табл. 10.2. Значение полного со-
/ у"
противления фазы вычисляют по формуле Zj = Jq + Xj .
Выбранную по условиям (11.28), (11.29) и (11.30) уставку ТО по току
срабатывания Zy то проверяют по формуле (1J. 16) на обеспечение чув-
ствительности. Защита ТО отвечает нормативным требованиям по чув-
ствительности, если выполняется условие кц > 2. Значение тока
. двухфазного КЗ вблизи места установки защиты можно вычис-
К0,тш
лить по формуле (11.32) при Я^ i = Хтп • = 0, = 0. Если линия ПЭ под-
ключена непосредственно к шинам 6 или 10 кВ третьей обмотки пони-
жающего трансформатора тяговой подстанции, то в этом случае при-
нимают 7^ = 0, а сопротивление JTn вычисляют по формуле (11.9) для
режима минимума энергосистемы.
Для других схем питания рассматриваемой линии значения Яп и
не изменяются.
Примерная длина линии /то защищаемая токовой отсечкой при
выбранной уставке по току срабатывания 1у то, может быть определена
по формуле, км:
/ =л_
то 2z,
Г 0,9517 '
9 ном
ч 7У,ТО
(11.33)
Выбор уставки выдержки времени. Время срабатывания ТО должно
быть больше времени действия разрядников на линии и времени от-
ключения КЗ высоковольтными предохранителями, присоединенных
к линии трансформаторов, при повреждении изоляции на их вводах.
Отстройка защиты от действия разрядников выполняется так же, как
для линий ДПР, использованием выходных промежуточных реле с за-
медлением на срабатывание около 0,1 с.
429
430
Таблица П.6
Марка провода Активное сопротивление /*! фазы при 0 °C, Ом/км Индуктивное сопротивление %] фазы, Ом/км, при среднем геометрическом расстоянии £>сг между проводами, м
0,80 1,00 1,25 1,50 2,00 2,50 3,00
А 35 0,784 0,353 0,367 0,381 0,392 0,410 0,424 0,436
А 50 0,534 0,341 0,355 0,369 0,381 0,399 0,413 0,424
А 70 0,388 0,330 0,344 0,358 0,370 0,388 0,402 0,413
А 95 0,291 0,322 0,336 0,350 0,361 0,379 0,393 0,405
А 120 0,232 0,316 0,328 0,342 0,353 0,371 0,385 0,396
А 150 0,183. 0,306 0,320 0,334 0,345 0,363 0,377 0,389
А 185 0,150 0,296 0,314 0,328 0,339 0,357 0,371 0,382
АС 25/4,2 1,085 0,358 0,372 0,386 0,397 0,415 0,429 0,441
АС 35/6,2 0,729 0,346 0,360 0,374 0,385 0,403 0,417 0,428
АС 50/8,0 0,556 0,337 0,351 0,365 0,377 0,395 0,409 0,420
АС 70/11 0,395 0,326 0,340 0,354 0,366 0,384 0,398 0,409
АС 95/16 0,287 0,316 0,330 0,344 0,355 0,373 0,387 0,399
АС 95/141 0,296 0,292 0,306 0,320 0,331 0,349 0,363 0,375
АС 120/19 0,230 0,308 0,322 0,336 0,348 0,366 0,380 0,391
АС 120/27 0,233 0,308 0,322 0,336 0,348 0,366 0,380 0,391
АС 150/19 0,184 0,302 0,316 0,330 0,342 0,360 0,374 0,385
АС 150/24 0,183 0,301 0,315 0,329 0,341 0,359 0,373 0,384
АС 150/34 0,185 0,300 0,314 0,328 0,340 0,358 0,372 0,383
АС 185/24 0,145 0,295 0,309 0,323 0,335 0,353 0,367 0,378
Окончание табл. 11.6
Марка провода Активное сопротивление Г\ фазы при 0 °C, Ом/км Индуктивное сопротивление jq фазы, Ом/км, при среднем геометрическом расстоянии £>сг между проводами, м
0,80 1,00 1,25 1,50 2,00 2,50 3,00
АС 185/43 0,145 0,292 0,306 0,320 0,332 0,350 0,364 0,375
АС 185/128 0,145 0,282 0,296 0,310 0,322 0,340 0,354 0,365
БСМ1-4 4,600 0,392 0,406 0,420 0,432 0,450 0,464 0,475
БСМ2-4 4,690 0,392 0,406 0,420 0,432 0,450 0,464 0,475
БСМ1-6 1,840 0,367 0,381 0,395 0,406 0,424 0,438 0,450
ПБСМ 1-25 2,203 0,591 0,605 0,619 0,630 0,648 0,662 0,674
ПБСМ2-25 2,746 0,591 0,605 0,619 0,630 0,648 0,662 0,674
ПБСМ1-35 1,691 0,554 0,508 0,582 0,593 0,611 0,625 0,637
ПБСМ2-35 2,112 0,554 0,568 0,582 0,593 0,611 0,625 0,637
ПБСМ 1-70 0,663 0,443 0,457 0,471 0,482 0,500 0,514 0,526
ПБСМ1-95 0,604 0,425 0,439 0,453 0,464 0,482 0,496 0,508
ПБСА50/70 0,597 0,408 0,422 0,436 0,447 0,460 0,479 0,491
Примечание. Активное и индуктивное сопротивления проводов марки ПБСМ зависят от тока; в таблице указаны
средние значения.
Для согласования выдержки времени ТО с предохранителями транс-
форматоров, присоединенных к линии, необходимо иметь сведения о
типе предохранителей, номинальном токе плавких вставок на каждом
из присоединений, а также иметь защитные времятоковые характерис-
тики предохранителей. Расчеты выполняются как для линий ДПР в сле-
дующей последовательности.
Вычисляют значение тока 1^) в месте установки ТО при двухфаз-
ном КЗ на каждом из присоединений по формуле, А:
_____________ном_____________
2./(Я +г,1 )2 +(Х + х,1)2 ’
V п 1 к7 4 п 1 к7
(11.34)
где /к — расстояние от начала линии (места установки ТО) до любого из присое-
динений (вне зависимости от числа фаз присоединяемого трансформатора), км.
По защитной характеристике предохранителя (см. рис. 11.13) и фор-
мулам (11.19) или (11.20) находят расчетное время отключения предох-
ранителей на всех присоединениях. Если расчетное полное время от-
ключения любого из предохранителей не превышает 0,02 с, то селек-
тивность ТО, отстроенной от действия разрядников, обеспечивается
автоматически; выдержка времени не применяется.
Не применяют выдержку времени и в том случае, если полное время
отключения предохранителя какого-либо присоединения оказывается
больше 0,02 с, но не превышает значения 0,15 с. При этом ТО может сра-
ботать неселективно. Поскольку плавкая вставка предохранителя при
этом сгорает раньше или одновременно с отключением линии по коман-
де ТО, то неселекгивное отключение будет исправлено действием АПВ.
Если расчетное время отключения предохранителя какого-либо из
присоединений превышает 0,15 с, то токовую отсечку выполняют с вы-
держкой времени, вычисляемой по условию (11.21).
Максимальная токовая защита. Уставки максимальной токовой за-
щиты МТЗ должны обеспечить выполнение следующих условий: чув-
ствительность при КЗ в любой точке защищаемой линии, отстроенность
от максимальных нагрузок нормального режима, согласование с вре-
менем действия токовой отсечки и предохранителей присоединений.
Выбор уставки МТЗ по току срабатывания /у МТз выполняют по ус-
ловию, А:
^з^сз j < j < 7 к, min
& И, max — у, МТЗ — &
в ч
432
где IH max — максимальная нагрузка наиболее загруженной фазы линии ПЭ или
ВЛ СЦБ, вычисляемая по формуле (11.25) при Z7K = Цюм — номинальном (ли-
нейном) напряжении линии, А;
^niin “ наименьшее значение тока двухфазного КЗ при повреждении в
конце зоны защиты, вычисляемое по формуле (11.34), при /к, равном расстоя-
нию от начала линии до ее конца, А;
к3 к* — коэффициенты запаса (1,2—1,3) и возврата (0,8—0,85 для реле РТ-40,
РТ-14Й и 0,9—0,95 для микропроцессорных защит);
ксз — коэффициент самозапуска двигателей нагрузки, принимаемый рав-
ным 1,5—*2,5, если суммарная мощность двигателей составляет значительную
часть нагрузки, и равным 1, если суммарная мощность двигателей составляет
незначительную часть нагрузки или их нет;
— коэффициент чувствительности, принимаемый для одноступенчатой
МТЗ равным 1,5.
Если МТЗ выполняется в виде двух ступеней, то для первой ступени
принимают кч = 1,3, для второй — кч = 1,5.
Выбор уставки выдержки времени ty ^тз одноступенчатой (или пер-
вой ступени двухступенчатой) МТЗ производят по условию (11.26). Для
второй ступени двухступенчатой МТЗ выдержку времени увеличивают
еще на время А/. Уставка выдержки времени ty мтз должна быть от-
строена от полного времени отключения предохранителя любого при-
соединения и не превышать 4 с в соответствии с условием (11.27).
Расчет уставок при плавке гололеда. При плавке гололеда защиты ТО
и МТЗ, уставки которых выбраны по описанным выше условиям, вы-
водят из работы и вводят в действие специальную токовую отсечку, ус-
тавку по току срабатывания которой определяют по формуле, А:
7У/ТОг > 1,2 Znr, (11.36)
где /пг — фазовый ток линии в режиме плавки гололеда, А.
На линиях продольного электроснабжения и ВЛ СЦБ профилакти-
ческий подогрев проводов не применяют, а для борьбы с отложениями
гололеда можно использовать плавку их методом искусственного трех-
фазного короткого замыкания. Необходимое для плавки гололеда значе-
ние тока может быть получено, если линию продольного электро-
снабжения или ВЛ СЦБ подключить непосредственно к шинам 10 кВ
третьей обмотки понижающего трансформатора тяговой подстанции.
Значение тока в этом случае вычисляют по формуле (11.31)
при j ~ 0; Ij равна расстоянию линии от ее начала до ее конца.
Если же плавку гололеда осуществлять в линии продольного электро-
снабжения или ВЛ СЦБ при их питании по нормальной схеме через по-
433
нижающие трансформаторы мощностью менее 1000 кВА, то значение
тока оказывается недостаточным для расплавления гололедных от-
ложений. При наличии на тяговой подстанции шин 35 кВ в качестве ис-
точников питания для плавки гололеда могут быть использованы специ-
ально выделенные для этой цели понизительные трансформаторы со вто-
ричным напряжением 6 (10) кВ, как показано на рис. 11.16.
Сопротивление одной фазы источника питания по рис. 11.16, а
вычисляют по формуле, Ом:
эГ 1 « 1
z =и2 —+—— +——
ип н 5 1005 . 1005 ,
\ с т1 т2
(11.37)
где /7Н — номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора Т2, кВ;
— напряжение короткого замыкания трансформатора Т1 между пер-
вичной обмоткой и той из вторичных обмоток, к которой подключен транс-
форматор Т2, %;
иК2 — напряжение короткого замыкания трансформатора Т2, %;
^т2 номинальные мощности трансформаторов Т1 и Т2, MBA;
Sc — мощность короткого замыкания на вводах в подстанцию, определяе-
мую, если она не задана,
как для формулы (11.9),
а б MBA.
ЛЭП-35 кВ
Рис. 11.16. Схемы источников питания
для плавки гололеда
Сопротивление одной
фазы источника питания
по рис. 11.16, ^вычисля-
ют по формуле (11.9).
Сопротивление Zm
содержит только индук-
тивную составляющую
(активной составляю-
щей из-за ее малости
пренебрегают).
В качестве напряже-
ния принимают но-
минальное напряжение
той обмотки трансфор-
матора Т2, к которой
подключена схема подо-
грева проводов для плав-
ки гололеда.
434
Для плавки гололеда линии продольного электроснабжения и ВЛ
СЦБ могут использоваться основной и резервный понизительные трех-
обмоточные трансформаторы, одна из вторичных обмоток которых
имеет напряжение 35 кВ. Трансформаторы соединяют по схеме двой-
ной трансформации, приведенной на рис. 11.16, в.
Первичную обмотку I резервного трансформатора Т2 отсоединяется
от шин 110 (220) кВ и присоединяют к шинам 35 кВ, получающим пита-
ние от третьей III обмотки понизительного трансформатора TI. Третью
обмотку III трансформатора Т2 от шин 35 кВ отключают.
При первичном напряжении на вводах 110 кВ междуфазное напря-
жение на обмотке III трансформатора Т2 будет немногим более 11 кВ, а
между фазами «а—с» и «b—с» обмотки II — немногим менее 9 кВ. При
первичном напряжении на вводах 220 кВ эти напряжения составят со-
ответственно 5,6 и 4,4 кВ.
Сопротивление одной фазы источника питания для схемы, показан-
ной на рис. 11.16, в, приведенное к напряжению питания схемы подо-
грева проводов, вычисляют по формуле, Ом:
ип
(11.38)
где Ц — номинальное напряжение первичной I обмотки трансформатора Т1, кВ;
Kj — коэффициент трансформации трансформатора Т1 между обмотками
I и III;
— коэффициент трансформации трансформатора Т2 между обмоткой I
и той из обмоток II и III, которая используется в качестве источника питания
для подогрева проводов;
uKj — напряжение короткого замыкания трансформатора Т1 между обмот-
ками I и III, %;
и^2 ~ напряжение короткого замыкания трансформатора Т2 между обмот-
ками I и II (I и III), %;
5Т| ^Т2 ~ соответственно номинальные мощности трансформаторов Т1 и
Т2, МВ’-А;
Сопротивление Zm также содержит только индуктивную составля-
ющую (активной составляющей из-за ее малости пренебрегают).
Напряжение холостого хода источника питания вычисляют по формуле:
U =—
ИП if if
*1*2
(11.39)
435
Поскольку в схеме рис. 11.16, в источник питания для плавки гололеда
оказывается однофазным (либо фазы ас, либо фазы be), то провода линии,
на которой требуется расплавить гололед, должны быть соединены парал-
лельно. Для этого в начале линии провода трех фаз отсоединяют от питаю-
щего их в нормальных условиях трансформатора и соединяют между со-
бой при помощи трехфазного разъединителя, общую точку которого при-
соединяют к фазе «а» или «Ь» трансформатора Т2 (рис. 11.16, в). В конце
линии провода трех фаз также соединяют между собой при помощи второ-
го трехфазного разъединителя, общую точку которого присоединяют к цепи
отсоса смежной подстанции или на собственный контур заземления и к
средней точке дроссель-трансформатора рельсовой цепи.
Суммарный ток плавки гололеда вычисляют по формуле:
(11.40)
где — напряжение холостого хода источника питания, В;
— сопротивление одной фазы источника питания, Ом;
Zcn — входное сопротивление схемы плавки гололеда, Ом.
Значение входного сопротивления Zcn схемы подогрева проводов
(плавки гололеда) при этом вычисляют по формулам, Ом:
• для воздушной линии, расположенной на отдельных опорах
Zcn = z03 £+/^ (И-41)
• для воздушной линии, расположенной на опорах контактной сети
однопутного участка
Zcn = Zi3Z; (11.42)
• для воздушной линии, расположенной на опорах контактной сети
двухпутного участка
Zcn = z23Z. (11.43)
В этих формулах:
ZQ3 — сопротивление 1 км контура, состоящего из соединенных параллель-
но трех проводов воздушной линии и земли, Ом/км;
z13 и z23 — сопротивление 1 км контура, состоящего из соединенных па-
раллельно трех проводов воздушной линии и рельсовой цепи однопутного и
двухпутного участков соответственно, Ом/км;
Л* — сумма сопротивлений контуров заземлений в начале и конце линии;
L — длина линии, км.
Активное г03 индуктивное х03 и полное z03 сопротивления вычис-
ляют по формулам, Ом/км:
436
rM = i + 0,150, xn, - + 0,0628 In ,-60~., (11.44)
03 3 03 3 3 d d2
\ пр cr
Z03 = 7ГОЗ + X03 >
где Г] — активное сопротивление прямой последовательности (сопротивление
одной фазы), определяемое по табл. 11.6, Ом/км;
хвнт внутреннее индуктивное сопротивление провода, Ом/км;
— диаметр провода, мм;
£сг — среднее геометрическое расстояние между проводами линии, м.
Для проводов из цветного металла, в том числе для витых проводов
со стальной сердцевиной и наружным повивом из проволок цветного ме-
талла (например, проводов марки АС), принимают хвнт =0,016 Ом/км.
Для стальных проводов и тросов (марки ПСО, ПС, ПСМ) значение хвнт
принимают по табл. 11.7.
Таблица 11.7
Ток, А Активное Г] (при температуре 0 °C) и внутреннее индуктивное хйн1 сопротивления проводов, Ом/км
ПСО-5 ПС-25 ПС-35
г\ •^ннт Г\ ^вит Г] ^вит
5 14,0 10,60 5,03 0,63 2,84 0,40
10 14,4 11,00 5,20 0,93 3,59 0,55
15 13,8 9,10 5,64 1,33 3,80 0,75
20 12,6 8,00 6,33 1,63 4,16 1,04
30 10,9 7,00 6,71 2,01 4,92 1,56
40 9,9 6,00 6,64 2,06 5,06 1,69
50 9,4 5,70 6,47 2,08 4,96 1,72
60 8,6 5,20 6,33 2,07 4,85 1,70
80 7,8 4,70 6,00 2,10 4,44 1,88
100 7,2 4,30 5,86 2,06 4,35 1,47
120 7,0 4,20 5,58 1,90 4,25 1,40
140 6,9 4,10 5,29 1,80 4,11 1,31
160 6,7 4,00 5,10 1,75 3,97 1,21
180 6,6 3,95 5,01 1,75 3,78 1,12
200 6,5 3,90 4,91 1,70 3,73 1,10
250 4,58 1,68 3,54 1,08
437
Среднее геометрическое расстояние между проводами вычисляют по
формуле, м:
^сг " ^12^13^23 ’
(ИЛ5)
где Z>12 Z>23 “ Расстояния соответственно между первым и вторым, пер-
вым и третьим, вторым и третьим проводами линии, м.
Активное г13 индуктивное х13 и полное z13 сопротивления вычис-
ляют по формулам, Ом/км:
= i + 0,146, х,, = Ьвт + 0,0628 In .1200-
3 13 3 3^
у пр сг
(11.46)
Z13 ~ ?13 + Х13 •
Активное г2з индуктивное и полное z23 сопротивления вычис-
ляют по формулам, Ом/км:
г23=4+о-127>
X 7Q0
= -ЛШ. + 0,0628 In , ,
23 з З^ГБ^
у пр сг
(11.47)
Значение тока в каждом проводе линии /п при такой схеме равно /к /3.
Особенности защиты от замыкании на землю. Особенностью линий
ПЭ и ВЛ СЦБ является то, что они проходят вдоль и вблизи трассы же-
лезной дороги. Если дорога электрифицирована, то эти линии подвер-
гаются электромагнитному влиянию контактной сети, особенно при
размещении ВЛ на ее опорах.
Для сигнализации о замыкании одной фазы ВЛ на землю в начале
линии может быть установлен измерительный трансформатор напря-
жения с заземленной нулевой точкой первичной обмотки. Одна из его
вторичных обмоток с выводами al, xl соединена в разомкнутый треу-
гольник (см. рис. 2.21 и 4.22). При нормальном состоянии изоляции
воздушной линии (при отсутствии замыкания на землю) напряжение
на выводах al, xl этой обмотки равно нулю или небольшому значению
небаланса. В случае замыкания на землю одной из фаз линии на выво-
дах al, xl появляется напряжение, которое при металлическом замыка-
нии может достигать утроенного фазного значения (см. п. 4.7.2).
438
В этом случае реле максимального напряжения KV, подключенное к
выводам al, xl измерительного трансформатора напряжения (см. рис.
4.22), срабатывает и подает команду на сигнал о замыкании одной из
фаз линии на землю. Если линии ПЭ или ВЛ СЦ Б расположены на опо-
рах контактной сети, то команда подастся не на сигнал, а на отключе-
ние линии (по условиям обеспечения надежности работы рельсовых
цепей автоблокировки).
Такие идеальные условия сигнализации об отсутствии или наличии
замыкания одной из фаз линии ПЭ или ВЛ СЦБ на землю с помощью
измерительного трансформатора напряжения, используемого как
фильтр напряжений нулевой последовательности, не учитывают элект-
ромагнитного влияния контактной сети и соответствуют неэлектри-
фицированным железным дорогам.
Электромагнитное поле контактной сети наводит в каждом проводе
трехфазных линий ПЭ и ВЛ СЦБ продольную ЭДС. Фаза наведенной
ЭДС во всех трех проводах линии, учитывая транспозицию ее проводов,
одинакова. Таким образом, на симметричную систему потенциалов про-
водов относительно земли накладывается система потенциалов нулевой
последовательности. По этой причине в нормальном режиме (при отсут-
ствии замыкания на землю) напряжение на выводах al, xl той вторичной
обмотки трансформатора напряжения TV, которая включена в разомк-
нутый треугольник (см. рис. 4.22), не равно нулю. Это напряжение мо-
жет вызвать срабатывание реле KV, которое подаст ложную команду на
сигнал или отключение линии, хотя ее изоляция исправна.
Если же защита выполнена с помощью направленного реле ЗЗП-1М
или ЗЗН, то при замыкании фазы на землю эта защита может не срабо-
тать, поскольку фаза наведенного напряжения не совпадет с диапазо-
ном тех фазовых углов, на которые эти реле рассчитаны.
В этих условиях для правильной работы защиты от замыканий на
землю необходимо искусственно уменьшать влияние наведенной в ли-
нии продольной ЭДС.
На электрифицированных железных дорогах постоянного тока наве-
денная в проводах линий ПЭ или ВЛ СЦБ ЭДС обусловлена пульсация-
ми выпрямленных напряжения и тока контактной сети и содержит гар-
моники только 300 Гц и выше. Для исключения их влияния обычно дос-
таточно подключить реле KV ко вторичной обмотке измерительного
трансформатора напряжения TV через устройство ВУ-1, которое являет-
ся резонансным контуром на 50 Гц (на рис. 4.22 показано пунктиром).
439
На электрифицированных железных дорогах однофазного перемен-
ного тока снижение наведенного на проводах воздушной линии потен-
циала обеспечивается подключением между каждым проводом и землей
конденсатора с емкостью С3 Конденсаторы устанавливаются в месте при-
соединения к линии измерительного трансформатора напряжения TV и
оборудуются разрядными сопротивлениями. Если конденсаторы разме-
стить в ячейке трансформатора TV и подключить их к высоковольтным
выводам этого трансформатора, то сопротивления можно не устанавли-
вать, поскольку их роль будет выполнять первичная обмотка TV.
Уставки неселективной сигнализации (см. рис. 4.22) и направленной
защиты (см. рис. 4.24) от однофазных замыканий на землю выбирают,
как указано в п. 4.7.2, с учетом составляющих напряжения небаланса С7нб2
и 6гнб3 на выводах al—xl вторичных обмоток трансформатора напряже-
ния, обусловленных электромагнитным влиянием контактной сети.
Схема защиты по уровню напряжения нулевой последовательности
(неселективная защита или сигнализация) приведена на рис. 4.22. Ус-
тавку по напряжению срабатывания £7ср выбирают, по условию (4.48).
Для выбранной уставки определяют коэффициент чувствительности
по формуле (4.49) и проверяют по условию (4.50) его соответствие нор-
мативным требованиям. Для рассматриваемой защиты коэффициент
чувствительности должен быть не менее 1,5 для воздушной и 1,25 для
кабельной линий.
Если линии ПЭ и ВЛ СЦБ проходят вдоль неэлектрифицированной
железной дороги, то принимают С/нб2 = ~ Д™ линий, проходя-
щих вдоль электрифицированной железной дороги постоянного тока
или переменного тока по системе 2 х 27,5 кВ, значение (7нб2 принимают
по табл. 11.8. Значение (7нб2 для ВЛ, проходящих вдоль железной дороги,
электрифицированной на однофазном переменном токе 1 х 27,5 кВ, при-
нимают по табл. 11.8 только для ширины сближения контактной сети и
Таблица 11.8
Род тока Ширина сближения, м С/«б2, В
Постоянный, ЗкВ Более 100 Менее 100 2—5 5—8
Переменный, 1 х 27,5 кВ Более 100 Менее 100 15—18 по расчету
Переменный, 2 х 27,5 кВ Более 100 Менее 100 5—10 10—15
440
ВЛ не менее 100 м. Во всех этих случаях значение принимают рав-
ным “** 0,76^62.
При ширине сближения с контактной сетью однофазного перемен-
ного тока менее 100 м значения напряжений небаланса £/нб2 и £/нбз вы-
числяют по формулам, В:
Ю0С/эм 1(W3M
тт _ _______ГС,М гт __ _______ГС, 3
нб2 ” у/зи ’ нб2 " у/зи
ном ном
г г ЭМ
где U „ — геометрическая сумма наведенных электромагнитным полем кон-
тактной сети потенциалов в трех проводах ВЛ с исправной изоляцией, В;
— то же при однофазном замыкании на землю какой-либо из фаз ВЛ, В;
27НОМ — номинальное (линейное) напряжение ВЛ, В.
(11.48)
Значения и J73M, вычисляют по формулам, В:
1V, И 1 Ь, J
ЭМ
v ГС, И
(11.49)
^эм
гс,з
(11.50)
где и САМ — потенциалы, наведенные соответственно электрическим и маг-
и и м
нитным полями контактной сети в одном проводе ВЛ с исправной изоляцией;
U™ — потенциал, наведенный магнитным полем контактной сети в од-
ном проводе ВЛ при его замыкании в конце на землю.
В свою очередь значения потенциалов и определяют
по выражениям, В:
к
и
сум 3 л
с / й
кл,экв со
м
и
м
сум 3
л
£7М
3
/7 I
ф экв м,экв *сб5
(11.53)
где UK — напряжение контактной сети, В;
441
Ем — продольная ЭДС, наведенная в проводе ВЛ магнитным полем кон-
тактной сети, В;
/экв — одинаковое по длине контактной сети суммарное значение тока всех
путей, эквивалентное по магнитному влиянию действительным токам нагруз-
ки на разных участках, А;
zm экв эквивалентное удельное сопротивление взаимоиндукции между
тяговой сетью и ВЛ, подверженной влиянию, Ом/км;
скл экв — эквивалентная удельная емкость между контактной сетью и ВЛ,
подвергающейся электромагнитному влиянию, Ф/км;
Сл — собственная емкость одной фазы линии, для которой выполняют рас-
чет защиты от 033, относительно земли, Ф;
С'сум “ суммарная емкость относительно земли одной фазы электрически
связанной сети (подключенной без разделительных трансформаторов к тем же
шинам, что и рассматриваемая линия) без учета собственной емкости рассмат-
риваемой линии, Ф;
С3 — емкость одной фазы конденсаторов, установленных в электрически
связанной сети или на головном участке рассматриваемой линии между каж-
дой фазой и землей, Ф;
/сб — длина сближения ВЛ с контактной сетью, км;
Аф — коэффициент, учитывающий увеличение индуцированной ЭДС из-
за несинусоидальности кривой тока контактной сети, принимаемый для воз-
душных линий равным 1,15.
Приближенное значение влияющего тока /экв для вынужденного
режима вычисляют по формуле, А:
ли
ттах
(11.54)
экв
z I
с т
где Д UT тах — среднее значение максимальных потерь напряжения в тяговой
сети между подстанцией и наиболее удаленными от нее электровозами, при-
нимаемое равным от 6500 до 8500 В;
zc — удельное значение составного сопротивления тяговой сети, Ом/км;
/т — длина плеча питания (межподстанционная зона), км.
Значение zc вычисляют по формуле
с
= 0,8г
5 т
(11.55)
где хт — соответственно активная и индуктивная составляющие сопротив-
ления тяговой сети /л-путного участка, Ом/км;
Хс — общее сопротивление батарей продольной емкостной компенсации,
включенных в тяговую сеть, Ом.
442
Таблица П.9
Шифр сопротив- ления Значения погонных сопротивлений тяговой сети, Ом/км, для контактной сети разных видов с несущим тросом марки
тп ТПУ ТПУЭ
ПБСМ-95 М-95 ПБСМ-95 М-95 ПБСМ-95 М-95
г\ 0,206 0,141 0,132 0,107 0,123 0,098
0,467 0,421 0,355 0,334 0,270 0,249
Г2 0,108 0,075 0,071 0,058 0,066 0,053
*2 0,285 0,263 0,217 0,207 0,160 0,150
0,079 0,055 0,047 0,038 0,042 0,033
*3 0,195 0,179 0,165 0,156 0,095 0,088
Примечание. Контактный провод — МФ-100, усиливающий и обратный про-
вода-А-185 (АС-185).
Если продольная емкостная компенсация отсутствует, то принима-
ют Хс = 0. Значения гт и хт приведены в табл. 11.9 для различных видов
контактной сети.
Сопротивление взаимоиндукции zM экв вычисляют по формуле, Ом/км:
1 £
z = —V(Z . — vz (11.56)
м,экв / Z-А кл,у рл,у у 7
Сб J=1
где — сопротивление взаимоиндукции между контактной сетью и лини-
ей, подвергающейся электромагнитному влиянию на j-м участке сближения,
Ом/км;
грЛ^ — то же между рельсовой цепью и линией, Ом/км;
v — коэффициент, учитывающий снижение тока в рельсах за счет шунти-
рующего влияния земли.
L — длинау'-го участка сближения, км;
N — число участков на длине /сб с разной шириной сближения.
Значения v, и zpjI приведены в табл. 11.10, 11.11 и 11.12.
Значение удельной емкости эк вычисляют по формуле, нФ/км:
Таблица П.10
Экранирующий (обратный) провод Среднее значение коэффициента v для числа путей
1 2 3
Нет 0,56 0,67 0,74
Есть 0,71 0,85 0,90
443
Таблица IL 11
Ширина сближения Dcg, м Удельные значения сопротивления взаимоиндукции z^, Ом/км, для видов контактной сети и числа путей
Без усиливающего провода (ТП) С усиливающим проводом (ТПУ)
1 2 3 1 2 3
5 0,348 0,330 0,316 0,377 0,341 0,325
7,5 0,328 0,315 0,303 0,351 0,324 0,309
10 0,310 0,300 0,290 0,324 0,306 0,292
15 0,288 0,285 0,275 0,300 0,290 0,277
20 0,268 0,262 0,256 0,272 0,265 0,256
30 0,243 0,239 0,235 0,246 0,239 0,234
40 0,225 0,222 0,219 0,228 0,222 0,218
50 0,211 0,208 0,206 0,213 0,209 0,206
70 0,191 0,189 0,187 0,192 0,189 0,187
Таблица 11,12
Ширина сближения Аб> м Удельные значения сопротивления взаимоиндукции ХрЛ, Ом/км, для видов рельсовой цепи и числа путей
Без экранирующего (обратного) провода С экранирующим (обратным) проводом
1 2 3 1 2 3
5 0,318 0,309 0,301 0,348 0,322 0,316
7,5 0,310 0,300 0,292 0,327 0,308 0,300
10 0,298 0,290 0,283 0,306 0,293 0,281
15 0,281 0,275 0,268 0,288 0,278 0,268
20 0,264 0,259 0,253 0,270 0,262 0,255
30 0,241 0,237 0,233 0,244 0,239 0,234
40 0,224 0,221 0,218 0,224 0,221 0,218
50 0,211 0,208 0,206 0,213 0,209 0,206
70 0,191 0,189 0,187 0,192 0,189 0,187
кл,у j
лп,у
с = -
КЛ,ЭКВ I
(11.57)
где c^j — удельная емкостная связь на у-м элементарном участке сближения,
определяемая по табл. 11.14, нФ/км;
Ij — длина элементарногоу-го участка без учета длины кабельных вставок, км;
444
N— число участков на общей длине /сб воздушной линии;
K3j Annj““ коэффициенты, учитывающие снижение удельной емкости c^j
на элементарном J-м участке за счет соответственно наличия заземленных про-
водов и экранирования линии деревьями, если она проходит по лесополосе.
Таблица 11.13
Заземленные провода на опоре Значения коэффициента К3 при числе проводов на одной опоре контактной сети, находящихся под напряжением
2 3 4 5
один путь два пути один путь два пути один путь два пути один путь два пути
ТГЗ 0,86 0,78 0,83 0,76 0,81 0,75 0,81 0,75
Э(О) 0,86 0,78 0,77 0,70 0,73 0,70 0,73 0,70
ТГЗ+Э(О) 0,88 0,66 0,67 0,58 0,66 0,58 0,66 0,58
Значения коэффициентов К3 приведено в табл. 11.13. Значение ко-
эффициента ^лп при отсутствии между контактной сетью и линией де-
ревьев (лесополосы) принимают равным 1, если воздушная линия про-
ходит через лесополосу, то Кли = 0,7.
Значения удельной емкости приведены в табл. 11.14 в зависимости от
числа проводов на опоре контактной сети, находящихся под напряжением
(контактный и усиливающий провода, несущий трос, провода линии ДПР),
числа путей и ширины сближения. Если с одной стороны от линии, подвер-
женной влиянию, находится более трех электрифицированных путей, то
значение остается практически таким же, как при трех путях.
Таблица 11.14
Ширина сближе- НИЯ, м Значения удельной емкости нФ/км, для числа проводов на одной опоре контактной сети, находящихся под напряжением
2 3 4 5
один пугь два пути три пути один путь два пути три пути один путь два пути три пути один путь два пути три пути
5 1,00 1,14 1,70 1,80 2,20 2,41 2,14 2,43 2,68 2,28 2,60 2,76
10 0,54 0,59 0,62 0,63 0,81 0,90 0,73 0,96 1,08 0,80 1,08 1,22
20 0,19 0,23 0,25 0,22 0,31 0,36 0,26 0,37 0,43 0,29 0,42 0,49
30 0,09 0,12 0,14 0,11 0,16 0,19 0,13 0,19 0,22 0,14 0,21 0,25
40 0,05 0,07 0,08 0,06 0,10 0,12 0,07 о,п 0,13 0,08 0,13 0,16
50 0,04 0,05 0,06 0,04 0,06 0,07 0,05 0,08 0,10 0,05 0,09 0,11
75 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 0,04 0,02 0,04 0,05 0,03 0,04 0,05
445
Значение Сл для рассматриваемой линии вычисляют по формуле
(4.37). Значение С'сум вычисляют по формуле (4.39), в которую значе-
ние Сл рассматриваемой линии не включают.
Если значения /7нб2 и С7нб3 оказываются настолько большими, что
выбрать уставку Ц,р по условиям (4.48), (4.49) и (4.50) не удается, то не-
обходимо принять меры по снижению наведенных в линии ПЭ или ВЛ
СЦБ потенциалов, обусловленных электромагнитным влиянием кон-
тактной сети. Это достигается путем установки между каждой фазой и
землей конденсаторов (см. рис. 4.22).
Приближенное значение емкости конденсаторов С3 в каждой фазе
определяют по формуле, нФ
С >к(п-1)(С' +С +с /й)-10~3, (11.58)
3 v /х сум Л КЛ,ЭКВ сб7 ’
где к — коэффициент запаса (1,2—1,5).
В этой формуле емкости С и Сл имеют размерность нФ (10~^Ф),
удельная емкость ЭКБ — нФ/км, /сб — км.
Необходимую кратность п снижения напряжения небаланса
({/нб2 или Ц1бз) дая обеспечения одновременного выполнения условий
(4.48), (4.49) и (4.50) находят по выражению:
к (к к * + 0,7)
yi > 3 чн отс и
“100 -к к и ,, нб
411 отс нб1
(11.59)
где — нормативное значение коэффициента чувствительности (к^ == 2).
По каталогу выбирается тип конденсатора с наименьшей номиналь-
ной емкостью, удовлетворяющей условию (11.58). При выбранном зна-
чении номинальной емкости С3 необходимо вычислить новые значения
наведенных потенциалов , 17 м и напряжений небаланса С7нб2 и
Ц163- Затем по условиям (4.48), (4.49) и (4.50) следует выбрать уставку Z7cp
Наибольшее значение переходного сопротивления в месте 033, при
котором защита (сигнализация) функционирует с заданным коэффи-
циентом чувствительности, определяют по формуле (4.51).
Схема направленной защиты нулевой последовательности приведена
на рис. 4.24. Выбор уставок защиты в цепи тока и цепи напряжения осу-
ществляют в соответствии с п. 4.7.2 с учетом токов небаланса 7нб2 /нб3
и напряжений небаланса ^нбЗ во вх°даь1х Цепях защиты. Коэф-
фициенты чувствительности защиты как в цепи тока, так и в цепи на-
пряжения должны быть не менее 2.
446
Токи небаланса /нб2 и /нб3, обусловленные электромагнитным влияни-
ем контактной сети на провода ВЛ соответственно при исправной изоля-
ции и при замыкании одной фазы на землю, вычисляют по формулам, А:
'.«г -»: 'м - < 11 бо>
где — ток в каждом из проводов ВЛ с исправной изоляцией, наведенный
электрическим полем контактной сети, А;
— ток в фазе ВЛ с поврежденной изоляцией, наведенный магнитным
полем контактной сети, А.
В свою очередь значения токов I* и /м вычисляют по формулам, А:
1
(11.61)
м
3
= Е а>(С' +С ).
м v сум 3'
(11.62)
Значения напряжений небаланса С/нб2 и (7нбз вычисляют по форму-
лам (11.48).
Если рассматриваемая линия, для которой выбираются уставки за-
щиты, присоединена к шинам с несколькими отходящими линиями, то
расчетное значение тока срабатывания /сз в токовой цепи защиты вы-
числяют по формуле, А:
(11.63)
у __ с,рез с,пов нб! нбЗ
сз ~ v
кчи
где /с — результирующее значение емкостного тока всей электрически свя-
занной сети с учетом емкости С3 конденсаторов (если их установка предусмот-
рена), вычисляемое по формуле (4.46), А;
Zc пов — собственный емкостной ток рассматриваемой линии, вычисляе-
мый по формулам (4.41), (4.42) или (4.44), А.
Для кабельных трансформаторов тока нулевой последовательности
(ТТНП) принимают /нб1 ~ 0.
По вычисленному значению ZC3 принимают ближайшую меньшую
фиксированную уставку /у по току срабатывания выбранного устрой-
ства защиты. По возможности следует избегать использования самых
низких значений уставки, поскольку при малых токах ТТНП имеют
весьма большие погрешности не только по току, но и по углу, что может
явиться причиной неселективного действия.
447
Если защищаемые линии находятся в зоне электромагнитного вли-
яния контактной сети однофазного переменного тока, то уставка защи-
ты должна отвечать условию, А:
(11.64)
где /нб2 — значение тока небаланса при отсутствии 033 на ВЛ, обусловленное
электромагнитным влиянием контактной сети, А;
— коэффициент запаса (1,2—1,3).
Если значение 7СЗ оказывается меньше, чем наименьшая фиксирован-
ная уставка по току срабатывания защиты, то следует предусмотреть под-
ключение к шинам параллельно первичным обмоткам трансформатора
напряжения, осуществляющего функцию ФННП, конденсаторов (см.
рис. 4.23). Емкость конденсаторов С3 определяют по формулам (4.52).
После выбора по каталогу номинальной емкости С3 конденсаторов сле-
дует заново вычислить значения токов 7н62 7нб3 и выбрать ток срабатыва-
ния защиты (уставку по току срабатывания) по условиям (11.63) и (11.64).
На одиночной линии или линии, подключенной к общим шинам че-
рез индивидуальный трансформатор, направленная защита нулевой
последовательности может применяться только в том случае, если в ее
начале между каждой фазой и землей будут подключены конденсаторы.
Для выбора их емкости С3 следует предварительно задаться фиксиро-
ванной уставкой по току срабатывания (7у = 7ср) применяемого комп-
лекта защиты. Значение емкости С3 вычисляют по формуле (4.53) и по
каталогу принимают ближайшее большее значение Сзн
Затем вычисляют по формуле (11.60) значения токов небаланса /н62
7нб3 и находят значение коэффициента чувствительности защиты по току:
V3co<7 „ С -I л.-1
__ ______ном сз нб! нб2
Ч JT
У
(11.65)
Если условие (4.50) не соблюдается, то следует принять другую (уве-
личенную) уставку по току срабатывания либо применить конденсато-
ры большей емкости. После этого расчет повторяется.
Расчет уставки по напряжению срабатывания при любом числе ли-
ний выполняется так же, как для защиты по уровню напряжения нуле-
вой последовательности.
Пример 11.2. Выбрать уставку защиты (сигнализации) по уровню напря-
жения нулевой последовательности для трехфазной ВЛ СЦБ-10 кВ при сле-
дующих исходных данных.
448
Линия ВЛ СЦБ проходит вдоль трассы двухпутной железной дороги,
электрифицированной на однофазном переменном токе. Питание односто-
роннее от индивидуального трансформатора. Длина линии равна длине
межподстанционной зоны /д = 45 км. Провод марки АС-35. Кабельные
вставки имеют общую длину — 0,3 км (трехжильный кабель с сектор-
ными жилами сечением 35 мм2). Длина сближения воздушной части линии
/сб2 = 45 — 0,3 = 44,7 км.
Надлине /сб1 - 13 км ВЛ СЦБ расположена на опорах контактной сети с
высотой подвеса 7 м. На длине /сб2 ~ 19,4 км линия проходит через лесопо-
лосу на собственных опорах с высотой подвеса 6 м и со средней шириной
сближения 40 м. На длине /сб3 == 12,3 км ВЛ проходит по открытой местно-
сти при средней ширине сближения 30 м и высоте подвеса проводов 6 м.
Контактная сеть вида ТП (ПБСМ-95+МФ-100). На ее опорах размеще-
ны и провода ДПР.
По табл. 4.1 и 4.2 находим значения удельных емкостей воздушной и
кабельной частей линии. Для ВЛ, расположенной на опорах контактной
сети (высота подвеса 7 м) св = св1 = 4,1 нФ/км, для той части ВЛ, которая
размещена на собственных опорах (высота подвеса 6 м), методом экстра-
поляции находим св = св1 — св3 = 4,25 нФ/км, для кабельных вставок —
скаб = 142 НФ/КМ.
Емкость Сл фазы ВЛ относительно земли находим по формуле (4.37),
полагая kcj = 1, поскольку заземленных проводов на опорах нет:
т п
С = ,с J . + \с £ I , =
л z-f с,у в,у в,у Z-л каб,я каб, q
7-1 <7=1 4
= к ,с А . + к А п + к -с А ~ + с -/ ~ =
с,1 вД вД с,2 в,2 в,2 с,3 в,3 в,3 каб каб
= (1-4,1-13 + 1-4,25-19,4 + 1-4,25-12,3+ 142-0,3)-10~9 = 231КГ9 Ф.
Поскольку ВЛ СЦБ питается от индивидуального трансформатора, то в
соответствии с формулой (4.39) Ссум = Сл = 231 -10“9 Ф, поэтому
С' = С —С = с — с = о
сум сум ^пов сум '-'л
На опоре контактной сети двухпутного участка расположены три про-
вода, оказывающие электрическое влияние на ВЛ СЦБ (несущий трос, кон-
тактный провод, провод линии ДПР). По табл. 11.14 находим для участка
/сб1 (ширина сближения 5 м) j = 2,2 нФ/км, для участка /сб2 (ширина сбли-
жения 40 м) Скд 2 — 0,1 нФ/км, для участка /сб3 (ширина сближения 30 м)
скл 3 = нФ/км.
По табл. 11.13 находим = 1 (на опорах нет заземленных проводов).
Для участков /сб1 и /сбз принимаем । = 1, а для участка Zc62 (линия про-
ходит через лесополосу) А^ 2 = 0,7.
449
Значение эквивалентной емкости cvn находим по формуле (11.57):
1 Л
с =— Ус IKK
КЛ,ЭКВ / " кд • t 3J лиi
Сб /=1
v кл,1 ^сб Лз,1 ли, 1 + Скл,2^сб2^з,2^лп,2 + Скл,3^сб3^з,3^лп,3
сб
= ——(2,2 • 13 • 1 • 1 + 0,1 • 19,4 • 1 • 0,7 + 0,16 • 12,3 • 1 • 1)-10"9 =
44,7V 7
= 0,714 -10~9 Ф/КМ-
Сопротивления взаимоиндукции между контактной сетью и ВЛ СЦБ
находим по табл. 11.11. Для участка/сб1 имеем } =0,330 Ом/км, для уча-
стка /сб2 — z^ 2 - 0,222 Ом/км, для участка /сб3 —- /юг 3 = 0,239 Ом/км.
Сопротивления взаимоиндукции 2рл между рельсовой цепью и ВЛ СЦБ
находим по табл. 11.12. Для участка 1сб1 — zpjll = 0,309 Ом/км, для участка
/сб2 — Ярд 2 = 0,221 Ом/км, для участка /сбз — ZpJT 3 = 0,237 Ом/км.
По табл. 11.10 для двухпутного участка с контактной сетью без экрани-
рующего провода находим v = 0,67.
Определяем результирующие удельные сопротивления взаимоиндукции
между тяговой сетью и ВЛ:
— для участка /сб1
zm,1 ~ zkji, 1 " vzpjj,l = 0,330 — 0,67*0,309 = 0,123 Ом/км;
- для участка /сб2
zm ? = zvn 9 ” vznn 9 ” 0,222 — 0,67*0,221 = 0,074 Ом/км;
- для участка /сб3
zm,3 = гкл,3 ~ У2рл,3 ” 0,239 — 0,67*0,237 = 0,080 Ом/км.
Эквивалентное значение удельного сопротивления взаимоиндукции
находим по формуле (11.56):
1 * i z к
ZM,3KB =Т~= м,/1 + ZM,2Z2 + Zm,3Z3) =
сб 7=1 сб
= — (0,123 • 13 + 0,074 • 19,4 + 0,080 • 12,3) = 0,090 Ом/км.
44,7
По табл. 11.9 для заданной контактной сети на двухпутном участке на-
ходим г2 = 0,108 Ом/км, %2 ~ 0,285 Ом/км.
450
Вычисляем значение удельного составного сопротивления тяговой сети:
= 0,257 Ом/км.
По формуле (11.54) вычисляем при /т ~ = 45 км
AZ7 8500
I =------тпш = 735 А
экв z / 0,257 • 45
с т ’
Значение продольной ЭДС находим по формуле (11.53):
= к* 'экв 2м,экв 'сб = 1,15-735-0,090-45 = 3423 В.
Потенциал проводов U3 , наведенный электрическим полем контакт-
ной сети в начале линии, находим по формуле (11.51):
U
к
и3
и
27 500
= 3338 В.
0,714-10 -44,7
1 + СУМ 3 л
с I *
кл,экв со
Потенциал проводов U™ , наведенный магнитным полем контактной
сети в начале линии, находим по формуле (11.52):
м
и
м
3423
= 1712 В.
сум 3
л
231 -10
Потенциал провода в начале линии при 033 в ее конце вычисляют
по формуле (11.53): = Ем = 3423 В.
Геометрическую сумму потенциалов трех проводов ВЛ в ее начале при
отсутствии 033, наведенных электромагнитным полем контактной сети,
находим по формуле (11.49):
£7 эм
и
= 3-^)2+(^)2 =
= 3 д/(3338)2 +(1712)2 = 11 253 В.
Геометрическую сумму потенциалов , выделяемую фильтром на-
пряжения нулевой последовательности при 033, приведенную к первич-
ной обмотке трансформатора напряжения, вычисляем по формуле (11.50):
451
иэм = J(l,4(73)2 +(UM + 1,4(7M)2 =
гс,з V и7 3 ’ и 7
= 7(1,4 • 3338 )2 + (3423 +1,4 • 1712 )2 = 7465 B.
Напряжение небаланса t^62 при отсутствии033 находим по формуле (11.48):
100 U эм
_ гс, и
нб2
ном
100-11253
л/3 • 10 500
= 61,9 В.
Напряжение небаланса (7нб3 при 033 находим по формуле (11.48):
100(7 inn 74AS
(7 = гс’3 = -=------------= 41,0 В.
нб3 V3C7 л/3 • 10 500
НОМ
Уставку срабатывания выбираем по формуле (4.48) при £/нб1 = 8 В:
С7ср > котс (С7нб1 + (7иб2) = 1,2 (8 + 61,9) = 83,9 В.
Принимаем Z7cp = 84 В. Эта уставка должна отвечать условию (4.50) при
кчн = 1,5, в котором кч вычисляют по формуле (4.49):
100 -Z7 юо - 41 0
к =---------нбЗ .......= 0 702
4 U 84
ср
Такой результат (кч < 1) свидетельствует о том, что при данных значени-
ях С/нб2 и J7h63 зашита неработоспособна.
Для снижения значений Z7h62 и С7нб3 необходимо ко всем трем первич-
ным обмоткам трансформатора напряжения параллельно подключить кон-
денсаторы С3 (см. рис. 4.22).
По формуле (11.59) находим минимальную кратность п снижения неба-
ланса J7h62 необходимую для обеспечения требуемого коэффициента чув-
ствительности к™ = 1,5:
мн
к к + и, / 15-12 + 07
----Зн-отс---ц = V 1,2+ U,/ 619 =
100-к к и ,. нб 3 100-1,5-1,2-8
чн отс нб 1 ’ ’
Принимаем п = 3 и по формуле (11.58) находим при Ссум = Сл ~ 231 • 10“^ Ф:
С >к(п-1)(С' +С +с /,)-10-3 =
3 v х сум пов кл, экв сб7
= 1,4(3 -1)(0 + 231 + 0,714 • 44,7) • 10~3 = 0,736 мкФ.
452
Определяем реактивную мощность конденсатора:
Q =0,314 U2 С = 0,314-10,52 0,736 = 25,5 кВАр.
’ НОМ 3 ’ 15 ’
Выбираем конденсаторы КМ-10,5-26-2УЗ с емкостью С3 = Сзн = 0,752 мкФ
и реактивной мощностью 26 кВАр.
Повторный расчет
По формуле (11.51) находим:
с I
КЛ,ЭКВ 1
_________27500_________
! 0 + 752•10~9 +231•10~9
0,714-Ю-9-44,7
= 865 В.
По формуле (11.52) вычисляем:
0 + 752-10~9>
231-Ю-9 j
3423
= 402 В,
По формуле (11.53) находим:
UM ~ Е = 3423 В.
3 м
По формуле (11.49) находим:
U™ = 3 • fa*)2 +(U™)2 = 3 • J(865)2 + (402)2 = 2862 В.
По формуле (11.50) вычисляем:
£7ЭМ = J(1,4(Z3)2 +(t/M + 1,467м)2 =
ГС,3 V И7 v 3 ’ и '
= 7(1,4 865 )2 + (3423 +1,4 402)2 = 4166 В.
По формулам (11.48) находим:
нб2
_ 10067- ЮО-2862
— —------ — “7=—:--- — 1Э / п,
V367 V3-10 500
ном
100 ^сгМз 100 -4166
нб3 " 4зи "Л 10 500
НОМ
453
По формуле (4.48) находим:
^СР > %тс (Ц.61 + ^62) = 1,2 (8 + 15,7) = 28,4 В.
Выбираем £7ср = 30 В.
Коэффициент чувствительности вычисляем по формуле (4.49):
ЮО-^нбз ЮО-22,9
к ----------=-------------= 2,57.
4 U 30
ср
Коэффициент чувствительности 2,57 больше нормативного значения л^н =
= 1,5, Условие (4.50) выполняется, следовательно, защита работоспособна.
Определяем результирующую емкость фазы линии с конденсаторами С3
по формуле (4.40) с учетом того, что в данном примере Ссум = Сд = 231-Ю""9 Ф:
С = С +С -С +С = 231 -10-9 + 752 10~9 = 983 -10"9 Ф.
рез сум з л з
По формуле (4.51) находим наибольшее значение 7?пер, при котором еще
соблюдаются условия чувствительности (х^ = 1,5):
л <----------!------j 100 ~L-
“р зш<ссум +Cj)V[
_______1_______ If 100 ~
3314 • 983 10-9 у1зо 1,5 + 22,9;
-1 =1167 Ом.
Пример 11.3. Для ВЛ СЦБ, параметры которой определены в примере
11.2, выбрать уставки направленной зашиты нулевой последовательнос-
ти ЗЗН.
Защиту можно использовать, если между каждой фазой и землей в на-
чале линии (между выводами трансформатора и местом установки транс-
форматоров тока нулевой последовательности) установить конденсаторы.
Выбираем третью уставку по току защиты ЗЗН — 7СЗ “ 7у “ 2,5 А.
По формуле (4.53) находим (кчн = 2):
к к I г 15.2’25 с
С з чн сз 106 = V 106 = J 31
3 V3col7 V3-314-10 500
НОМ
Принимаем конденсаторы КСК-10,5-75У1 с емкостью С3 = Сзн = 2,17 мкФ
(21704 О"9 Ф) и реактивной мощностью 75 кВ-Ар.
454
Значения qirR = 0,714*10 9 Ф и Сл = CnnR = 231-10~9 Ф, а также значе-
ние =3423 В вычислены в примере 11.2.
Ток, наведенный электрическим полем контактной сети в проводе ВЛ с
исправной изоляцией, вычисляем по формуле (11.61):
U we I к
,э _ к кл,экв сб
И С I + С
. кл,экв сб л
]
с + с
сум 3
27 500 • 314 • 0,714 • 10~9 • 44,7 п^ле ,
-------------= 0,246 А.
0,714-10 у -44,7 + 231 -10 у
+ 0 + 2170-10"9
Ток небаланса /и62 определяем по формуле (11.60):
/ „ = 3/э = 3 • 0,246 = 0,737 А.
нб2 и ’ ’
Находим значение влияющего тока L контактной сети по формуле (11.54):
I
экв
т max
6500
0,257 • 45
= 562 А.
По формуле (11.53) вычисляем значение продольной ЭДС £м наве-
денной в каждом из проводов ВЛ в результате магнитного влияния кон-
тактной сети:
= *ф 4кб ZM,3KB 'сб = 1,15-562 0,090-44,7 = 2600 В.
Ток, наведенный магнитным полем контактной сети в проводе с повреж-
денной изоляцией, находим по формуле (11.62):
1*=Е ю(С' +С ) = 2600 -314(0 + 2170 -10"9) = 1,77 А.
з м сум 3
Ток небаланса /нб3 определяем по формуле (11.60):
7(1,4/*)2+(/м)2 = 7(1,4 • 0,246)2 +(1,77)2 = 1,80 А.
Уставка срабатывания по току должна отвечать условию (4.50) при /qih = 2.
По формуле (11.65) находим:
455
JlaU С -I „-I „
_ ____HOM 3H H01 нбЗ _
_ л/з -314 10 500 • 2,17 IO-6 - 0-1,80 _
2,5
Выбранная уставка Zy = 2,5 А отвечает условию (4.50).
Проверяем условие (11.64):
ZC3 > К3 (7н61 + /нб2) = 1,3 (0 + 0,737) = 0,96 А.
Выбранная уставка Zy = 2,5 А отвечает и этому условию.
По формуле (11.51) находим:
Чум +С3+Сл
С I R
кл,экв об
______________27 500_______________
0 + 2170 -10~9 +231 -10~9
0,714 -10~9 -44,7
= 361 В.
По формуле (11.52) вычисляем при Ем = 2600 В:
им
И
0 + 2170 10~9>
23110-9 j
2600
= 125 В.
По формуле (4.49) находим:
= 3 ' л/(361)2 +(125)2 = 1146 В.
По формуле (11.50) вычисляем:
игс,з = Л,4^Э)2+(чМ + 1.417м)2 =
’ ’ \ ’ и / \ з и/
= 7(1.4 361 )2 + (3423 +1,4 125)2 = 3634 В.
По формулам (11.48) находим:
, 100-317™ wo .3-382
нб2 у/ЗЕ у/з 10500
НОМ
456
и
100(7 эм
_____________гс,з
нб3 " л/3£7
НОМ
100-3634
х/з -10 500
= 20 В.
Принимаем С7нб1 = 8 В и по формуле (4.48) находим:
£/ср > котс (£7нб1 + £/нб2) = 1,2 (8 + 6,3) = 17,2 В.
Выбираем третью фиксированную уставку защиты ЗЗН по напряжению
срабатывания Uy ~ Z7cp = 20 В.
По формуле (4.49) определяем коэффициент чувствительности:
к -ЮО-^нбЗ _Ю0-20 _
4 и 20
ср
Коэффициент чувствительности кч = 4 больше нормативного значения
л^и = 1,5, следовательно, условие (4.50) выполняется и защита работоспо-
собна.
Определяем результирующую емкость фазы линии с конденсаторами С3
по формуле (4.40):
С =С +С = С +С = 231 10~9 +2170-10-9 = 2401 10~9Ф.
рез сум з л з
По формуле (4.51) находим наибольшее значение 7?пср при котором для
пускового органа соблюдаются условия чувствительности:
R
пер
JZ ч2
100
и к + U „
ср чн нбЗ у
1 Г 100
3-314-2401 Ш 20-1,5 + 20;
-1 = 1766 Ом.
Специализированные терминалы. Для трехфазных линий продольно-
го электроснабжения и BJI СЦБ разработан микропроцессорный блок за-
щиты БМРЗ-ФПЭ. В нем реализованы следующие защиты:
— трехступенчатая МТЗ от междуфазных повреждений — с контро-
лем тока в трех фазах. Первая и вторая ступени с независимыми, а тре-
тья — с независимой или зависимой времятоковыми характеристика-
ми. Предусмотрены возможность выбора одной из двух зависимых вре-
мятоковых характеристик и автоматический ввод ускорения МТЗ при
включении ВВ;
457
— одноступенчатая направленная защита от 033 — с независимой
времятоковой характеристикой, с контролем тока и/или напряжения
нулевой последовательности, направленная или ненаправленная;
- защита от несимметрии и от обрыва фазы питающего фидера —
с контролем тока обратной последовательности и действием на отклю-
чение и сигнализацию;
— защита минимального напряжения ЗМН — с контролем двух ли-
нейных напряжений сборных шин и действием на отключение и/или
сигнализацию;
— логическая защита шин, которая комплектуется датчиками ЛЗШ.
Блок реализует ЛЗШ с параллельным соединением датчиков.
Блок выполняет также следующие функции автоматики и управле-
ния коммутационными аппаратами:
— двукратное АПВ с возможностью блокировки одного или обоих
циклов. Оба цикла АПВ могут блокироваться входными дискретными
сигналами, при неисправности БМРЗ или выключателя, при срабаты-
вании ЛЗШ и первой ступени МТЗ;
- устройство резервирования отказов выключателя (УРОВ) реали-
зует функцию УРОВ-датчик. Сигнал «УРОВд» выдается при невыпол-
нении команды на отключение выключателя, снимается по факту воз-
врата защит или снятия входных сигналов;
— автоматическое включение резерва в блоке реализовано с контро-
лем значения фазных напряжений входными пороговыми ячейками, ли-
нейных напряжений сборных шин и положения коммутационных ап-
паратов;
- управление ВВ и ЛР в местном и дистанционном режимах ВВ и ЛР
с обнаружением самопроизвольного отключения выключателя.
Схема подключений блока приведена на рис. 11.17.
Для защиты ДПР-27,5 кВ разработан микропроцессорный блок защи-
ты БМРЗ-ДПР, в котором реализованы:
— трехступенчатая МТЗ с контролем тока в трех фазах, защита ми-
нимального напряжения ЗМН и логическая защита шин ЛЗШ — ана-
логичные подобным защитам в блоке БМРЗ-ФПЭ;
— защита от несимметрии и обрыва фазы питающего фидера ЗОФ —
с контролем тока обратной последовательности, действующая на отклю-
чение и сигнализацию.
Кроме того, блок реализует следующие функции автоматики и уп-
равления коммутационными аппаратами:
458
«1»
0 Цепь
1 La. .
2 1д общий
з 1в
4 1в общий
5 1с
6 Гс общий
«2>1
Цель
4 31о
5 31о общий
3Uo
3Uoобщий
«2А»
Цепь
I U АВ
2 Пав общий
Т Ubc
i Ьпс общий
«3» РП-10-30
Цепь
02 -/“220 В
22 РПО ВВ
04 -/=220 В
24 РПВ ВВ
01 Откл. ВВ
11 -/*220 В
21 Вкл. ВВ
12 -/=220 В
03 Внеш. откл. 1
13 -/=220 В
23 Внеш. откл. 2
14 -/=220 В
05 ЛЧР
15 -/*220 В
J0. Готовность
25 ЧАПВ
16 -/=220 В
Об Блок АПВ
26 -/=220 В
07 Резерв
17 -/=22()В
27 ШВ
18 -/=220 В
08 ЗДЗ
28 -/=220 В
09 Резерв
19 -/“220 В
29 Резерв
30 Блок АВР
20 -/=220 В
«7» РП-10-15
Цепь
А1 Ua
Б1 -100 В
А2 Св
Б2 -100 В
АЗ UC
БЗ -100 В
А4 Вкл. ЛР
Б4 -/=220 В
А5 Откл. ЛР
Б5 -/=220 В
А6 РПОЛР
Б6 -/=220 В
А7 РПВЛР
Б7 -/=220 В
БМРЗ-'
G
РП-10-30 «4»
Цепь
ВВ откл 1 01
11
г ВВ откл. 2 12
1 21
t ВВ вкл. 1 02
1 22
УРОВд 03
13
/ ВВ вкл. 2 14
23
ОКЦ 04
24
ЛЗШд 05
I 15
033 16
25
{ Вызов 06
< 26
Отказ БМРЗ-2 07
17
ВВ РГГВ 18
27
г Резерв 08
{ 28
г ВВР1Г0 09
1 19
Нсиспр. Ь‘МРЗ/КЛ 29
> -1 IX. Анар. откл. 10
Отказ БМРЗ-1 30
20
»
РП-10-15
Цепь
Перегрей тр-ра Al
Б1
JIP вкл. А2
Б2
ДР откл. АЗ
БЗ
BBPI1O2 А4
Б4
ВВ РПВ 2 Л5
Б5
НН откл, Дб
Бб
СН Откл. А7
1 К7
«RxTx»
RS-232
Цень Яг
1<лО 2
Тхб 3
GND 5
R1
6'6»
RS-483
Цепь *4“
А 2
h 3
kfiih) ом
GNDS
Цепь
Сеть-/-220 В
«5»
Гб"
Сеть-/-220 В
корпус .
Бат «минус» 5
3
т
ПЭВМ
АСУ
Кат «плюс»
6
-/-220 в
->G
«*»
Рис. 11.17. Схема
внешних подключении
блока БМРЗ-ФПЭ
(базовое исполнение)
459
«1»
а Цепь
1 U
2 1а общий
3 1в
4 1 в общий
5 1с
6 1С общий
«2»
0 Цепь
4 3(0
5 31о общий
3Uo
2 3Uo общий
«2А»
Цвпь
1 Uad
2 (Jar общий
Т" И вс
4 UrCобщий
«3» РП-10-30
Цепь |
02 -/=220 В
22 РПО В В
04 -/=220 В _
24 РПВ ВВ
01 Откл. ВВ
11 -/=220 В
21 Вкл. ВВ
12 -/=220 В
03 Внеш. мхи. 1
13 -/=220 В
23 Внеш. огкл. 2
14 —/==220 В
05 АЧР
15 -/=220 В
10 Готовность
25 ЧАПВ
16 -/=220 В
06 Блок АПВ
26 -/=220 В
07 Резерв
17 -/=220 В
27 ШВ
18 -/=220 В
08 ,здз
28 -/=220 В
09 Резерв
19 -/=220 В
29 Резерв
30 Емок АВР -
20 -/=220 В
«7» РП-10-15
* Цепь
А1 Ua
Б1 -100 В
А2 Uh
Б2 —100 в
АЗ Uc
БЗ -100 В
А4 Вкл. ЛР Ч
Б4 -/=220 В
А5 Откл. ЛР
Б5._ -/=220 В
Аб РПО ЛР
Б6 -/=220 В
А7 РЛВЛР
Б7 -/=220 В
БМРЗ-ДПР РП-10-30 «4»
Цепь
ВВ откл, 1 01
{ { { { 11
ВВ опт. 2 12
21
В В вкл, 1 02
22
УРОВд 03
13
ВВ вкл. 2 14
23
ОКЦ 04
24
{ лзшл 05
15
033 16
{ 25
Вызов 06
26
Отказ БМРЗ-2 07
17
ВВ РПВ 18
27
{ { Резерв 08
28
ВВ РПО 09
-19
Неиспр. БМРЗ/КА 29
Авар. откл. 10
Отказ БМРЗ-1 30
TV** 20
РП-10-15 г<8»|
1 Цепь
Отказ ЛР А1
Б1
{ { { { {
ЛР вкл. А2
Б2
ЛР откл. АЗ
БЗ
ЛРРПО А4
Б4
ЛРРПВ А5
Б5
Резерв А6
Б6
Рмерн А7
Б7
«RxTx»
зов
RS-232
Цепь
Кхр Г
3
GND 5
иГ —J—
«6»
RS-485
Цепь яг
_ А 2
В 3 .
Шййм. 4^
GNDS 7
5”
Цепь
Сстъ~/-220 В
ПЭВМ
АСУ
G
»
Сега-^220В
Корпус
Кэт «минус»
Тэт «плюс»
2
д
д
6
«-р>
-/=220 В
«-»
-> G
«+»
Рис. 11.18. Схема
внешних подключении
блока БМРЗ-ДПР
(базовое исполнение)
460
—двукратное АПВ, УРОВ, автоматическое включение резерва — ана-
логичные таким же защитам в блоке БМРЗ-ФПЭ;
— управление ВВ и ЛР в местном и дистанционном режимах, с за-
щитой от многократного включения, контролем длительности циклов
управления, а также диагностикой исправности цепей управления. Рас-
чет ресурса ВВ с учетом данных коммутационной стойкости.
Схема внешних подключений блока приведена на рис. 11.18.
Защиту линий ДПР можно осуществить с помощью микропроцес-
сорного устройства ЦЗА-27,5-ДПР со сходными функциями.
11.4* Защита установок емкостной компенсации
КА2 КА1 27,5 кВ
К рельсам
Рис. 11.19. Схема защиты установки поперечной
емкостной компенсации
КАЗ
Установки поперечной и продольной емкостной компенсации рас-
полагают на подстанциях и на постах секционирования [34, 107]. Они
предназначены для уменьшения несимметрии, вызванной однофазны-
ми тяговыми нагрузками, компенсации потери напряжения и улучше-
ния коэффициента мощности.
Защита установки поперечной емкостной компенсации. В установке по-
перечной емкостной компенсации (УПК) (рис. 11.19) конденсаторы С
подключают масляным или вакуумным выключателем Q к шинам 27,5 кВ
и рельсам (к нулевой точ-
ке дроссель-трансформа-
тора). Последовательно с
конденсаторами установ-
лен реактор Lp. Индук-
тивность реактора с емко-
стью конденсаторов обра-
зует последовательный
резонансный контур, на-
страиваемый на частоту
130—140 Гц. Этот контур
не пропускает высшие
гармоники кривой тяго-
вого тока в энергосистему.
Установки, попереч-
ной емкостной компен-
сации оборудуют макси-
мальной токовой защи-
461
той (реле КА1) и продольной дифференциальной защитой (реле КАЗ),
которые реагируют на короткие замыкания и повреждения корпусной
изоляции относительно земли, а также зажитой от перегрузки (реле КА2).
Ток срабатывания максимальной токовой защиты должен быть боль-
ше токов, которые могут протекать через неповрежденную установку.
При КЗ в контактной сети вблизи места расположения установки по-
перечной емкостной компенсации происходит разряд конденсаторов
на место повреждения. Ток разряда может превысить номинальный ток
/ном в 2,5—3 раза, однако через 0,1 с его кратность снижается до 1,5—2 раз.
Включение конденсаторной установки выключателем Q сопровожда-
ется переходным процессом, при котором ток может превысить номи-
нальный в 3—3,5 раза, но через 0,02—0,04 с его величина резко снижа-
ется. Токи включения и разряда не должны вызывать срабатывания мак-
симальной токовой защиты, так как они относятся к исправной
установке. Учитывая время действия защиты и выключателя, уставку сра-
батывания выбирают, пользуясь выражением:
сз
3 НОМ
(11.66)
где к3 — коэффициент запаса, равный 1,15—1,25;
7НОМ — номинальный ток установки поперечной емкостной компенсации, А.
Установка состоит из типовых конденсаторов (например, КСПК-
1,05-120), соединенных последовательно и параллельно. Емкостное
сопротивление одного конденсатора равно %с = HOM103/Q ,где ^сном —
номинальное напряжение конденсатора (например, 1,05 кВ); Q — но-
минальная мощность конденсатора (например, 120 кВАр). Номиналь-
ный ток установки вычисляют по формуле:
U U
/ - ш>н — ш,н
ном ~ х М ' х -X ’
с____________ у с L
N L
где Цы н — номинальное напряжение на шинах, В;
N — число параллельно соединенных конденсаторов в одном ряду;
М — число последовательно соединенных рядов;
Лд — сопротивление реактора, Ом.
Обычно выполняется соотношение X г = 0,123% M/N - пХ 3гдеХ —
L с ' с
емкостное сопротивление конденсаторной установки при частоте 50 Гц;
л = 0,123 [107].
462
При повреждении корпусной изоляции конденсаторов происходит
замыкание на землю. Однако с землей связана фаза С шин 27,5 кВ,
поэтому замыкание на землю в данном случае является междуфазным.
Чем ближе к реактору Lp произойдет замыкание на землю, тем мень-
ше ток КЗ, так как он ограничивается сопротивлением, последователь-
но соединенных платформ исправных конденсаторов. В связи с этим
максимальная токовая защита, уставка которой выбрана по условию
(11.66), защищает всего несколько платформ вблизи выключателя Q.
Она сработает также при замыкании на землю трансформатора напря-
жения TV1.
Продольная дифференциальная защита реагирует на замыкания на зем-
лю всех платформ с конденсатором. Трансформаторы тока выбирают
на один и тот же номинальный ток, поэтому выравнивания токов в пле-
чах защиты не производится. Номинальный ток первичной обмотки
определяется мощностью установки емкостной компенсации и допус-
тимой 10%-й погрешностью при коротких замыканиях. Ток срабатыва-
ния определяется по условию:
> Ш К К 3,3/
сз J max з одн ’ ном ’
(11.67)
где д/ — допустимая погрешность трансформаторов тока, равная 0,1;
к3 — коэффициент запаса, принимаемый равным 1,5;
кодн " коэффициент однотипности, принимаемый равным 1.
Чувствительность защиты проверяется по формуле (1.2) при коэф-
фициенте чувствительности, равном 2. Величина /к min принимается
равной 0,89 /н, что соответствует замыканию на землю последней плат-
формы с конденсаторами.
Защиту от перегрузки выполняют в виде максимальной токовой с
выдержкой времени до 9 с. Ток срабатывания находят по формуле (4.7).
При этом максимальный рабочий ток принимают равным 1,3 номиналь-
ного, что определяется допустимой перегрузочной способностью кон-
денсаторов.
Токовые реле КА1 и КА2 (см. рис. 11.19) можно заменить одним реле
типа РТ-80. Его электромагнитный элемент настраивается по условию
(11.66), а индукционный осуществляет защиту от перегрузки.
Если на тяговой подстанции не применяют устройства автоматичес-
кого регулирования напряжения (АРПН), то к трансформатору напря-
жения TV1 подключают реле напряжения KV, осуществляющее защиту
от недопустимого повышения напряжения. Защита с уставкой по на-
463
пряжению 115—120 % от номинального имеет выдержку времени 3—5 мин
и действует на отключение установки.
Уставку срабатывания защиты i7C3 выбирают по формуле (1.8), в ко-
торой принимают Лсз = <7СЗ, Ая тах = тах. Величину максимально
допустимого напряжения UH тах на шинах в нормальном режиме при-
нимают равной 29 000 В. Коэффициент запаса к3 вычисляют по форму-
ле к = 1,1 /(1 - XL / Хс), где XL, Хс — соответственно индуктивное со-
противление реактора Lp и емкостное сопротивление конденсаторной
установки С (см. рис. 11.19) при частоте 50 Пд. В коэффициенте запаса
учтен тот факт, что емкость С и индуктивность реактора Lp образуют
последовательный резонансный контур с резонансной частотой, рав-
ной = 50 / ^XL/~XC ’ ПРИ этом напряжение на конденсаторах С
выше/чем напряжение на шинах в 1 /(1 - XL / Хс) = 1 /[1 - (50 / f )2 ]
раз. Если на плече питания имеется одна установка поперечной ем-
костной компенсации, то ее резонансная частота должна быть равна
135—142 Гц. При наличии двух установок на плече питания резонан-
сная частота одной из них выбирается в пределах от 135 до 140 Пд, а
второй — от 230 до 240 Гц.
При наличии устройств АРПН регуляторы не допускают повыше-
ния напряжения на шинах выше допустимого; в этом случае защиту по
максимальному напряжению не применяют, а ко вторичной обмотке
трансформатора TV1 параллельно реле KV подключают еще одно реле
напряжения (на рис. 11.19 не показано), осуществляющее защиту ми-
нимального напряжения с выдержкой времени 0,5 с для отстройки от пе-
реходных процессов. Эта защита контролирует целостность первичной
обмотки TV1, необходимой по условиям электробезопасности — при
отключении установки от сети на нее разряжаются конденсаторы. За-
щита минимального напряжения частично резервирует защиты от ко-
ротких замыканий. Напряжение срабатывания выбирается по условию
(1.9), в котором Лсз = UC3, Ан = ии (фазовый угол не учитывает-
ся). Минимальное напряжение нормального режима min при уста-
новке компенсирующего устройства на тяговой подстанции принима-
ют равным 25 000 В, а на посту секционирования — 21 000 В.
Защита минимального напряжения имеет блокировку, вводящую ее
в работу при включенном выключателе Q.
Конденсаторная установка состоит из отдельных конденсаторов с но-
минальным напряжением 1,05 или 0,66 кВ, соединяемых последователь-
но и параллельно. В свою очередь каждый конденсатор имеет несколь-
464
Рис. 11.20. Схема дифференциальной
защиты по напряжению
ко секций, каждая из кото-
рых имеет индивидуальный
предохранитель, встроенный
внутрь корпуса. При сгора-
нии одного или нескольких
предохранителей уменьша-
ется емкость всего ряда па-
раллельно соединенных кон-
денсаторов, а напряжение на
оставшихся в работе секци-
ях возрастает. Это ведет к
более интенсивному старе-
нию изоляции и может явить-
ся причиной пробоя других
секций того же ряда. Для конт-
роля за равномерностью рас-
пределения напряжения меж-
ду рядами используется диф-
ференциальная защита по
напряжению.
Защита (рис. 11.20) со-
держит трансформаторы на-
пряжения TV1—TV4 типа 3HOM-35, промежуточные трансформаторы
ТЫ,ТЬ2типаПОБС-ЗА-УЗ, потенциометры RI, R2 и чувствительное реле
тока типа РТЗ-50, используемое благодаря сравнительно высокому вход-
ному сопротивлению в качестве реле напряжения KV.
Конденсаторная установка делится на две одинаковые части С1 и С2,
параллельно которым подключены соответственно трансформаторы на-
пряжения TV1, TV2 и TV3, TV4. При настройке защиты регулировкой
потенциометрами R1 и R2 устраняют в реле KV напряжение небаланса,
обусловленное возможным неравенством емкостей частей С1 и С2. При
изменении емкости С1 или С2 из-за перегорания предохранителей сек-
ции конденсаторов или из-за закорачивания хотя бы одного их ряда из-
меняется баланс напряжений, реле KV срабатывает и выключатель Q
отключается.
Чувствительность защиты проверяется по короткому замыканию в
одном из рядов конденсаторов, при котором весь ряд оказывается за-
шунтированным. При этом напряжения £7С1 и С/С2 соответственно на
465
частях Cl и С2 перераспределяются: в той части, где расположен зако-
роченный ряд, оно будет меньше, чем в нормальном режиме, а в другой
части — больше. Разность этих напряжений
UCl-UC2=ICXCn=ICXc/M’B’ (U-68)
где — емкостное сопротивление при частоте 50 Гц всей конденсаторной ус-
тановки в нормальном режиме, Ом;
Aq — емкостное сопротивление одного ряда, Ом;
М — число последовательно соединенных рядов в конденсаторной уста-
новке в нормальном режиме;
— ток конденсаторной установки при коротком замыкании в одном
ряду, А.
Величина тока f'c при минимальном напряжении на шинах равна:
и . и . ми .
_ п,шт н,тт _ н,пип Z1,
'с = . М-1 = г [Л/(1-„)-!]• (1, а°
с м L
где Х'с — емкостное сопротивление при частоте 50 Пд конденсаторной уста-
новки при коротком замыкании в одном ряду, Ом;
п = XL/XC = (50//0)2 .
Напряжение небаланса на реле KV в этом режиме равно:
и , = (иг. - иг,)—=----------сн н’тш-----, (11.70)
6 1 С1 С1>Кцпп КиПп[М(\-п)-\]'
где Ку— коэффициент трансформации трансформаторов напряжения TV1— TV4;
пп — коэффициент трансформации промежуточных трансформаторов;
ксн — коэффициент, учитывающий снижение напряжения на резисторах
R1 и R2 из-за падения напряжения, вызванного током реле KV.
Чувствительность проверяется по условию:
*ч=^->1,5, (11.71)
ср
где С/ср — напряжение срабатывания реле KV.
Зашита снабжается выдержкой времени 0,5 с для отстройки от пере-
ходных режимов. В типовой защите трансформаторы TL1 и TL2 приме-
няются как повышающие с коэффициентом трансформации лп = 0,29.
466
При использовании в качестве KV реле РТЗ-50 принимают ксн = 0,6.
Уставку срабатывания этого реле принимают = 1 В. Это обеспечи-
вает срабатывание защиты при изменении емкости конденсаторов од-
ного ряда примерно на 10 %.
Конденсаторы очень чувствительны к напряжению выше номиналь-
ного, их надежность при этом резко снижается. Разрядники, устанав-
ливаемые в распределительных устройствах, срабатывают при таких
уровнях коммутационных перенапряжений, которые для конденсато-
ров являются опасными. Кроме того, при срабатывании разрядников
через них протекает большой ток разряда конденсаторов, что приводит
к перегоранию искровых промежутков и выходу разрядников из строя.
Поэтому установки параллельной емкостной компенсации необходи-
мо снабжать специальными устройствами защиты от перенапряжений,
возникающих при их включении и отключении.
При включении выключателя Q (см. рис. 11.19) возможно появление
коммутационных перенапряжений на реакторе Lp. Из-за них включение в
работу в начале 60-х гг. XX в. первой в СССР установки поперечной емко-
стной компенсации (тяговая подстанция Хапры Северо-Кавказской ж. д.)
сопровождалось перекрытием витков и сгоранием обмотки реактора. После
этого в типовые проекты для защиты витков реактора от перекрытий была
включена цепь из последовательно соединенных разрядника FV1 и резис-
тора R1 (предложена и рассчитана Е.П. Фигурновым, Ю.Я. Самсоновым и
MJE. Поляковым). При отключении выключателя Q (в случае оператив-
ных переключений или от защиты) могут возникать двух- и даже трехкрат-
ные перенапряжения на конденсаторах из-за повторных пробоев электри-
ческой дуги между контактами масляного выключателя в процессе их рас-
хождения. Для конденсаторов такие перенапряжения недопустимы. Их
можно полностью исключить, если перед отключением шунтировать кон-
денсаторы резистором с сопротивлением нс более 280 Ом.
Последовательность операций по отключению здесь следующая.
Включается контактор SA (см. рис. 11.19), который подключает вторич-
ную обмотку трансформатора напряжения TV2 к шинам 127 или 220 В.
Напряжение его первичной обмотки подается на поджигающий элект-
род управляемого искрового промежутка FV2, который пробивается и
включает резистор R2 параллельно всей установке. Последовательно с
FV2 включен трансформатор тока с реле КА4. При срабатывании FV2
реле КА4 замыкает свои контакты и подает сигнал на отключающую
катушку выключателя Q [108].
467
В типовой схеме установка поперечной емкостной компенсации
подключается к шинам 27,5 кВ не одним, а двумя соединенными пос-
ледовательно выключателями, один из которых зашунтирован резис-
тором с сопротивлением 50 Ом. При включении установки сначала за-
мыкаются контакты того выключателя, который не имеет шунтирую-
щего резистора. Поскольку второй выключатель (с шунтирующим
резистором) отключен, то подключение установки к шинам осуществ-
ляется через резистор. После этого включается второй выключатель,
контакты которого шунтируют резистор. Отключение установки про-
изводится в обратном порядке.
Включение резистора последовательно с конденсаторами при включе-
нии и отключении снижает коммутационные перенапряжения, однако
существенно в меньшей степени, чем в схеме, приведенной на рис. 11.19.
В качестве Lp (см. рис. 11.19) используются реакторы со стальным
сердечником и обмоткой, размещенными в баке с маслом, или бетон-
ные реакторы. У бетонных реакторов могут иметь место замыкания меж-
ду витками. Возникающая при этом дуга способна пережечь обмотку и
полностью вывести реактор из строя.
Защиту от межвиткового замыкания можно выполнить на основе
контроля за изменением магнитного поля около реактора и в виде диф-
ференциальной защиты по напряжению [107].
Защита, основанная на контроле за изменением магнитного поля
(рис. 11.21, а), содержит многовитковую катушку WA, выполненную в
виде прямоугольной рамки и устанавливаемую вблизи реактора против
его середины, где радиальная составляющая напряженности магнитного
поля равна нулю. При замыкании любых витков напряженность магнит-
ного поля в месте установки рамки изменяется и реле КА срабатывает.
Дифференциальная защита по напряжению (рис. 11.21, б) содержит
трансформаторы напряжения TV1 и TV2, подключенные каждый па-
раллельно соответствующей половине обмотки реактора. Поскольку
вторичные обмотки трансформаторов включены встречно, то напряже-
ние на реле KV при исправном реакторе отсутствует. При замыкании
между витками в любой из половин реактора баланс напряжений нару-
шается и реле KV срабатывает, вызывая отключение выключателя Q.
Для обеспечения защиты установок поперечной емкостной компен-
сации в РУ-27,5 кВ выпускаются микропроцессорные блоки ЦЗА-27,5-УПК
и БМРЗ-УПК. В них реализованы следующие программные функции
защиты:
468
a
б
Рис. 11.21. Схемы защиты реактора
• одноступенчатая ненаправленная МТЗ — с независимой времято-
ковой характеристикой, с действием на отключение и сигнализацию;
• продольная дифференциальная токовая защита ПДТЗ — токовая
отсечка по модулю разности действующих значений токов, с постоян-
ной задержкой времени срабатывания, с действием на отключение и
сигнализацию;
• защита от перегрузки конденсаторов токами высших гармоник
ЗПВГ — токовая отсечка по действующему значению токов высших гар-
моник (со второй по девятую, включительно), с независимой времято-
ковой характеристикой, с действием на отключение и/или на сигнали-
зацию;
• дифференциальная защита по напряжению ДЗН — с пуском по
превышению модулем разности напряжений заданной уставки, с по-
стоянной задержкой времени срабатывания, с действием на отключе-
ние и сигнализацию;
• защита от превышения допустимого напряжения ЗПДН — с неза-
висимой задержкой времени срабатывания, с действием на отключе-
ние и сигнализацию;
• защита минимального напряжения ЗМН по сумме напряжений
секций конденсаторов — с программно-задаваемой задержкой време-
ни срабатывания, с действием на отключение и/или сигнализацию, с
контролем включенного состояния коммутационных аппаратов;
• логическая защита шин ЛЗШд — с выдачей сигнала ЛЗШд при
пуске любой из защит;
469
БМРЗ-УПК
«3» РП-10-30
—1 Цепь
02 -/=220 В
22 РПО Q2
04 -/=220 В
24 РПВ Q2
01 Откл. У1IK
11 -/=220 В
21 Вкл. УПК
12 -/=220 В
03 Контр, цепей
13 -/=220 В
23 33 УПК
14 -/=220 В
05 Блок УПК
15 -/-220 В
10 Откл. 2 УПК
25 ШВ
16 -/=220 В
06 Откл. Q2
26 -/=220 В
07 Вкл. Q2
17 -/=220 В
27 -/=220 В
18 PriOQl
08 -/=220 В
28 РПВ Q1
09 BkhQI
19 -/=220 В
29 Откл QI
30 Дверь КРУ
20 -/=220 В
«4»
РП-10-30
Цепь
02 откл. 1 01
11
Q2 вкл. 2 12
21
Q1 вкл. 02
22
УРОВд 03
13
Q2 РПО 14
23
ОКЦ 04
24
ЛЗШд 05
15
Q2 РПВ 16
25
Вызов 06
26
Отказ БМРЗ-2 07
17
01РПО 18
27
QI РПВ 08
28
QI откл. 09
19
Неиспр. бмрз/ка 29
Авар. откл. 10
Отказ БМРЗ-1 30
20
2
2
5
У
«RxTx»
ЦспГ ~~
RxO
ТхО
ONO____
RI
RS-232
RS-485
« | »
Цепь
Б-----
»0) Ом
NDS
«5»
Цепь
Сеть-7-220 В
Сеть -/—220 В
Корпус
Бат «минус»
Бат «плюс»
ПЭВМ
«6» I
0
1
2
4
1
6
2
2
4.
7
АСУ
««>>-/=220 В
«-»
Рис. 11.22. Схема внешних подключений БМРЗ-УПК (базовое исполнение)
470
• защита от замыканий на землю (дуговых замыканий) «33 ЗДЗ» по
входному дискретному сигналу.
Кроме того, блок содержит следующие функции автоматики и уп-
равления коммутационными аппаратами:
• устройство резервирования отказов выключателя УРОВ реализует
функцию УРОВ-датчик. Сигнал «УРОВд» выдается при невыполнении
команды на отключение выключателя с контролем значения тока при-
соединения;
• управление коммутационными аппаратами обеспечивает местное
и дистанционное управление вакуумными выключателями с защитой
от многократного включения, контролем длительности цикла управле-
ния. а также диагностикой исправности цепей управления. Предусмот-
рен также расчет ресурса основного ВВ с учетом данных коммутацион-
ной стойкости.
Схемавнешних подключений блока БМРЗ-УПК показана на рис. 11.22.
Защита установки продольной емкостной компенсации. Установку про-
дольной емкостной компенсации С включают последовательно с на-
грузкой либо в рассечку контактной сети, либо в фазу с понизительного
трансформатора Т, соединенной с рельсами, либо одновременно в фазы
а, Ь, с (рис. 11.23) [1,107]. При включении в контактную сеть установку
подключают параллельно изолирующему сопряжению (воздушному
промежутку) ИС с помощью разъединителей QS1, QS2, QS3 (рис. 11.24).
Для отключения установки необходимо включить разъединитель QS1
(при отключенной контактной сети фидерным выключателем) и отклю-
чить разъединители QS2, QS3.
Конденсаторы установки де-
лят на две ветви С1 и С2, соеди-
ненные параллельно и разме-
щенные на разных платформах.
В каждой ветви содержится от 2
до 8 последовательно соединен-
ных рядов, а в каждом ряду мо-
жет быть от 6 до 8 параллельно
соединенных конденсаторов.
Напряжение установки контро-
лируют реле напряжения KV1,
KV2, подключенные к транс-
форматорам напряжения TV1 и
Рис. 11.23. Схема возможного располо-
жения установок продольной емкостной
компенсации
471
Рис. 11.24. Схема типовой установки продольной емкостной компенсации
TV2 типа ЗНОМ. Если применить трансформатор напряжения типа НОМ,
то можно обойтись одним тран- сформатором.
Защита установки про- дольной емкостной компенсации действует не
на отключение, а на ее шунтирование. При этом электроснабжение тяги
не нарушается. Шунтирование осуществляется выключателем Q. Для ог-
раничения тока разряда конденсаторов последовательно с выключателем
включен реактор Lp. Однако в том случае, если установка включена не в
фазу с, а в контактную сеть, то в момент прохода токоприемником локо-
мотива изолирующего сопряжения ИС конденсаторы этим токоприемни-
ком шунтируются. Для уменьшения тока разряда конденсаторов в этом слу-
чае реактор Lp включается в цепь конденсаторов в рассечку между точка-
ми m2 и п2 (рис, 11.24), при этом точки ml и п! замыкаются накоротко.
Нормальная работа установки продольной емкостной компенсации
нарушается при внешних КЗ (КЗ на контактной сети или на электрово-
зе), при внутренних КЗ (нарушении изоляции между обмотками кон-
денсаторов, баковой изоляции или изоляции платформ), при перегруз-
ках, при возникновении субгармоник.
Основная защита от внешних КЗ осуществляется с помощью реле тока
КА 1, КА2, резервная — с помощью реле напряжения KV1 (см. рис. 11.24).
472
Обе защиты действуют на включение выключателя Q без выдержки вре-
мени. При коротком замыкании в контактной сети ток резко увеличи-
вается. Так как конденсаторы установки включены в цепь последова-
тельно, то возрастание тока приводит к такому увеличению падения на-
пряжения на них, на которое изоляция конденсаторов не рассчитана.
Для защиты конденсаторов от перенапряжения служат разрядники FV1
и FV2, при пробое которых проходит ток через трансформатор тока ТА1.
Реле тока, подключенное ко вторичной обмотке этого трансформато-
ра, срабатывает и подает импульс на включение высоковольтного вык-
лючателя Q, шунтирующего всю установку емкостной компенсации.
При пробое разрядников FV1, FV2 через первичную обмотку транс-
форматора тока ТА1 проходит ток разряда конденсаторов, имеющий по-
вышенную частоту (до нескольких килогерц). Напряжение на обмотках
ТА1 при этом повышается, что может привести к их повреждению. Рези-
стор R с сопротивлением около 1 Ом защищает обмотки трансформато-
ра тока от перенапряжения, вызванного протеканием токов высокой ча-
стоты. Реле тока КА1 имеет уставку, приведенную к первичной обмотке
ТА1, величиной от 30 до 40 А, что соответствует наименьшему значению
тока, который способен поддержать дугу при пробое разрядников. При
близких КЗ величина тока достигает нескольких тысяч ампер и магнит-
ная система этого реле тока (с малой уставкой срабатывания) может ока-
заться в режиме насыщения, что приведет к вибрации контактов и отказу
защиты. Поэтому в защите использовано дополнительно реле тока КА2 с
уставкой, приведенной к первичной обмотке ТА2 величиной 300—400 А.
В качестве разрядников FV1, FV2 (два разрядника использованы для
повышения надежности) применяется конструкция с вращающейся
дугой [107]. Электроды такого разрядника имеют вид двух колец, плос-
кости которых расположены параллельно. При пробое воздушного про-
межутка дуга начинает гореть между кольцами. Под действием темпе-
ратуры и магнитного поля тока дуга не растягивается, а вращается на
кольцах до включения выключателя Q. Напряжение пробоя разрядни-
ков Ору должно отвечать условию:
I/fv = (2-2,5) V2£7C М, (11.72)
А ’ Vzj ним
где — номинальное напряжение одного конденсатора (0,66 или 1,05 кВ), кВ;
J"1 wIVl
М — число последовательно соединенных конденсаторов.
Величину Ору, вычисленную по условию (11.72), устанавливают на
разряднике путем регулировки размера пробивного воздушного проме-
473
жутка а, величину которого в мм для данного типа разрядника можно
вычислить по приближенной формуле:
а = 0,45^ - 0,4. (11.73)
Так, например, для конденсаторов с номинальным напряжением 0,66 кВ
при М = 2 длина пробивного воздушного промежутка разрядника дол-
жна находиться в диапазоне 1,3—1,6 мм, а при М = 8 это расстояние
увеличивают до 6,2—8 мм. Однако с помощью регулировки размера
пробивного промежутка рогового разрядника не удается достигнуть до-
статочно стабильного уровня напряжения пробоя. Для увеличения ста-
бильности используют управляемый трехэлектродный роговый разряд-
ник (тригатрон) с принудительным поджиганием [107].
Тригатрон выполнен также в виде рогового разрядника с вращающейся
дугой, однако расстояние между кольцевыми электродами значительно
увеличено. Кроме того, в разряднике имеется третий электрод, предназ-
наченный для ионизации воздушного промежутка между кольцевыми
электродами, и орган управления. Орган управления (рис. 11.25) состоит
из тиристорного ключа ТК, ограничительного сопротивления Ro и за-
пального повышающего трансформатора TL. Напряжение на первичную
обмотку трансформатора TL подается при открытии тиристорного клю-
ча ТК, подключенного к одному ряду конденсаторной установки. Повы-
Рис. 11.25. Фрагмент схемы установки продольной емкостной компенсации
с трехэлектродньЕм разрядником
474
шенное напряжение вторичной обмотки TL прикладывается между од-
ним из главных электродов разрядника FV и его поджигающим электро-
дом, расстояние между которыми составляет 4—6 мм. Возникающая дуга
ионизирует воздушный промежуток между главными электродами раз-
рядника и он пробивается. Такая защита имеет название ЗПК-2А.
Стабильность напряжения пробоя разрядника зависит от свойств ти-
ристорного ключа ТК. Он состоит из нескольких последовательно со-
единенных одинаковых блоков, каждый из которых содержит два стаби-
литрона VD 1 и VD2, варистор Rb и встречно включенные тиристоры VS 1
и VS2. При нормальном напряжении на конденсаторах варистор Rb име-
ет высокое сопротивление, поэтому тиристоры VS1 и VS2 заперты. В слу-
чае превышения установленного уровня напряжения, определяемого
вольтамперной характеристикой варистора, сопротивление последнего
снижается, ток через управляющие электроды тиристоров увеличивает-
ся и они открываются. Таким образом, стабильность напряжения пробоя
разрядника определяется стабильностью характеристики варисторов; раз-
брос параметра срабатывания разрядника при этом не превышает ±5 %.
Число последовательно включенных тиристорно-варисторных бло-
ков итвб в ключе ТК определяется по формуле
Итвб = 1,1 М7 ’ (И'74)
’ в
где Z7B — классификационное напряжение варистора.
Обычно используются варистор СН2-2-560 В с классификационным
напряжением U3 = 560 В и тиристоры на ток 200 А ( с запасом) с напря-
жением 1,5—2 раза большим U3.
На рис. 11.26 приведен вариант тиристорного ключа ТК с принуди-
тельным пуском, осуществляемым за счет шунтирования варистора Rb
симметричным триодным тиристором VS3 и резистором R2. Открытие
тиристора VS3 снижает сопротивление цепи управления тиристоров VS1
и VS2, и они открываются. В свою очередь управление тиристором VS3
осуществляется током вторичной обмотки дополнительно устанавли-
ваемого в цепи конденсаторов трансформатора тока ТАЗ. Диодный мост
VD3 выпрямляет напряжение после потенциометра R1, и когда вып-
рямленное напряжение станет выше напряжения стабилизации стаби-
литрона VD5, тиристор VS3 откроется.
Поскольку ток конденсаторной установки опережает напряжение,
то открытие тиристора VS3, а следовательно, и тиристорного ключа ТК,
475
Рис. 11.26. Вариант схемы тиристорного ключа с токовым пуском
происходит раньше, чем напряжение на ключе ТК достигнет уровня,
определяемого вольтамперной характеристикой варисторов. При регу-
лировке потенциометром R1 момента открытия тиристора VS3, соот-
ветствующего току конденсаторной установки, превышающему в 2—2,5
раза ее номинальный ток, напряжение на конденсаторах не превысит
номинальное больше, чем в 1,3—1,5 раза. Защита с принудительным то-
ковым пуском тиристорного ключа имеет шифр ЗПК-2Б. Она содер-
жит еще один дополнительный трансформатор тока ТА4, управляющий
принудительным пуском второго тиристорного блока ключа ТК. Ос-
тальные блоки ключа ТК принудительного пуска не имеют и открыва-
ются сами при открытии тиристоров первых двух блоков из-за повы-
шения напряжения на них. Использование защиты ЗПК-2Б позволяет
снизить уровень перенапряжения на конденсаторах и повысить тем са-
мым их эксплуатационную надежность.
Реле максимального напряжения KV1 (см. рис. 11.24) осуществля-
ет резервную защиту от внешних КЗ. Его срабатывание также приво-
дит к включению выключателя Q. Уставку срабатывания выбирают по
условию:
£/ср=л§7’ (1175)
где Ку — коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
476
Защита от внутренних КЗ. При комплектовании ветвей С1 и С2 ус-
тановки продольной емкостной компенсации конденсаторы подбира-
ют таким образом, чтобы емкости обеих ветвей были примерно одина-
ковы. В этом случае токи ветвей примерно равны. В случае нарушения
изоляции между обкладками в каком-либо конденсаторе сгорает встро-
енный в его бак предохранитель секции, поврежденная секция отклю-
чается, из-за чего меняется емкость конденсатора, а следовательно, и
всей ветви. При этом равенство токов в ветвях установки нарушается.
То же самое происходит при всех внутренних КЗ.
Защита от этих видов повреждений осуществляется с помощью не-
балансного трансформатора тока TAD, осуществляющего по существу
поперечную дифференциальную защиту, основанную на сравнении маг-
нитных потоков токов обеих ветвей (см. рис. 11.24). Токи ветвей С1 и
С2 проходят по одинаковым, но намотанным в разные стороны обмот-
кам и Wj . Их магнитные потоки вычитаются, поэтому в нормаль-
ном режиме, когда токи ветвей С1 и С2 одинаковы, ЭДС вторичной
обмотки и>2 должна быть равна нулю. В действительности емкости вет-
вей С1 и С2 абсолютно одинаковыми подобрать не удается. Поэтому
для снижения ЭДС небаланса в нормальном режиме используется ком-
пенсационная обмотка wK с отводами, с помощью которых эта ЭДС сво-
дится до возможного минимального значения.
При внутренних КЗ баланс токов нарушается и в обмотке w2 небаланс-
ного трансформатора тока TAD появляется ЭДС, на которую реагирует реле
тока КА5. Посколькуунебалансныхтрансформаторовтокаизоляциямежду
первичными и вторичной обмотками на высокое напряжение не рассчи-
тано, то между обмотками и>2 и реле КА5 приходится устанавливать разде-
лительный трансформатор тока ТА2. Защита реагирует на изменение ем-
кости одного конденсатора в любом ряду на величину от 10 до 20 % [107].
Для обеспечения такой чувствительности в качестве реле КАЗ необ-
ходимо использовать реле с весьма малой уставкой срабатывания, напри-
мер, РТ40/02 или РСТ13/04. Защита при этом работает с выдержкой вре-
мени. Однако при внутренних КЗ сопровождающихся большой разни-
цей токов ветвей С1 и С2, такое реле тока может отказать из-за вибрации
контактов при больших токах. Поэтому последовательно с реле КА2 мож-
но установить еще одно реле с большим током срабатывания. Оно подает
команду на включение выключателя Q без выдержки времени.
Защиту от внутренних повреждений можно выполнить с помощью
реле тока типа РНТ-566 [69], если конденсаторы установки продоль-
477
Рис. 11.27. Схема защиты установки про-*
дольной емкости компенсации от внут-
ренних повреждении с реле РНТ-566
ной емкостной компенсации
соединить в схему четырехпле-
чего моста (рис. 11.27). Кон-
денсаторы установки тщатель-
но подбираются таким обра-
зом, чтобы для емкостей плеч
соблюдалось соотношение:
Cl = С2, СЗ = С4. В этом слу-
чае ток в перемычке с транс-
форматором тока ТА1 отсут-
ствует. При внутренних повреждениях одно из приведенных равенств
нарушается, в этой перемычке появляется ток, который заставляет
сработать реле тока КА1. Срабатывание реле тока обеспечивает фор-
мирование команды на включение выключателя Q (см. рис. 11.24) с
выдержкой времени 0,5 с для отстройки от помех. Однако в действи-
тельности не удается подобрать конденсаторы так, чтобы выполня-
лось условие Cl — С2, СЗ = С4 и в нормальных условиях по перемыч-
ке протекает ток небаланса /нб> величина которого определяется со-
отношением:
(11.76)
где 1С — суммарный ток установки продольной емкостной компенсации в цепи
с трансформатором тока ТА2;
емкостные сопротивления плеч моста с соответствующими ем-
костями Cl— С4.
Компенсация тока небаланса нормального режима осуществляется
обмоткой реле КА1, которая подключена ко вторичной обмотке транс-
форматора тока ТА2. Из трех обмоток, имеющихся в реле РНТ-566, ис-
пользуются две, имеющие маркировку w2p и w3p [69]. Обмотка w2p с дли-
тельно допустимым током 3,6 А имеет 77 витков с отводами и подклю-
чается к трансформатору тока ТА1, а обмотка w3p с током 7 А и 39
витками с отводами — к трансформатору тока ТА2. Обе обмотки вклю-
чены так, что создаваемые ими магнитные потоки вычитаются. С по-
мощью отпаек подбирается число витков обмоток таким, чтобы в нор-
мальном режиме суммарный магнитный поток в магнитопроводе был
равен нулю, что соответствует условию:
478
С, ном
(11.77)
где Xj.], ^2 ~ коэффициенты трансформации трансформаторов тока соответ-
ственно ТА1 и ТА2.
При внутренних повреждениях ток /нб возрастает и, если он дости-
гает значения уставки срабатывания защиты 7СЗ, реле КА сработает. Это
произойдет при выполнении условия:
С, ном
(11.78)
где F— намагничивающая сила срабатывания реле, А.
Для реле РНТ-566 F—100 ± 5 А. На основании выражений (11.76), (11.77)
и (11.78) определяется последовательность выбора числа витков реле и чув-
ствительности, которая обеспечивается рассматриваемой защитой. Ток
небаланса 7нб и токи срабатывания защиты /сз принимают равными:
I '=к г I -к1=кк.1г , (11.79)
нб нб С,НОМ > СЗ 3 нб 3 нб С,ном5
где ном номинальный ток установки продольной емкостной компенсации;
кнб “ коэффициент, принимаемый равным 0,01 —0,02;
к3 — коэффициент запаса, принимаемый равным 1,5—1,2.
Значение кнб, равное 0,01—0,02, соответствует отличию емкостей в
параллельных ветвях установки (см. рис. 11.27) в нормальном режиме
примерно на 4—8 %. Число витков обмотки w2pJ подключенной к транс-
форматору тока ТА1, вычисляют по формуле
w =--------. (11.80)
2Р %б(/сз-1)/С ном
Полученное значение округляют до ближайшего целого числа и>2р,
которое можно реализовать в реле РНТ-566 на наборной панели [69].
Число витков обмотки и>зр, подключенной к трансформатору тока ТА2,
вычисляют по формуле
W3p
т1
479
Полученное значение также округляется до ближайшего целого числа
и>3р, которое можно реализовать на наборной панели. После выбора
числа витков уточняется ток срабатывания защиты:
(11.82)
Далее вычисляют отношение а = Г/ 1С ном , на основании которого
определяют чувствительность защиты по приближенной величине такого
изменения емкости в одном из плеч, при котором защита срабатывает:
400а W м
= р =---------------- = 0,58 АГ,
Рп 1-2а Р 200 + Р (М-2) ’ Рк ’ РР ’
н
(11.83)
где рп , Рр, Рк — величина изменения емкое™ соответственно одного плеча,
одного ряда и одного конденсатора, которые вызывают срабатывание защиты, %;
Л/ — число последовательных рядов конденсаторов во всей установке;
N — число параллельно соединенных конденсаторов в одном ряду в уста-
новке (суммарное для двух параллельных плеч).
Защита считается достаточно чувствительной, если Рр не превыша-
ет 10—12 %. Тщательный подбор конденсаторов для выравнивания ем-
костей в плечах установки снижает ток небаланса и повышает чувстви-
тельность защиты.
Защита от перегрузки. При увеличении тока, протекающего через уста-
новку продольной емкостной компенсации из-за нерасчетного возраста-
ния тяговой нагрузки, напряжение на конденсаторах возрастает. Это на-
пряжение контролируется с помощью реле KV2 (см. рис. 11.24), при сра-
батывании которого запускается реле времени, которое обычным образом
через промежуточное реле подает команду на включение выключателя Q.
Уставка срабатывания защиты выбирается по условию:
к к
— ПСР 3 J
СЗ “ к honi С,ном’
в
(11.84)
где /ном — номинальный ток установки продольной емкостной компенсации, А;
Хс ном ““ емкостное сопротивление установки, Ом;
кПер ~ коэффициент, учитывающий допустимую длительную перегрузку
используемых конденсаторов;
к3, кв — коэффициенты запаса и возврата, определяемые в соответствии
с п. 1.3.
480
Следует, однако, отметить, что использование одного реле напряже-
ния и одного реле времени не является достаточно эффективным ре-
шением, поскольку между кратностью перегрузки кпер и допустимой
выдержкой времени имеется определенная (нормативная) зависи-
мость. Для конденсаторов КСПК-1,05-120, применяемых в установ-
ках продольной емкостной компенсации, эта зависимость приведена
в табл. 11.15. Поскольку не выпускаются реле напряжения с зависимой
выдержкой времени, то следовало бы использовать несколько реле KV
с разной уставкой, причем каждое реле напряжения включало бы в ра-
боту свое реле времени с соответствующей выдержкой времени. Одна-
ко такое решение является достаточно громоздким.
Таблица 11.15
Кратность перегрузки 1,1 1,35 1,5
Допустимая продолжительность, ч 8 0,5 0,15
Если в установке продольной емкостной компенсации предусмотрен
высоковольтный трансформатор тока, через который протекает ток всей
установки (на рис. 11.27 таким трансформатором тока является ТА2), то
эффективная защита от перегрузки может быть выполнена с помощью
реле тока КА2, в качестве которого следует использовать индукционное
реле типа РТ-84/2, уставка срабатывания по времени которого выставля-
ется на 16 с. Такая уставка соответствует условию, при котором через реле
протекает ток, величина которого в 8—10 раз превышает ток срабатыва-
ния. При двухкратном превышении тока уставки время срабатывания
составляет уже 35 с, а при полуторном оно превышает 1 мин. Ток сраба-
тывания индуктивного элемента реле выбирают по формуле
к
^ср(и) " к к ^>ном’ (11.85)
в т2
где к3 — коэффициент запаса, принимаемый равным 1,1 — 1,2;
к* — коэффициент возврата для данного типа реле, равный 0,8;
~ коэффициенттрансформации трансформатора тока ТА2 (см. рис. 11.27).
Уставку электромагнитного элемента реле выбирают по условию:
I , . =(2-2,5)/ z v
ср(э) v ’ 7 ср (и)
(11.86)
Если параметры установки продольной емкостной компенсации
выбраны по условиям, гарантирующим от перегрузок любой деятель-
ности [107], то защиту от перегрузки не устанавливают.
481
Рис. 11.28. Схема блока защиты
от субгармонических колебаний
Защита от субгармонических
колебаний. Субгармонические
колебания, т.е. изменения мгно-
венного значения тока с час-
тотой менее 50 Гц (обычно —
16 2/3 Гц, реже — 10 Гц) могут
возникать при резком измене-
нии нагрузки в контуре, состо-
ящем из последовательно со-
единенных емкости установки
продольной компенсации и
нелинейной индуктивности, в
качестве которой может высту-
пать ненагруженный трансфор-
матор электровоза. Длитель-
ность таких колебаний невелика и не превышает, как правило, 1 с. Од-
нако их появление может нарушить работу автоблокировки, вызвать
отключение фидеров ДПР, поэтому при появлении субгармонических
колебаний установка продольной емкостной компенсации должна быть
зашунтирована выключателем Q.
Блок защиты от субгармонических колебаний подключается па-
раллельно реле KV (рис. 11.28). Он содержит резонансные фильтры
на 16 2/3 и 10 Гц, образованные последовательным соединением кату-
шек индуктивности и конденсаторов, LI, С1 и L2, С2; выпрямители
VD1, VD2 и нуль-орган ЕА, в качестве которого используется поляри-
зованное реле.
Для частоты 50 Гц сопротивления обоих резонансных фильтров оди-
наковы, поэтому токи в обмотках нуль-органа также одинаковы и этот
орган в нормальном режиме нс срабатывает. При появлении субгармо-
нических колебаний сопротивления резонансных фильтров изменяют-
ся и становятся различными. Баланс токов в ЕА нарушается, и нуль-
орган срабатывает. При этом без выдержки времени подается команда
на включение выключателя Q (см. рис. 11.24).
11.5. Защита преобразовательных агрегатов
Преобразовательный агрегат (ПА) тяговой подстанции состоит из
тягового трансформатора Т и полупроводникового преобразователя UZ,
482
Q KAI КА2 КАЗ КА4
г-' I"— 111 Г* 'П
выполненного в виде диодного — 10 (35)
(неуправляемого) или диодно-
тиристорного (управляемого)
выпрямителя, либо в виде тири-
сторного инвертора (рис. 11.29).
Первичная обмотка тягового
трансформатора соединена в
звезду или треугольник. Число
вторичных обмоток (одна, две
или четыре) зависит от схемы
включения полупроводниковых
элементов, числа пульсаций (6
или 12) и назначения преобразо-
вателя (выпрямитель или вып-
рямитель-инвертор) [3].
К шинам переменного тока
ПА подключен через высоко-
вольтный выключатель Q, к ши-
нам постоянного тока — через
катодный быстродействующий
выключатель QF1. При срабаты-
вании защиты преобразователь
гт л __________Рис. 11.29. Защита преобразовательного
ПА отключается как со стороны н
агрегата
переменного, так и со стороны
постоянного тока. Блокировки защит обеспечивают отключение ПА сна-
чала со стороны постоянного тока, а потом — со стороны переменного.
Основными видами повреждений ПА являются: многофазные (двух- и трех-
фазные) КЗ в первичных и вторичных (тяговых) обмотках трансформато-
ра; однофазные КЗ вторичных обмоток трансформатора на землю; КЗ
на стороне выпрямленного напряжения между плюсовым и минусовым
выводами преобразователя UZ или его секций; пробой полупроводни-
ковых элементов (диодов, тиристоров); опрокидывание инвертора.
Тяговый трансформатор Т снабжен газовой защитой от внутрен-
них повреждений и понижения уровня масла, а также термической
защитой — от недопустимого повышения температуры масла. Кроме
того, используются токовая отсечка без выдержки времени (реле КА1,
КАТ)» максимальная токовая защита с выдержкой времени (реле КА2,
КА2') и защита от перегрузки (реле КАЗ).
483
Токовая отсечка без выдержки времени, выполняется с помощью реле
РТ-40 и защищает сетевую обмотку трансформатора Т. Уставка сраба-
тывания выбирается по условиям отстройки от бросков тока намагни-
чивания трансформатора:
7 >(4...6)7 (11,87)
UJ I, HUM v z
где 7Т ном — номинальный ток первичной (сетевой) обмотки тягового транс-
форматора.
Если преобразователь питается от двух параллельно соединенных
трансформаторов, то /т ном принимают равным суммарному току обоих
трансформаторов.
Выбранная уставка срабатывания проверяется по коэффициенту чув-
ствительности:
к
ч
к, min
I 9
лсз
(11.88)
в которой 7. mi_ — минимальный ток двухфазного КЗ на вводах первичной
обмотки трансформатора.
Коэффициент чувствительности должен быть не менее 2.
Максимальная токовая защита с выдержкой времени от 0,3 до 0,5 с
выполняется с использованием реле тока КА2, КА2' (рис. 11.25) типа
РНТ-565 или РСТ 15. Такие реле (рис. 7.9) в значительной мере от-
строены от бросков намагничивающего тока при включении транс-
форматоров.
Зона действия защиты — весь ПА от места ее установки до шин 3,3 кВ.
Для ПА, у которых одна из обмоток трансформатора Т (сетевая или вен-
тильная) соединены в треугольник, в том числе для ПА с двухмостовым
двенадцатипульсовым выпрямителем, для повышения чувствительно-
сти защиту следует выполнять в двухфазном трехрелейном (с реле КА2)
исполнении (см. рис. 11.29).
Ток срабатывания защиты вычисляют по формуле, А
(11.89)
где — номинальное междуфазное (линейное) напряжение сетевой обмот-
ки, кВ;.
Ud — номинальное выпрямленное напряжение, кВ;
484
Id — номинальный ток выпрямителя, А;
ПДоп — допустимая перегрузка преобразователя по току в течение 2 мин, %.
Предварительное значение тока срабатывания реле находят по вы-
ражению:
к
~ f сх
ср СЗ Г
(11.90)
где ксх, Кр —- коэффициенты соответственно схемы и трансформации для транс-
форматоров тока на стороне питания.
Расчетное число витков обмотки реле Р НТ-565 или РСТ 15 вычис-
ляют по формуле:
(11.91)
ср
w - —
рас гг
ср
где F — намагничивающая сила срабатывания для реле РНТ-565, равная 100
А и для реле PCT 15 — 50 А.
Расчетное число витков округляют до ближайшего меньшего целого
числа, которое может быть выставлено на наборном поле коммутатора
реле. При этом можно использовать одну рабочую обмотку wpa6 или две
(рабочую Wpa6 и уравнительную wy), соединенные последовательно.
Уточненное значение тока срабатывания реле
(11.92)
J _ ср
Ср и/ - +
раб
Коэффициент чувствительности максимальной токовой зашиты равен
к = —,
4 1
ср
где /о — ток в реле при расчетном КЗ.
г
Значение тока в реле при расчетном КЗ находят по формуле
а.а.г ' . к
- — 2 К) тш сх
Р к
(11.93)
(11.94)
где /(3\п — минимальное значение тока сетевой обмотки трансформатора Т
преобразовательного агрегата при трехфазном КЗ на выводах его вентильной
обмотки;
485
ay — коэффициент, зависящий от схемы соединения вентильных обмоток
и принимаемый для схемы «две обратных звезды с уравнительным реактором»,
равным 1 (расчетное КЗ — трехфазное), и для мостовых схем — равным 0,866
(расчетное КЗ — двухфазное);
‘ а2 — коэффициент, зависящий от сочетания соединений сетевой и вен-
тильных обмоток, принимаемый равным 2 для двухфазных трехрелейных схем
защиты (реле К2, К2‘, К2” на рис. 11.29), а также для двухфазных двухрелейных
схем (реле К2, К2'), при соединении обмоток трансформатора У/У или Д/Д, и
равным 0,5 для двухфазной двухрелейной схемы защиты при соединении об-
моток трансформатора У/Д или Д/У, а также для трансформаторов двухмосто-
вых двенадцатипульсовых преобразователей;
Ку — коэффициент трансформации трансформаторов тока;
ксх — коэффициент схемы, принимаемый для соединения трансформато-
ров тока в полную или неполную звезду, равным 1.
Значение 1^ . вычисляют в соответствии с п. 7.5 на основании рас-
четной схемы, приведенной на рис. 7.17, б, для расчетной точки К2. При
этом сопротивление одной фазы преобразовательного трансформатора
Т, приведенное к стороне сетевой обмотки, вычисляют по формуле, Ом
а(1 + а )и U2
_ % — ________з7 к ном
т т 1005
тип
(11.95)
где <7H0M — номинальное (линейное) напряжение сетевой обмотки, кВ;
ик — напряжение КЗ трансформатора, %;
а3 — заводской допуск на значение мк, %;
а — коэффициент, равный 1 при одной вентильной обмотке, и равный 2 —
при двух вентильных обмотках;
5ТИП — номинальная мощность сетевой обмотки (типовая мощность транс-
форматора), MBA.
Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5.
Защита от длительной перегрузки с выдержкой времени устанавли-
вается в одной фазе (реле КАЗ) и может выполняться с действием на
сигнал или включение резервного выпрямителя. Ток срабатывания за-
щиты принимают на 5 % больше номинального тока сетевой обмотки, а
выдержку времени — 10 мин. При снижении нагрузки ПА до 80 % от
номинальной срабатывает реле КА4, которое подает команду на отклю-
чение второго агрегата с выдержкой времени 15—20 мин.
Защита от однофазных замыканий. Однофазные замыкания обмо-
ток тягового трансформатора на землю сопровождаются появлением то-
ков обратной последовательности. Защита от этого вида повреждений
486
выполнялась в виде токовой с фильтром тока обратной последователь-
ности [27, 30]. В эксплуатации такая защита не обеспечила требований
по устойчивости функционирования из-за частых ложных срабатываний.
Объясняется это тем, что в цепях с выпрямителями синусоида перемен-
ного тока искажается, в кривой тока появляются высшие гармонические
составляющие, наличие которых приводит к расстройке фильтров токов
обратной последовательности. Для устранения этого недостатка необхо-
димо на выходе фильтра токов нулевой последовательности включить
фильтр высших гармоник и ввести в защиту выдержку времени 0,5 с для
отстройки от бросков намагничивающего тока при включении трансфор-
матора и других переходных процессов.
Защита от несимметричных, в том числе однофазных, КЗ может быть
выполнена и без применения фильтров тока обратной последователь-
ности. Одним из возможных вариантов является использование прин-
ципа сравнения величин токов двух соседних фаз (токовая балансная
защита), другим — принцип контроля величин фазовых углов между
токами соседних фаз (фазовая импульсная зашита) [109].
Токовая балансная защита состоит из трех органов сравнения ОС,
структурная схема одного из которых приведена на рис. 11.30. Каждый
орган сравнения подключается ко вторичным обмоткам трансформа-
торов тока двух разных фаз. Он содержит согласующие устройства А1,
А2; выпрямительные устройства UZ1, UZ2 и нуль-орган ЕА. Сигнал о
срабатывании ЕА подается в цепи защиты, и преобразователь ПА от-
ключается со стороны постоянного и переменного токов.
Преобразовательный агрегат для трехфазной сети является симмет-
ричной нагрузкой, и векторы токов в фазах тягового трансформатора
сдвинуты друг относительно
друга на 120°. При несиммет-
ричных КЗ угол между смеж-
ными векторами токов стано-
вится отличным от 120° и это
отличие улавливается фазовой
импульсной защитой. Такая за-
щита содержит два или три
органа контроля фаз (ОКФ),
каждый из которых подключа-
ется ко вторичным обмоткам
трансформаторов тока двух
Рис. 11.30. Структурная схема токовой
балансной защиты
487
Рис. 11.31. Структурная схема фазовой импульс-
ной защиты
фаз (рис. 11.31). Орган
ОКФ содержит согласу-
ющие устройства Al, А2;
формирователи импуль-
сов Fl, F2; логические
ячейки DD1, DD2, DD3
и триггер Т. Формирова-
тель F1 формирует на
выходе опорные импуль-
сы длительностью 0,5—1° в момент перехода синусоиды тока данной
фазы через нулевое значение (от положительных полуволн к отрица-
тельным). Формирователь F2 формирует на выходе прямоугольный им-
пульс длительностью 10—15°, сдвинутый на 120° относительно момен-
та перехода синусоиды тока своей фазы через нулевое значение (от по-
ложительных полуволн к отрицательным).
В нормальном режиме работы опорный импульс одной фазы и пря-
моугольный импульс другой фазы совпадают во времени. При этом ло-
гическая ячейка DD2 открывается и ее выходной сигнал, проходя на
вход R триггера, удерживает его в состоянии 0. Если симметрия токов
сетевой обмотки тягового трансформатора нарушается, то опорный
импульс по углу смещается и во времени уже не совпадает с прямоу-
гольным импульсом формирователя F2 другой фазы. В этом случае ячей-
ка DD2 заперта, открывается логическая ячейка DD3, выходной сигнал
которой перебрасывает триггер в состояние 1. Сигнал триггера попада-
ет в цепи защиты, и преобразователь ПА отключается.
Защита от пробоя полупроводниковых приборов имеет несколько мо-
дификаций. В одной из них (рис. 11.32, а) в диагональ моста, образо-
ванного диодами VD1, VD2 и резисторами Rl, R2, включена сигналь-
ная лампа HL1. При пробое полупроводникового прибора баланс мос-
та нарушается, лампа загорается и освещает фоторезистор RL1,
включенный в цепь управления, которая и отключает ПА.
Вторая модификация предусматривает включение в диагональ мос-
та герконового реле К (рис. 11.32, б). Это реле настроено на срабатыва-
ние при пробое двух диодов в наиболее удаленных от реле последова-
тельных рядах. Реле имеет специальное исполнение — его катушка изо-
лирована от колбы геркона органическим стеклом на напряжение 4 кВ,
для регулировки уставки срабатывания предусмотрен магнитный шунт.
Контакты реле включены в цепь управления, которая отключает ПА.
488
a
б
Рис. 11.32. Схемы защиты от пробоя полупроводниковых приборов
Для исключения вибрации контактов они шунтированы конденсато-
ром емкостью 10—15 мкФ.
На рис. 11.33 приведена схема защиты от пробоя с трансформатор-
ным датчиком Т, первичная обмотка которого включена между тремя
параллельными рядами тиристоров одной группы и тремя такими же
рядами тиристоров другой. Обе группы также соединены параллельно.
В нормальном режиме на выходе выпрямителя VD имеется лишь не-
большое напряжение помехи. При пробое одного из полупроводнико-
вых приборов во вторичной обмотке трансформатора Т появляется пе-
ременное напряжение, которое после выпрямления попадает в цепь уп-
равления, что обеспечивает отключение ПА.
Защита от опрокидывания инвертора [6] осуществляется быстродей-
ствующим выключателем QF1 (см. рис. 11.29), которым ПА подключа-
ется к шинам постоянного тока. Отключение этого выключателя вызы-
вает и отключение высоковольтного выключателя со стороны перемен-
ного тока. Некоторые специальные виды защит описаны в [110].
Микропроцессорный блок БМРЗ-ПВА (рис. 11.34) предназначен для
защиты преобразовательного агрегата, состоящего из понизительного
преобразовательного трансформатора с первичным напряжением трех-
фазного переменного тока 10 кВ и полупроводникового выпрямителя.
В блоке программно реализуются следующие виды защит с действием
на высоковольтный выключатель переменного тока Q на стороне пита-
ния понизительного трансформатора и на быстродействующий авто-
489
управления
Рис. 11.33. Схема зашиты от пробоя полупроводниковых приборов с трансфор-
маторным датчиком
магический выключатель обратного действия на стороне выпрямлен-
ного напряжения QF1:
• четырехступенчатая МТЗ — с контролем тока в трех фазах, с уско-
рением, с действием четвертой ступени на обдув. Первая и вторая сту-
пени с независимыми времятоковыми характеристиками, третья сту-
пень с постоянной задержкой времени на срабатывание, четвертая сту-
пень с постоянной задержкой времени на отпускание;
• одноступенчатая токовая защита нулевой последовательности
ТЗНП — с независимой времятоковой характеристикой, с одной или
двумя выдержками времени, с контролем тока и (или) напряжения ну-
левой последовательности, направленная или ненаправленная;
- автоматическая частотная разгрузка АЧР — реализуется обработ-
кой входного дискретного сигнала «АЧР», с независимой времятоко-
вой характеристикой;
• одноступенчатая направленная защита от 033;
• защита от несимметрии и от обрыва фазы питающего фидера;
• защита минимального напряжения ЗМН;
• защита от перегрева ЗоП;
• логическая защита шин ЛЗШ комплектуется датчиками. Блок реа-
лизует ЛЗШ с параллельным соединением датчиков.
Блок БМРЗ-ПВА выполняет также функции автоматики и управле-
ния коммутационными аппаратами:
490
«1»
О Цепь
1 IA
2 1а общий
3 1в
4 1в общий
5 1с
б 1соёщий
«2»
0 Цепь
4 Inn
5 1ип общий
БМРЗ-ПВА
2
т
7
Цепь
U АВ
UАВ общий
UBC
Цве общий
«3» РП-10-30
Цепь
02 -/=220 В
22 РПО ВПВА
04 -/=220 В
24 РПВ ВИНА
01 Откл. ФПВА
11 -/-220 В
21 Вкл. ФПВА
12 -/=220 В
03 Внеш. откл.
13 -/=220 0
23 Пробой диода
14 -/“220 В
05 АЧР
15 -/-220 В
10 Готовность
25 Разрешение
16 -/=220 В
06 Откл. БАОД
26 -/=220 В
07 Вкл. БАОД
17 -/=220 В
27 ШВ
18 -/=220 В
08 -/=220 В’
28 РПО БАОД
09 Вкл. ВПВА
19 -/=220 В
29 Откл. ВПВА
30 -/=220 В
20 РПВ БАОД
«7» РП-10-15
Цепь 1
Al ЗДЗ J
Б1 -/—220 В
A2 ШВЗ
Б2 -/-220 В
A3 ЗЗПС
БЗ -/=220 В
A4 330
Б4 -/=220 В
A5 ГЗТ1
Б5 -/-220 В
A6 ГЗТ2
Б6 -/=220 В
A7 Перегрев
Б7 -/=220 В
1 Sf££
рнЧЕ!' iSSreij
1
!№£
»
RS-232
РП-10-30 «4»
Цепь
ВПВА откл 1 01
11
ВПВА откл. 2 12
21
ВПВА вкл. 1 02
22
УРОВд 03
13
ВПВА вкл. 2 14
23
ОКЦ 04
24
ЛЗШл 05
15
Обдув тр-ра 16
25
Вызов Об
26
Отказ БМРЗ-2 07
17
ВПВА РПВ 18
27
Резерв 08
28
ВПВАРПО 09
19
Неиспр. бмрз/Ка 29
Авар. откл. 10
Отказ БМРЗ-1 30
20
РП-10-15 «8»[
Цепь
БАОД РПВ А1
бТ
БАОД РПО А2
Б2
БАОД вкл. АЗ
БЗ
Отказ БАОД А4
Б4
БАОД откл. А5
Б5
Резерв Аб
Б6
Резери А7
Б7
«RxTx»
Цепь
КхО 2
ТхО з „ —
GND 5 —
Rf <? —
«6»
RS-485
Цепь
.. А 2
В 3
R(120) Ом 4
GNDS 7
Цепь
Сеть-7-220 В
5”
1
ПЭВМ
АСУ
-/=220 В
Сеть-/=220 В
Корпус
Бат «минус»
Бат «плюс»
2
_4
.5
6
G
Рис. 11.34. Схема внешних
подключений БМРЗ-ПВА
(базовое исполнение)
491
• автоматическое повторное включение АПВ;
• устройство резервирования отказов выключателя УРОВ — реали-
зует функцию УРОВ-датчик. Сигнал «УРОВд» выдается при невыпол-
нении команды на отключение выключателя, снимается по факту воз-
врата защит или снятия входных сигналов;
• выполнение команд АЧР и ЧАПВ;
• автоматическое включение резерва АВР срабатывает при сравне-
нии уровня фазных напряжений, линейных напряжений сборных шин,
положения ВВ и по сигналам блокировки работы АВР;
• управление коммутационными аппаратами обеспечивает местный
и дистанционный режимы управления ВВ понизительно-выпрямитель-
ного агрегата (ВПВА) и быстродействующим аппаратом обратного дей-
ствия (БАОД). Обеспечивается также защита от многократного вклю-
чения, контроль положения и исправности цепей управления комму-
тационных аппаратов.
11.6. Защита распределительных устройств
постоянного тока от замыканий на землю
Распределительные устройства постоянного тока оборудуют спе-
циальной защитой от замыкания на землю (земляной защитой). При
повреждении, например, на подстанции В (рис. 11.35) изоляции 5 ток
короткого замыкания протекает от плюсовой шины 1 через контур за-
земления 12 подстанции в землю, откуда через балласт в рельсы и через
отсасывающий кабель и реактор L на минусовую шину 2. Несмотря на
наличие контура заземления 12, этот ток создает опасные напряжения
шага и прикосновения и в целях безопасности персонала его необходи-
мо быстро отключить. Кроме того, этот ток, проходя по конструкциям
распределительного устройства, по металлоконструкциям, трубам и
оболочкам кабелей, находящимся в земле, может их серьезно повредить.
Попадание высокого напряжения в цепи защиты и управления также
может привести к выходу их из строя, развитию повреждения и отклю-
чению на длительное время всей подстанции.
Место повреждения получает питание через все выпрямительные
агрегаты данной подстанции, а также через контактную сеть от выпря-
мителей смежных подстанций. Ток в случае перекрытия изоляции ог-
раничивается, главным образом, переходным сопротивлением «земля—
рельсы», которое при щебеночном балласте может быть достаточно
492
большим. В этих условиях ток повреждения оказывается меньше устав-
ки защит от междуфазных КЗ в преобразовательном агрегате и токов
КЗ в контактной сети. Поэтому защита агрегатов на поврежденной под-
станции, а также выключатели на посту секционирования ПС при дан-
ном виде повреждения могут не сработать.
Для защиты от замыкания на землю (см. рис. 11.35) все конструкции
тяговой подстанции, на которые может попасть напряжение 3,3 кВ при
перекрытии изоляции, присоединяют к магистрали 6, выполненной в
виде стальной полосы сечением не менее 100 мм и изолированной от
земли. Эта магистраль носит название внутреннего контура заземления.
Она соединена двумя перемычками с основным (внешним) контуром
защитного заземления 12 тяговой подстанции. В рассечку перемычек
включены реле тока 7 с уставкой срабатывания 100—150 А. При пере-
крытии изоляции в распределительном устройстве ток повреждения
проходит через эти реле, которые воздействуют на отключение масля-
ных выключателей преобразовательных агрегатов, выключателей обрат-
ного тока 3, фидерных быстродействующих выключателей 4 и мачто-
вых разъединителей фидеров постоянного тока данной подстанции. При
наличии телеблокировки подается команда на отключение быстродей-
ствующих выключателей на посту секционирования ПС или на смеж-
ной подстанции.
Чтобы земляная защита работала надежно, необходимо обеспечить
требуемый уровень изоляции между внутренним и внешним контурами
заземления, иначе часть тока из магистрали 6 будет проходить в контур
Рис. 11.35. Схема защиты РУ постоянного тока от замыканий на землю
493
заземления 12, минуя реле 7, что снижает чувствительность земляной
защиты. Для повышения надежности срабатывания реле заземления 7
необходимо уменьшить переходное сопротивление «земля—рельсы».
Это выполняется при помощи разрядника 9и короткозамыкателя 8. При
повреждении изоляции в распределительном устройстве постоянного
тока между контуром заземления и рельсами (отсасывающим фидером
77) появляется разность потенциалов. Разрядник 9, настроенный на !—
1,2 кВ, пробивается, через катушку включения 10 проходит ток, и ко-
роткозамыкатель 8включается, шунтируя сопротивление «земля—рель-
сы». Конструкция и способы включения короткозамыкателя приведе-
ны в [34].
Глава 12. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
И НАДЕЖНОСТЬ ЗАЩИТ
12.1. Виды и периодичность технического обслуживания
Системы релейной защиты и противоаварийной автоматики явля-
ются важнейшей частью комплекса автоматического управления элек-
троэнергетическими объектами и должны обладать особо высокой на-
дежностью. Надежностью называется свойство устройства сохранять
во времени в установленных пределах значения параметров, характе-
ризующих способность выполнять требуемые функции в заданных
режимах и условиях применения, технического обслуживания, хране-
ния и транспортирования. В процессе функционирования в аппара-
туре устройств релейной защиты (РЗ) могут появляться различного
рода повреждения. Эти повреждения являются причиной возникно-
вения либо неисправностей, которые не нарушают заданных условий
функционирования РЗ, либо отказов, в результате которых устрой-
ства РЗ теряют способность правильно функционировать в аварий-
ных и нормальных режимах работы защищаемого объекта. Надежность
функционирования РЗ в эксплуатации обеспечивается за счет их пе-
риодического технического обслуживания (ТО), основанного на прин-
ципах технического диагностирования.
Конечный этап диагностирования — получение результата техничес-
кого диагноза, т.е. заключения о техническом состоянии объекта с ука-
занием при необходимости места, вида и причины дефекта. Техничес-
кое состояние зависит от совокупности подверженных изменению
свойств РЗ, количественные и качественные характеристики которых
установлены техническими требованиями (документами) на этот объект.
Различают следующие виды технического состояния: исправность и
неисправность, работоспособность и неработоспособность, правильное
и неправильное функционирование.
Под исправным состоянием понимается состояние, при котором
объект удовлетворяет всем нормативным требованиям, т.е. требовани-
ям, устанавливаемым как в отношении основных, так и в отношении
495
второстепенных параметров. Работоспособное состояние — это состоя-
ние, при котором объект может выполнять свои функции, т.е. удовлет-
ворять требованиям в отношении своих основных характеристик. Так,
при выходе из строя элемента резервированной системы объект сохра-
няет свою работоспособность, хотя и является неисправным.
Отказом называется нарушение работоспособного состояния уст-
ройства, Отказы могут быть внезапными и постепенными. Внезапные
отказы проявляются в виде скачкообразного изменения одного или не-
скольких параметров устройства Из-за физических и химических про-
цессов. Постепенные отказы происходят в результате медленного изме-
нения свойств и параметров устройства из-за постепенного накопле-
ния повреждений, в основном, вследствие износа и старения.
Системы диагностирования предназначаются для решения одной
или нескольких задач:
— проверки исправности (при контроле исправности);
— проверки работоспособности (при контроле работоспособности);
— проверки правильности функционирования;
— поиска дефектов (определение места и, при необходимости, при-
чины и вида дефекта объекта).
Различают три периода работы РЗ: приработку, нормальную эксплу-
атацию, износ. Для каждого из периодов характерны следующие виды
отказов аппаратуры (табл. 12.1).
Таблица 12,1
Период работы системы РЗ Характерный вид отказа аппаратуры
Приработка (начальный пе- риод эксплуатации) Приработочные — внезапные
Нормальная эксплуатация Внезапные
Износ Деградационные (износовые) — внезапные. Постепенные
Под системой технического диагностирования понимается совокуп-
ность средств и сам объект диагностирования. Устанавливаются следу-
ющие виды системы диагностирования:
— по степени охвата объекта: локальные — для диагностирования
части объекта и общие — для диагностирования объекта в целом;
— по характеру взаимодействия между объектом и средством диагнос-
тирования; функциональные, когда диагностирование осуществляется во
время функционирования объекта (т.е. в рабочем режиме и при приме-
496
нении его по прямому назначению), который подвергается только рабо-
чим воздействиям; тестовые—диагностирование, при котором на объект
подаются тестовые воздействия;
— по используемым средствам диагностирования: универсальные,
предназначенные для объектов различного конструктивного выполне-
ния или функционального назначения, и специализированные — только
для однотипных объектов; встроенные, расположенные в общей конст-
рукции с объектом, и внешние — отдельно от нее;
— по степени автоматизации диагностирования: автоматические,
автоматизированные и ручные.
Диагностирование объекта осуществляется в соответствии с алгорит-
мом, устанавливающим состав и порядок проведения элементарных
проверок объекта диагностирования и правила анализа их результатов.
Нормативными документами установлены следующие виды техни-
ческого обслуживания:
— проверка при новом включении (наладка);
— первый профилактический контроль;
— профилактический контроль;
— профилактическое восстановление (ремонт);
— опробование (тестовый контроль);
— технический осмотр.
Кроме того, в процессе эксплуатации может проводиться внеочеред-
ная или послеаварийная проверка.
Проверка (наладка) устройств РЗА при новом включении осуществ-
ляется при вводе в работу вновь смонтированного или реконструирован-
ного устройства на действующем объекте. Осуществляется оценка исправ-
ности аппаратуры и вторичных цепей, правильности схем соединений и
регулировки реле, а также проверка работоспособности РЗ в целом.
Профилактический контроль проводится для выявления возникаю-
щих в процессе эксплуатации возможных неисправностей отдельных
элементов РЗ, которые могут вызвать излишние срабатывания или от-
казы срабатывания, и их устранение.
Профилактическое восстановление (ремонт) производится для про-
верки исправности аппаратуры и цепей, соответствия уставок и харак-
теристик реле заданным. Восстанавливается изнашиваемая аппаратура
и ее части; выполняется проверка устройств РЗ в целом.
Опробование осуществляют для проверки работоспособности устрой-
ства РЗ. Его выполняют с помощью встроенных элементов опробова-
ния либо осуществляют имитацию срабатывания пусковых органов РЗ.
497
Тестовый контроль производится для тех устройств, которые имеют
встроенные средства ручного тестового контроля.
Технические осмотры проводятся периодически для проверки состо-
яния аппаратуры и цепей, соответствия положения накладок и пере-
ключающих устройств заданному режиму работы оборудования.
Внеочередная проверка производится при частичных изменениях схем
или реконструкции устройства РЗ, при необходимости изменения ус-
тавок или характеристик реле, а также для устранения недостатков, об-
наруженных при проведении опробования.
Послеаварийная проверка выполняется для выявления причин отка-
зов функционирования или неясных действий устройств РЗ.
Перечень работ при техническом обслуживании РЗ приведен в табл. 12.2.
Цикл технического обслуживания устанавливается соответствующи-
ми нормативными документами, как правило, на срок от трех до две-
надцати лет. Под циклом в данном случае понимают период эксплуата-
ции устройства между двумя ближайшими профилактическими восста-
новлениями. В каждом цикле выполняются в определенной
последовательности установленные виды технического обслуживания.
Длительность цикла зависит от категории помещения, в котором
располагается РЗ. К I категории относятся закрытые сухие отапливае-
мые помещения, ко II— помещения со сравнительно свободным досту-
пом наружного воздуха, с большим диапазоном колебаний окружаю-
щей температуры (ячейки типа КРУН, металлические помещения,
комплектные трансформаторные подстанции и др.), а также помеще-
ния в районах с повышенной агрессивностью среды. В зависимости от
типа устройств РЗ и местных условий для помещений I категории мо-
жет быть принято три варианта циклов: 12,8 или 6 лет, а для помеще-
ний II категории — 6 лет или 3 года (табл. 12.3). Длительность цикла
устанавливается распоряжением по предприятию.
В табл. 12.3 приняты следующие обозначения: ЦТО (в заголовке) —
цикл технического обслуживания; Н — проверка (наладка) при первом
включении; К1 — первый профилактический контроль; К — профи-
лактический контроль; В — профилактическое восстановление; О —
опробование. В таблице указаны обязательные опробования, однако
опробование рекомендуется осуществлять и в те годы, когда не выпол-
няются другие виды обслуживания. В том случае, когда при опробова-
нии или профилактическом контроле выявлен отказ РЗ или ее элемен-
тов, необходимо устранить причину неисправности и выполнить рабо-
498
Таблица 12.2
Перечень работ при техническом обслуживании Виды технического обслуживания
Проверки при новом вклю- чении (наладка) Первый профилактический контроль Профилактическое восста- новление (ремонт) Технический осмотр Профилактический кон- троль Опробование
Технологические операции, испытания и измерения
1. Подготовительные работы Т" 4- 4- 4- +
2. Внешний осмотр — —- 4- + " — -
3. Проверка соответствия проекту смон- тированных устройств 4- *— ** — — -
4. Внутренний осмотр, чистка и проверка механической части аппаратуры -4- 4- 4- — —
5. Предварительная проверка заданных уставок — -И 4- — " — -
6. Проверка сопротивления изоляции 4- — —™ —“
7. Измерение и испытание изоляции уст- ройств в полной схеме Т + + —* 4- —
8. Проверка электрических характеристик элементов 4- 4- —
9. Проверка взаимодействия элементов устройств + 4- — + 4-
10. Комплексная проверка устройств 4- + — 4-
11. Проверка взаимодействия проверяе- мого устройства с другими 4- 4- — ——
12. Проверка устройств рабочим током и напряжением 4- 4- 4- — 4- ‘
13. Подготовка к включению + ... + 4- — + 4-
ты, соответствующие профилактическому восстановлению. Для РЗ на
малоответственных присоединениях в помещениях II категории про-
должительность цикла технического обслуживания может быть увели-
чена, но не более чем в два раза.
499
Таблица 12.3
Категория помеще- ния с устрой- ствами РЗ цто (лет) Периодичность проведения технического обслуживания РЗ при числе лет эксплуатации
0 1—2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
I категория (вариант 1) 12 Н К1 — О — к О — к в — О
I категория (вариант 2) 8 Н К1 К — О — в —— о ' К — О
I категория (вариант 3) 6 Н К1 к — в — К к • '“ в —— К
П категория (вариант 1) 6 Н К1 •‘Г к в к 1 к в — к
П категория (вариант 2) 3 Н К1 в — в —- —- в —“ — в — —
Средний срок службы РЗ на электромеханической элементной базе
(электромагнитные и индукционные реле) в помещениях I категории
составляет 25 лет, в помещениях II категории — 20 лет. Для РЗ на мик-
роэлектронной и электронной базе срок годности службы установлен,
как правило, 12 лет. Эксплуатация РЗ сверх этих сроков допускается
только при удовлетворительном состоянии РЗ и сокращении цикла тех-
нического обслуживания. Поскольку наибольшее число отказов про-
исходит в начале и конце срока службы, то в эти периоды рекомендует-
ся устанавливать укороченное время между проверками.
Микроэлектронные и микропроцессорные устройства РЗ перед новым
включением должны, как правило, пройти тренировку в течение 3—4 су-
ток. На эти устройства подаются оперативное напряжение и рабочие токи
и напряжения, однако, выход РЗ включается только на сигнал. После окон-
чания тренировки проводится тестовый контроль РЗ и, при отсутствии
каких-либо неисправностей, она переводится с действием на отключение.
Тестовый контроль (опробование) РЗ, оборудованных соответству-
ющими устройствами, рекомендуется проводить при наличии дежур-
500
ного персонала еженедельно, а в установках без дежурного персонала —
по мере возможности, но не реже одного раза в год.
12.2. Средства технического обслуживания
Надежная работа устройств релейной защиты и автоматики во мно-
гом определяется качеством проверки их характеристик в условиях эксп-
луатации. Такие испытания проводятся регулярно и, учитывая сложность
проверки и наличие большого числа релейных устройств, их проведение
требует применения специализированных измерительных приборов и
устройств. При наладке устройств релейной защиты необходима аппара-
тура для регулирования и измерения величин переменного и постоянно-
го тока и напряжения, для регулирования угла между векторами тока и
напряжения, для измерения времени срабатывания, определения частот-
ных характеристик отдельных узлов аппаратуры релейной защиты.
Для этих целей в эксплуатации широко используются универсаль-
ные установки типа У5053. Установка обеспечивает: получение регули-
руемых однофазного переменного и выпрямленного постоянного тока
и напряжения; измерение временных характеристик проверяемых уст-
ройств; получение симметричного трехфазного напряжения с регули-
рованием его величины между двумя фазами; регулирование и измере-
ние угла сдвига фаз между током и напряжением; проверку устройств
защиты в режиме имитации различных видов коротких замыканий.
Комплектная переносная установка У-5052 (У-5053) выполнена по
блочному принципу и состоит из трех блоков электрически связанных
между собой при помощи штатных кабелей с разъемными соединения-
ми: К513 —регулировочного блока, К514 —нагрузочного блока, К515 —
блока-приставки для имитации аварийных режимов и проверки зашит
с фазозависимыми характеристиками. Каждый из перечисленных бло-
ков может в некоторых случаях использоваться отдельно, как самосто-
ятельное проверочное устройство.
Блоки К513 и К514 образуют самостоятельное комплектное основ-
ное устройство — установку У-5052. Она предназначена для проверки
простых релейных защит и элементов электроавтоматики и позволяет
выполнять следующие работы:
— проверку и настройку заданных уставок у реле переменного тока,
реагирующих на одну подведенную величину (ток, напряжение) при токе
срабатывания до 200 А или напряжении срабатывания до 380 В;
501
a
Рис. 12.1. Лицевая (а) и задняя (6) панели блока К513
— прогрузку первичным током защит, проверку коэффициента транс-
формации трансформаторов тока;
— проверку промежуточных реле, реле времени, контакторов посто-
янного тока на напряжение до 220 В или ток до 5 А;
— определение времени срабатывания (возврата) аппаратов и реле
на замыкающих, размыкающих или временно замыкающих контактах.
Комплектное устройство У-5053 в дополнение к указанным работам
обеспечивает:
— определение правильности чередования фаз трехфазной питаю-
щей цепи;
— имитацию нормального режима при проверке защит, когда на за-
щиту подается симметричное нерегулируемое напряжение 100 В;
— имитацию двухфазного КЗ со сбросом напряжения между повреж-
денными фазами до заданного значения при одновременной подаче на
защиту предварительно отрегулированного аварийного тока;
502
— имитацию трехфазного КЗ со сбросом напряжения до нуля или
другой расчетной величины.
Регулировочный блок К513 является центральным блоком установ-
ки У5053. Он полностью обеспечивает проверку релейных защит, реа-
гирующих на один электрический параметр ток/напряжение как посто-
янного, так и переменного тока и измерение временных параметров
элементов релейных защит. Все органы управления и измерительные
приборы блока К513 выведены на лицевую панель (рис. 12.1, а), аклем-
мы для подключения проверяемых реле на заднюю (рис. 12.1, б).
Блок К513 используется как источник с плавно-ступенчатым регу-
лированием переменного напряжения до 380 В, переменного тока до
10 А, выпрямленного напряжения до 240 В, выпрямленного тока до 4,5
А, при этом он обеспечивает и измерение параметров реле.
Блок К514 показан на рис. 12.2, а, б. Он используется как источник од-
нофазного переменного тока до 200 А со ступенчатым регулированием.
Рис. 12.2, Лицевая (а) и задняя (б) панели блока К514
Блок К515 используется, в основном, как источник однофазного,
плавно регулируемого переменного напряжения или как источник сим-
метричной системы трехфазных напряжений 100 В, например, для под-
ключения приборов. На рис. 12.3, а, б приведены лицевая и задняя па-
нели блока К515.
503
а
блок-приставка
ВС СА АО ВО
>Робр
S27
• -сеть -
откл вкл
режим работы
2ФКЗ©ЗФКЗ
нормальный S31
Рис. 12.3. Лицевая (а) и задняя (б) панели блока К515
Включение установки осуществляется главным выключателем S10
на блоке К513. При включении S10 загорается сигнальная лампа Ш
контроля подачи напряжения на блок К513.
Подача и снятие сформированного электрического сигнала (тока/на-
пряжения) на обмотку испытуемого реле осуществляется переключате-
лем S8, который имеет два положения: «срабатывание» и «возврат».
Выбор режима формирования электрического сигнала (тока/напря-
жения), рода тока (постоянный/переменный) осуществляется переклю-
чателями S6 и S7 соответственно.
Переключатель S6 устанавливается в положение Ц» при форми-
ровании напряжения и в положение «—I» при формировании тока.
Переключатель S7 устанавливается в положение «~и» и в положе-
ние «— U» при формировании электрического сигнала соответственно
переменного и постоянного тока.
Третье положение «~1т» переключателей S6 и S7 обеспечивает рас-
ширение пределов регулирования переменного тока путем использова-
ния нагрузочного блока К514.
Выбор пределов формируемых величин тока/напряжения осуществ-
ляется переключателем S9, который имеет семь фиксированных поло-
504
жений. Плавное регулирование формируемого электрического сигнала
осуществляется вращением ручки TL
Измерение формируемых величин тока/напряжения осуществляет-
ся с помощью многопредельного ампервольтметра. Режим работы ам-
первольтметра определяется положениями переключателей S4 и S5. Для
удобства фиксации величины тока/напряжения срабатывания/возвра-
та испытуемого реле в ампервольтметр встроен светодиод Н1. Светоди-
од светится, если контакты проверяемого реле замкнуты.
Измерение временных параметров реле осуществляется с помощью
многофункционального миллисекундомера, режим работы которого
определяется положением переключателя S2, имеющего следующие
положения:
® — контакт испытуемого реле подключен к светодиоду ампервольт-
метра;
Сз и Ср — измерение времени срабатывания реле при контроле, за-
мыкающихся 3 и размыкающихся Р контактов при срабатывании;
В3 и Вр — измерение времени возврата реле при контроле нормаль-
но замкнутых (размыкающихся) Р и нормально разомкнутых (замыка-
ющихся) 3 контактов.
МС — подключение внешнего миллисекундомера.
Все клеммы подключения блока К513 к проверяемым элементам
релейной защиты и к источникам питания выведены на заднюю панель
блока (см. рис. 12.1, б).
При проверке элементов защиты, реагирующих на одну электричес-
кую величину, обмотку проверяемого реле необходимо подключить к
зажимам, обозначенным знаком «~ U», а контакты испытуемого реле —
к зажимам «контакты реле».
Напряжение питания устройства У-5053 трехфазное, симметричное
220 В и 380 В, частотой 50±5 Гц от источника мощностью не менее 6 кВА.
При работе комплекта У-5053 питание на регулировочный и нагру-
зочный блоки К513 и К515 подается с блока К514 по соединительным
кабелям, поэтому дополнительно напряжение на зажимы «Сеть» блока
К513 подавать не следует. При работе все три блока (К513, К514, К515)
должны быть надежно заземлены.
Завод «Точэлектроприбор» (г. Киев) выпускает устройства ЭУ500 и
ЭУ5001 для проверки простых и сложных защит. Для этой же цели предназ-
начены испытательные установки Уран-1, Уран-2, Нептун, Сатурн-М и Са-
турн-М1, разработанные АО Фирма ОРГРЭС и НПФ Радиус [122, 123].
505
Испытательныеустановки УРАН-1 и УРАН-2 [122] предназначены дая
проверки электрических и временных характеристик простых (Уран-1) и
сложных (Уран-2) устройств РЗА на электростанциях, подстанциях, про-
мышленных предприятиях и в электротехнических лабораториях.
Установка Уран-1 состоит из двух блоков: регулировочного РБ и на-
грузочного НБ. Уран-2, кроме перечисленных, содержит блок форми-
рования трехфазного напряжения БФТН. Общий вид лицевых панелей
указанных блоков показан на рис. 12.4, а, б, в. Регулировочный блок РБ
обеспечивает получение на выходных зажимах следующих электричес-
ких параметров:
— переменного напряжения с плавноступенчатой регулировкой в
диапазоне 0,1—400 В с максимальным выходным током 10 А;
— постоянного (выпрямленного со сглаживанием) напряжения с
плавно-ступенчатой регулировкой в диапазоне 0,1—240 В с максималь-
ным током 5 А;
— выпрямленного (без сглаживания) тока с плавной регулировкой в
диапазоне 0,01—5 А, используемого при проверке характеристик реле
постоянного тока;
— постоянного или переменного напряжения с фиксированным зна-
чением ПО или 220 В, необходимого для питания оперативных цепей
проверяемой защиты.
Нагрузочный блок НБ позволяет получить на выходных зажимах
переменный ток 0,1—250 А и переменное напряжение 0,1—500 В с мак-
симальным током до 10 А.
Блок формирования трехфазного напряжения БФТН обеспечивает:
~ симметричное трехфазное напряжение с плавной регулировкой от
0,1 до 63,5 В и максимальным током до 0,5 Ав каждой фазе;
— трехфазное напряжение с плавной регулировкой одной из фаз от
0,1 до 63,5 В при сохранении симметричности относительно двух дру-
гих фаз с фиксированным напряжением 63,5 В;
— трехфазное напряжение с плавной регулировкой линейного напря-
жения между двумя фазами от 0,1 до ПО В при сохранении симметрично-
сти относительно третьей фазы с фиксированным напряжением 63,5 В;
— однофазное напряжение с плавной регулировкой от 0,1 до 65 В и
максимальным током до 1,5 А;
— то же от 0,1 до 200 В и максимальным током до 0,5 А;
— плавноступенчатое регулирование частоты формируемого одно-
фазного напряжения в диапазоне 40—400 Гц;
506
a
0-250 А 0-10 А Прямо Обратно
25 А 100 А
и
I-0-25A
00-100В
1=0-100 А
00-40В
1=0-50А
Ц=0-50В
1=0-200А
U=0-20B
Диапазоны измерения Ток
AC СА AN
1-0-10 А
U=0-500B
AB
Фазы
Диапазоны резервирования
в
20 70 200
AB/AN BC/BN CA/CN 2ФЗФпЗФч
Внешние UA,I
Ubh 1фс Ф
220 63,5 130
____________________Выбор фазы
с^П|Нонр^ь~|о[й]|7][Т]
|и
Тип короткого Синхронизация
замыкания
1Ф
обр
“ЙО00И
О Г Очистка II Ввод
| памяти И данных
О Т>0 О Контакт
Работа
Контроль I
Контроль U I Rjs
Режим
Включить
Контроль
AN/AB BN/ВС CN/CA
Отключить
Выбор фазы
Фазы C,N
Выключить
1ФС
ЗФС 0,5А 1,5А
Рис. 12.4. Общий вид передней панели регулировочного (а) и нагрузочного (6)
блоков устройства Уран-1, блока формирования трехфазного напряжения
устройства Уран-2 (в) (начало)
507
г
I Вход сети Выход напряжения
5А 5А 5А 5А
Предохранители
. • Фиксация
Установка проверки простых
средств защиты “Нептун”
=0-350
=0-35
Откл „ Вкл
Выходная Контакт
цепь
Канал напряжения
1=0,5 A U=98,6B
Пределы регулировки
канала напряжения
U,В
10 40
Нагрузка
Регулировка U,I
Откл Л Вкл
Канал U
Время
Мощность
канала I
VauarrT Мощность Мощность
1 VClTfS ТТ Г"*
канала Uxl
Пределы регули-
ровки канала тока
Сеть
Рис. 12.4. Общий вид передней панели управления устройства «Нептун» (г)
(окончание) -
— плавное регулирование угла сдвига фаз между опорным сигналом
и формируемой блоком симметричной системой трехфазного напряже-
ния в диапазоне 0—360°;
— то же между опорным сигналом и линейным напряжением (между
двумя фазами формируемой системы) в диапазоне 0—360°.
Опорным сигналом могут служить: внешнее напряжение; напряже-
ние, формируемое РБ; ток, формируемый НБ; напряжение фазы А. Из-
мерительная схема РБ контролирует на выходе РБ и НБ следующие элек-
трические параметры: переменный ток от 0,001 до 300 А, выпрямлен-
ный со сглаживанием (без сглаживания) ток от 0,001 до 5 (0,01—5) А,
переменное напряжение от 0,01 до 600 В, выпрямленное со сглажива-
нием напряжение от 0,01 до 500 В.
Встроенный электронный секундомер позволяет измерять время сра-
батывания и возврата или длительность проскальзывающего импульса про-
веряемой защиты в диапазоне 0,001—100 с. Результаты измерений отобра-
жаются на жидкокристаллическом индикаторе РБ. Измерительная схема
БФТН позволяет определять следующие параметры: внешнее переменное
напряжение от 0,5 до 500 В, переменное напряжение на нагрузке от 0,01 до
200 В, переменный ток в нагрузке от 0,005 до 5,00 А, угол сдвига фаз до
360°, частоту до 400 Гц, сопротивление от 0,01 до 10 Ом. Результаты изме-
рения отображаются на жидкокристаллическом индикаторе БФТН.
Выбор режимов и управление работой установок осуществляется с по-
мощью клавиатур и переключателей, расположенных на передних пане-
508
лях блоков. Проверяемое устройство РЗА подключается к зажимам задних
панелей блоков. В рабочем положении блоки размещаются на столе один
на другом и соединяются между собой кабелями. Установки получают пи-
тание от сети переменного тока напряжением 220 В с частотой 50 Гц.
Большую группу простых средств РЗА (реле тока, напряжения, вре-
мени, промежуточные реле и т.д.) можно проверять с помощью одного
РБ. Если при этом необходимо подавать ток более 10 А, применяется
РБ совместно с НБ. В этом случае проверяемое устройство РЗА под-
ключается к НБ, а РБ используется для плавной регулировки выходных
параметров, измерения выходных электрических параметров и времен-
ных характеристик, обработки и отображения результатов измерений.
Нагрузочный блок НБ можно использовать автономно как источ-
ник тока со ступенчатой регулировкой при условии подключения вне-
шних измерительных приборов. При проверке простых устройств РЗА
обмотки реле подсоединяются к выходным зажимам РБ или НБ. Кон-
такты реле (замыкающие или размыкающие) подключаются к зажимам
РБ. С помощью ручки плавной регулировки изменяется напряжение и
ток, подаваемые на устройство РЗА.
На индикаторе отображаются текущие значения тока и напряжения.
В момент срабатывания защиты (изменения состояния контактов) на
индикаторе фиксируются ток и напряжение срабатывания, сопровож-
даемые также звуковой и световой индикацией. При плавном сниже-
нии напряжения (тока) и изменении состояния контактов индикатор
показывает ток и напряжение возврата. Момент возврата также сопро-
вождается звуковой и световой индикацией.
Значения десяти последних измерений тока и напряжения срабаты-
вания и возврата хранятся в памяти и могут выводиться на индикатор
посредством клавиатуры. Кроме того, в памяти .системы хранятся: сред-
ние значения тока и напряжения срабатывания и возврата по десяти
последним измерениям, полное сопротивление и потребляемая мощ-
ность при срабатывании и возврате, коэффициент возврата.
При проверке временных характеристик устройств РЗА измеряется
время срабатывания и возврата или длительность проскальзывающего
импульса. Предусмотрен циклический режим измерения временных
характеристик, в котором задается число циклов от 1 до 99, длитель-
ность воздействия от 0 до 99 с (при нулевой длительности воздействие
снимается после срабатывания устройства РЗА) и длительность паузы
между включениями от 0,1 до 9,9 с.
509
Во время испытаний на индикатор выводятся номер цикла, значе-
ния напряжения и тока, результат измерения времени срабатывания и
возврата или длительности проскальзывающего импульса в текущем
цикле. По окончании испытаний в памяти сохраняется время срабаты-
вания и возврата или длительность проскальзывающего импульса по
десяти последним циклам и их средние значения. Эту информацию с
помощью клавиатуры можно выводить на индикатор.
При проверке сложных РЗА с помощью установки Уран-2 для изме-
рения временных характеристик токовые обмотки подключаются к НБ,
обмотки напряжения — к БФТН, контакты реле — к РБ. Блок БФТН
имеет два режима: «Контроль» и «Работа». Первый режим позволяет кон-
тролировать ток и напряжение на нагрузке по каждой фазе, проверять
симметричность и правильность чередования фаз формируемой систе-
мы напряжений, устанавливать значения при имитации сопротивления
жил контрольного кабеля.
В режиме «Работа» БФТН позволяет имитировать однофазное корот-
кое замыкание со сбросом напряжения в аварийной фазе до значения
уставки с сохранением симметричности относительно неповрежденных
фаз; двухфазное КЗ со сбросом линейного напряжения между аварий-
ными фазами до значения уставки с сохранением симметричности отно-
сительно неповрежденной фазы; трехфазное КЗ со сбросом напряжения
до нуля; частичное трехфазное КЗ со сбросом фазных напряжений до
значений уставки с сохранением симметричности системы; трехфазное
КЗ со сбросом фазных напряжений до расчетного значения.
В испытательных установках применяется двухстрочный жидкокри-
сталлический индикатор с подсветкой. В процессе работы установок
контролируется нагрузочный ток: при превышении допустимых значе-
ний тока выходная цепь размыкается, а на индикатор выводится сооб-
щение о перегрузке. Кроме того, в установках контролируется тепло-
вой режим: при нагреве силовых трансформаторов выше критической
температуры выходная цепь также размыкается, а на индикатор выво-
дится сообщение о перегреве. Работа возобновляется только после ох-
лаждения силовых трансформаторов.
Габаритные размеры РБ, БН и БФТН 500 х 480 х 250, 500 х 480 Х170 и
510 х 480 х 200 мм, масса блоков не более 28, 18 и 15 кг соответственно.
Испытательная установка Нептун предназначена для проверки про-
стых устройств РЗА (токовые реле, реле напряжения и времени) непосред-
ственно на энергообъектах. Она размещается в переносном корпусе мас-
сой не более 16 кг с габаритными размерами не более 480 х 300 х 270 мм,
510
выдерживает установленные механические нагрузки. Общий вид панели
управления показан на рис. 12.4, г.
Установка питается от сети переменного тока напряжением 220 В
частотой 50 Гц и выдает выходные сигналы:
— переменное напряжение частотой 50 Гц в диапазоне 0—250 В при
токе до 2 А с плавной регулировкой;
— постоянное (выпрямленное со сглаживанием) напряжение в диа-
пазоне 0—350 В при токе до 2 А с плавной регулировкой;
— переменный ток частотой 50 Гц в диапазоне 0—40 А с плавной ре-
гулировкой (максимальное значение тока обеспечивается при нагрузке
с сопротивлением до 0,4 Ом).
Установка Нептун позволяет измерять:
— время срабатывания реле от момента включения нагрузки тумбле-
ром до замыкания контактов проверяемого реле. При этом на обмотку
реле подается предварительно установленное значение тока или напря-
жения. Контакты проверяемого реле запитываются отдельным посто-
янным напряжением примерно 150 В, вырабатываемым установкой и
изолированным от всех других цепей;
— выдаваемое выходное напряжение с классом точности не менее
2,5 %, выдаваемый выходной ток в пределах от 0 до 40 А с тем же клас-
сом точности, время срабатывания контактов с дискретностью 10 мс и
относительной погрешностью не более 1,0 %. Предусмотрено разделе-
ние всей шкалы на два диапазона для повышения точности измерений
при малых значениях;
— выдаваемую активную мощность по каналам напряжения и тока,
перемножая последние с учетом cos ср (диапазон измерения мощности
0—1000 Вт с классом точности не менее 5 %).
Устройство имеет встроенные средства измерения с цифровым от-
счетом, которые позволяют осуществлять проверки стандартными сред-
ствами метрологии; комплектуется подробным описанием со схемой
силовой части, а также методикой ежегодной поверки; содержит регу-
лируемый автотрансформатор, позволяющий формировать выходное
переменное напряжение от 0 до 250 В переменного тока.
Для получения постоянного напряжения используется выпрямитель-
ный мост с переключаемой емкостью конденсаторов фильтра. Перемен-
ный ток в устройстве обеспечивается нагрузочным трансформатором с че-
тырьмя обмотками, которые можно включать как последовательно, так и
параллельно, получая на выходе напряжение 25 (6) В при токе до 10 (40) А.
511
Выходные цепи нагрузочного трансформатора подключаются к вы-
ходным зажимам напряжения для получения напряжений до 25 В (при
этом переключатель тока должен находиться в положении 10 А). Чтобы
иметь выходные постоянные напряжения, на выход канала также под-
ключается выпрямитель. Для измерения времени срабатывания реле
предварительно устанавливается вид и требуемое значение напряжения,
подаваемое на обмотку реле, затем отключается переключатель «Нагруз-
ка» и подсоединяются контакты реле к зажимам «Контакт».
После включения переключателя «Нагрузка» определяется вид кон-
такта реле (размыкающий или замыкающий), а потом включается ре-
жим ожидания его срабатывания с одновременным запуском секундо-
мера. При переключении контактов реле происходит остановка счета
времени и загорается светодиод «Контакт». Для повторного измерения
следует использовать переключатель «Нагрузка». В устройстве приме-
няется двухстрочный индикатор с подсветкой для отображения всех
измеряемых параметров и клавиатура из шести кнопок.
Испытательные устройства Сатурн-М и Сатурн-М! предназначены
для проверки и настройки автоматических выключателей АВ с тепло-
выми и электромагнитными расцепителями присоединений 220/380 В,
проверки характеристик средств РЗ присоединений 6-35 кВ и эксперимен-
тального определения значения тока КЗ цепи «фаза — нуль» и «фаза —
фаза» присоединений 220/380 В [123].
Устройство имеет два исполнения: Сатурн-М — одноблочное и Са-
турн-М1 — двухблочное, состоящее из базового блока, полностью ана-
логичного Сатурну-М, и силового блока, соединяемых при работе ка-
белем. Базовый блок может использоваться автономно аналогично уст-
ройству Сатурн-М.
Устройства обеспечивают возможность проверки характеристик АВ,
подключенных непосредственно к электросети без нагрузочного трансфор-
матора путем создания искусственного замыкания за местом установки
проверяемого аппарата с плавным регулированием значения тока тирис-
торами, измерением его эффективного значения и времени отключения
аппарата. Устройства позволяют также производить проверку характерис-
тик АВ совместно с нагрузочным трансформатором НТ, при этом обеспе-
чивают регулирование первичного тока, измерение эффективного значе-
ния вторичного тока и времени отключения проверяемого аппарата.
Устройства обеспечивают возможность проверки средств РЗ присо-
единений 6-35 кВ вторичным током совместно с нагрузочным транс-
512
форматором НТ, при этом оно используется для регулирования первич-
ного тока трансформатора, измерения эффективного значения вторич-
ного тока, установки заданной длительности протекания тока измере-
ния времени срабатывания защит. Они позволяют также производить
проверки характеристик РЗ электрических присоединений 6-35 кВ пер-
вичным током без нагрузочного трансформатора НТ от сети 380/220 В
при токе до 2000 А (до 12 000 А с силовым блоком устройства Сатурн-
М1) и токе до 30 000 А с нагрузочным трансформатором.
Устройства дают возможность экспериментально определять значе-
ния тока КЗ цепи «фаза — нуль» и «фаза — фаза» присоединений 380 В
для выбора характеристик РЗ, плавких вставок и АВ.
Технические характеристики устройств семейства Сатурн-М
Диапазон регулирования и измерения тока в схеме без НТ, А:
Сатурн-М,базовый блок Сатурна-М1 ............................10 — 2000
силовой блок Сатурна-М1 .................................. 30 — 12000
Диапазон регулирования первичного тока в схеме с НТ, А......0,5 — 300
Диапазон измерения тока в схеме с ТТ:
встроенным, А............................................... 10 — 2500
внешним, кА............................................0,1 — 99,99
Диапазон задания и измерения длительности протекания
тока и времени отключения аппарата, с.....................0,01—99,99
Диапазон регулирования угла открытия тиристоров, %............1 — 100
Диапазон задания роста угла открытия тиристоров, %.............1 — 10
Относительная погрешность измерения действующего
значения тока в рабочем диапазоне, %.............................±10
Абсолютная погрешность измерения времени
отключения аппарата и установки заданной
длительности тока при частоте 50 Гц, с, не более.± (0,005 х Гизм + 0,01)
Напряжение питания при частоте тока, В.........................220
Потребляемая мощность по цепям питания, Вт, не более............40
Габаритные размеры базового и силового блоков, мм,
не более..............................................400 х 235 х 230
Масса базового и силового блоков, кг, не более..................13
Средний срок службы (с заменой комплектующих изделий),
лет, не менее...................................................10
Устройство Сатурн-М выполнено в одноблочном варианте со съем-
ной крышкой. Под крышкой расположены входные выводы, клавиату-
ра, индикаторы, переключатели и другие органы управления.
Устройство Сатурн-М 1 выполнено в виде двух блоков: базового и си-
лового. Базовый блок аналогичен Сатурну-М, а силовой такой же по га-
513
Рис. 12.5. Структурная схема устройства «Сатурн-М»
баритам и массе, но может работать лишь вместе с базовым. При работе
блоки соединяются между собой кабелем. Базовый блок Сатурна-М1 от-
личается от устройства Сатурн-М только наличием разъема для подклю-
чения силового блока. При автономном использовании в гнездо разъе-
ма должна быть вставлена заглушка.
Структурная схема и внешний вид лицевой панели устройства Са-
турн-М приведены соответственно на рис. 12.5 и 12.6.
В состав силовой части входят два встречно-параллельно включенных
силовых тиристора VS1, VS2; трансформатор тока ТА с двумя первичны-
ми обмотками 1 и 2 и одной вторичной обмоткой 3; трансформатор выде-
ления нуля фазы входного напряжения TL1 с индикаторным световодом
VH и импульсный трансформатор для включения тиристоров TL2.
Выводы тиристоров 1—2 и первичных обмоток трансформатора тока
TL2 3—4 и 5—6 выведены раздельно для подключения их в различные
цепи при использовании устройств в разных схемах.
514
025 А
О 250 А
О 2500 А
о ТТ, кА
о Пуск
о Стол
Блок Ml
7 Внутр. Пр 1А 220 J
Останов. (0) <0> © © ©
8© Внсшн. Выкл.
£7 £7 £7 £7
О Тепл
О Отсеч. —
ОРучн,
О Непр.
О Ввод ;
" 1 г
О Результат
О Ток, АлкА
I
" I ....
о Длит.,Iс
о Ток, ДГ, кА
о Откр,{%
о Шаг,'%
Рис. 12.6. Внешний вид лицевой панели устройства «Сатурн-М»
Контроллер содержит:
— цифровую часть в составе микропроцессора МП, постоянного за-
поминающего устройства ПЗУ, оперативного запоминающего устрой-
ства ОЗУ, двух программируемых таймеров ПТ1, ПТ2 и двух параллель-
ных интерфейсов ПИ1 и ПИ2;
— аналоговую часть в составе детектора перехода фазы напряжения
через нуль ДПФ, формирователя импульсов на открытие тиристоров
ФИ, аналогового мультиплексора переключения пределов измерения
тока MX, масштабного усилителя МУ, двухполупериодного выпрями-
теля ДВ и аналого-цифрового преобразователя АЦП.
Плата индикации и управления содержит клавиатуру КЛВ с кноп-
ками и светодиоды СД для индикации. Дешифраторы знакогенерато-
ров ДЗ и семисегментные цифровые индикаторы ЦИ установлены на
плате контроллера.
Блок питания содержит понижающий трансформатор TL, подклю-
чаемый к электросети через переключатель SA и предохранители F1 и
F2, выпрямители UZ и стабилизаторы US. Блок питания обеспечивает ус-
тройство стабилизированным напряжением +15 В (0,2 А), —15 В (0,1 А)
и+5 В (1,2 А).
Работа схемы устройства определяется программным обеспечени-
ем, записанным в микросхему ПЗУ. Процессор считывает команды из
ПЗУ, передаваемые двоичными восьмиразрядными числами, и выпол-
няет их. Кроме этого, МП выполняет арифметические и логические
действия с числами, осуществляя обработку поступающей информации
и выполняя вычислительные операции.
При включении питания производится автоматическая проверка
исправности основных элементов устройства, при этом проверяется
515
информация ПЗУ на сохранность по контрольной сумме, работоспо-
собность всех ячеек ОЗУ путем записи в них и считывания из них раз-
личных кодов, работа программируемых таймеров по прерыванию МП,
работа двух БИС параллельного интерфейса путем записи и считыва-
ния из них информации, а также проверка исправности АЦП.
Проверяются также клавиатура (все кнопки должны быть разомкну-
ты), цифровые индикаторы и светодиоды.
В случае обнаружения неисправности работа устройства прекраща-
ется и на индикатор выдается Мигающий код ошибки с символом L.
Расшифровка кодов неисправностей приведена ниже. После прохож-
дения тестов МП ожидает ввода данных и команд оператора.
По команде «Пуск» МП проверяет корректность введенных парамет-
ров и, если все нормально, выполняет цикл управления тиристорами и
измерения тока, который заключается в следующем: сигнал с детектора
нуля фазы сети осуществляет привязку к частоте сети, в соответствии с
заданным углом открытия МП записывает в таймер коэффициент счета
для формирования импульсов на открытие тиристоров; по истечении объе-
ма памяти (через 0,2 с) процесс измерения тока прекращается, но процесс
управления тиристорами продолжается до истечения заданного времени.
При отключении проверяемого автоматического выключателя при-
ходит сигнал «Стоп», МП прекращает измерение и управление тирис-
торами и рассчитывает действующее значение тока.
Аналоговый тракт контроллера содержит детектор нуля фазы напря-
жения сети, обеспечивающий прерывание МП каждые полпериода ча-
стоты сети (0,01 с), причем с привязкой фазы импульса к моменту пере-
хода через нуль напряжения; транзисторный усилитель мощности им-
пульсов для открытия тиристоров и канал измерения тока.
Для остановки секундомера устройства при работе в схеме с нагрузоч-
ным трансформатором НТ необходима подача сигнала «Стоп». Это дела-
ется замыкающими контактами проверяемого АВ, подключенными к вы-
водам «Останов.» при переключателе в положении «Внутр.». Для размыка-
ющих контактов АВ надо перевести переключатель в положение «Внешн.».
При работе без нагрузочного трансформатора НТ автоматическим
выключателем разрывается цепь тиристоров, что вызывает остановку
устройства. При этом переключатель «Останов.» должен находиться в
положении «Внутр.».
Измерение тока в пределах 10—2500 А осуществляется с использо-
ванием встроенного в устройство трансформатора тока ТТ, при этом
токовые цепи подключаются к выводам 3—4 устройства.
516
При работе с нагрузочным трансформатором НТ или при использо-
вании силового блока устройства Сатурн-М 1 может применяться вне-
шний измерительный трансформатор тока с номинальным вторичным то-
ком 5 А, Его вторичная обмотка подключается к выводам 5—6 (72 = 5 А)
испытательного устройства. Используя режим работы с ТТ и выводя зна-
чение первичного тока ТТ, можно получить пересчитанное МП, изме-
ренное действующее значение тока.
Силовой блок, схема которого приведена на рис. 12.7, содержит два
мощных тиристора VS1 и VS2 на ток до 1000 А на радиаторах с вывода-
ми, импульсный трансформатор TL для открытия тиристоров; выводы
для внешнего сигнала остановки; выводы для подключения внешнего
трансформатора тока и узел тепловой защиты тиристоров. Все узлы и
выводы силового блока аналогичны размещенным в базовом блоке, за
исключением более мощных тиристоров.
Набор заданного значения тока при проверке тепловых расцепите-
лей производится короткими импульсами тока длительностью 0,02 с,
которые практически не вызывают дополнительного нагрева тепловых
расцепителей.
Подключение входных выводов устройства к токоведущим цепям дол-
жно производиться после проверки отсутствия напряжения. При про-
верке АВ непосредственно от
сети 380 В подключение вход-
ных выводов должно произво-
диться через АВ с уставками,
большими, чем у проверяемого.
Соединительные провода сна-
чала должны быть подключены
к устройству, а затем уже к то-
коведущим цепям. На все вре-
мя измерения входные выводы
устройства должны быть закры-
ты изоляционной крышкой.
Перед работой с испытатель-
ным устройством вывод «Кор-
пус» устройства необходимо со-
единить с контуром заземления.
При работе необходимо сле-
дить за допустимой длительно-
Рис. 12.7. Схема силового блока устрой-
ства «Сатурн-М 1»
стью протекания тока через ти-
517
ристоры. Устройства Сатурн-М и Сатурн-М1 снабжены тепловой за-
щитой тиристоров, что позволяет увеличить допустимую длительность
тока для этих устройств в 1,5—2 раза. Значения допустимой длительно-
сти протекания тока при различных значениях приведены в прилагае-
мой к устройствам документации.
Перед выполнением работ по проверке характеристик АВ и средств
РЗ необходимо ознакомиться с их устройством и характеристиками. Не
допускается производить проверку АВ со снятой или незакрепленной
крышкой и без дугогасительных камер, а также при открытых дверцах
ячеек КТП (КРУ).
Перед работой с испытательными устройствами их следует зазем-
лить с помощью вывода «Корпус» медным проводом сечением, не
меньшим, чем у проводов, подключенных к силовым цепям, но не
менее 4 мм2.
При использовании силового блока (устройство «Сатурн-М 1) блок
соединяется кабелем с базовым блоком. При автономной работе базо-
вого блока в розетку этого блока вставляется разъем-заглушка.
При включении питания устройство должно пройти начальные тес-
ты. Состояние «0000» и включенные светодиоды «Тепл.», «2500», «Ввод»,
«Ток» соответствуют готовности к работе.
Устройства имеют четыре режима работы:
— проверка тепловых расцепителей АВ и РЗ с выдержкой времени;
— проверка электромагнитных расцепителей АВ и РЗ без выдержки
времени;
— ручной режим проверки;
— непрерывный режим работы в течение длительного времени.
Выбор режима осуществляется кнопкой « Режим» путем последова-
тельного циклического перебора с индикацией включенного режима.
Устройства имеют пределы измерения действующего значения тока: 25,
250, 2500 А при работе со встроенным ТТ и предел внешнего измеритель-
ного ТТ, кА, при работе с ним. Для ввода любого из параметров необхо-
димо выбрать режим «Ввод», нажать кнопку соответствующего парамет-
ра и затем ввести его числовое значение. При этом первая цифра появля-
ется в правой позиции индикатора, а при вводе следующей цифры
сдвигается на одну позицию влево. Соответственно при вводе пятой циф-
ры первая пропадает, что позволяет исправлять ошибки ввода парамет-
ров. Ввод параметров можно производить в любой последовательности.
В устройстве предусмотрен ввод параметров с помощью следующих
кнопок:
518
— «Ток, А» — действующее значение тока для проверки теплового и
электромагнитного расцепителей АВ и РЗ;
— «Длит., с» — длительность включения тиристоров для автомати-
ческой и ручной проверок;
— «Ток ТТ, кА» — значение первичного тока внешнего измеритель-
ного трансформатора тока (при его использовании);
— «Откр., %» — угол открытия тиристоров для автоматических ре-
жимов работы;
— «Шаг, %» — ступень роста угла открытия тиристоров для автома-
тического режима работы.
При включении питания автоматически вводятся следующие пара-
метры:
— ток — 0000 А;
— длительность протекания тока — 00,02 с;
— ток ТТ — 25,00 кА;
— угол открытия тиристоров — 0000 %;
— шаг угла открытия тиристоров — 0002 %.
В случае необходимости они заменяются другими.
При проверке теплового расцепителя и РЗ с выдержкой времени
следует:
— выбрать предел измерения и ввести нужное значение тока; ввести
длительность протекания тока (на 30—50 % больше ожидаемого време-
ни срабатывания аппарата);
— ввести шаг угла открытия тиристоров (типичное значение 2 %);
нажать кнопку «Пуск».
При срабатывании АВ или РЗ индикатор указывает время срабаты-
вания, а измеренное значение тока можно посмотреть, нажав кнопку
«Ток» в режиме «Результат». В случае перегрузки входных цепей предел
измерения автоматически переключается на более грубый. Процесс из-
мерения в любой момент можно прервать нажатием кнопки «Стоп».
При проверке электромагнитного расцепителя и токовой отсечки РЗ
следует:
— выбрать предел измерения и ввести значение тока на 20—30 % боль-
ше ожидаемого тока срабатывания;
— ввести длительность тока (типичное значение 0,02 с); ввести шаг угла
открытия тиристоров (типичное значение 2 %); нажать кнопку «Пуск».
При срабатывании АВ или РЗ индикатор указывает время срабаты-
вания, а измеренное значение тока можно посмотреть, нажав кнопку
«Ток» в режиме «Результат». При ручном режиме проверки следует: вве-
519
сти длительность протекания тока и желаемый угол открытия тиристо-
ров; выбрать ожидаемый предел измерения тока; нажать кнопку «Пуск».
Секундомер работает до истечения заданного времени или до сраба-
тывания аппарата. Измеренное значение тока можно посмотреть, на-
жав кнопку «Ток» в режиме «Результат». Если предел измерения выбран
неправильно, то при перегрузке входных цепей устройства индикатор
начинает мигать, высвечивая измеренное значение тока и указывая на
необходимость перехода на более грубый предел.
При непрерывном режиме работы следует ввести угол открытия ти-
ристоров (может быть определен в режиме «Тепл.» для требуемого тока) и
нажать кнопку «Пуск». При этом индикатор отсчитывает минуты и се-
кунды до остановки по кнопке «Стоп» или до срабатывания аппарата.
При работе с внешним трансформатором тока следует:
• подключить вторичную обмотку ТТ к выводам 5—6 устройства. Вы-
воды продублированы на силовом блоке устройства Сатурн-М1;
• выбрать предел «ТТ, кА» и ввести значение первичного тока ТТ,
при этом все дальнейшие показания тока пересчитываются и отобра-
жаются на индикаторе в килоамперах.
В устройстве предусмотрены следующие пределы при вводе параметров:
• длительность протекания тока — от 0,01 до 99,99 с; задаваемое значение
тока при автоматических режимах проверки — 25, 250, 2500 А; 99, 99 кА;
• задаваемый угол открытия тиристоров — от 0 до 100 %; задаваемый
шаг угла открытия тиристоров — от 1 до 10 %.
При ошибочном задании параметров после нажатия кнопки «Пуск»
индикатор мигает, показывая неправильно введенный параметр. При
использовании НТ остановка секундомера производится контактом
проверяемого аппарата, подключаемого к выводам «Останов.».
В зависимости от используемого замыкающего или размыкающего
контакта переключатель устанавливается соответственно в положение
«Внутр.» или «Внешн.». Выводы внешнего сигнала остановки продуб-
лированы на силовом блоке устройства Сатурн-М 1.
Если при включении питания на индикаторе высвечивается мигающее
число с символом L в левой позиции, то работа с устройством невозможна.
Диагностика неисправностей приведена в заводском техническом
описании.
При использовании устройства иногда возникает проблема со слиш-
ком грубым регулированием тока тиристорами, т.е. кривая характерис-
тики «% открытия тиристоров — измеренный ток, А» имеет очень боль-
520
шой угол наклона. Для более плавного регулирования рекомендуется
включить последовательно в токовую цепь резистор или дроссель,
В целях повышения надежности в устройствах Сатурн-М и Сатурн-
М1 введена тепловая защита силовых тиристоров. При нагреве корпу-
сов тиристоров выше критической температуры срабатывает схема кон-
троля, включается светодиод «Стоп», блокируется режим «Пуск» и вык-
лючаются тиристоры. Повторный пуск возможен только при погасании
светодиода «Стоп» после остывания тиристоров (через 40—60 с).
Испытательное устройство Сатурн может быть использовано для оп-
робования и проверки средств РЗ и приводов выключателей без дли-
тельного отключения присоединений. Применение устройства особен-
но эффективно на линиях 6—35 кВ, вывод из работы которых на дли-
тельное время для обычной проверки средств РЗ часто бывает затруднен.
Проверка средств РЗ, реагирующих на действующее значение тока,
осуществляется путем подачи во вторичные токовые цепи РЗ присое-
динения с выключателем заданного значения тока и времени сраба-
тывания РЗ. Схема представлена на рис. 12.8, а. В качестве нагрузоч-
ного трансформатора TL может использоваться любой трансформа-
тор, обеспечивающий получение тока в цепях РЗ до 100—200 А, например,
ОСО-250-220/127, ТН61-220-50 и др.
При испытаниях переключатель «Останов.» должен находиться в
положении «Внутр.», если используется замыкающий контакт РЗ (К),и
в положении «Внешн.» при использовании размыкающего контакта.
Схема проверки позволяет регулировать первичный ток НТ в широ-
ких пределах и производить измерение тока в цепях РЗ в пределах 5—
200 А. В качестве резистора R1 рекомендуется использовать резистор
Рис. 12.8. Варианты схем проверки устройством Сатурн средств РЗ вторичным
током с нагрузочным трансформатором TL (а) и без него (б)
521
сопротивлением 50—100 Ом, мощностью 400—800 Вт. В случаях, ког-
да проверка средств РЗ должна обязательно производиться при сину-
соидальном токе, в первичную цепь НТ дополнительно включается
резистор сопротивлением 5—10 Ом на ток 5-—10 А. При этом испыта-
ния производятся при полном открытии тиристоров с вводом значе-
ния «Откр., %», равным 100 %, а регулирование тока производится до-
полнительным резистором.
Для измерения времени действия АПВ может использоваться обыч-
ный электросекундомер, включенный в цепь вспомогательного кон-
такта выключателя Q. Проверка характеристик средств РЗ с исполь-
зованием устройства Сатурн может производиться по упрощенной схе-
ме без НТ (рис. 12.8, б). При использовании этого варианта на время
проверки отсоединяется заземление вторичных токовых цепей.
Варианты схем, представленные на рис. 12.8, рекомендуется исполь-
зовать для проверки средств РЗ, отключенных от электросети присоеди-
нений, а также от присоединений с относительно малыми значениями
тока нагрузки (10—20 % номинального).
Проверка РЗ первичным током осуществляется путем подачи в пер-
вичные цепи РЗ присоединения заданного значения тока в течение
заданного времени с измерением действующего тока и времени сра-
батывания РЗ. Варианты схем проверки представлены на рис. 12.9.
Схема проверки, представленная на рис. 12.9, а, позволяет произво-
дить проверку характеристик средств РЗ, отключенных от сети присо-
единений первичным током без НТ, непосредственно от сети 380 В
при токах от 10 до 2000 А, а с силовым блоком устройства Сатурн-Ml —
при токах до 12 000 А.
Вариант схемы проверки, представленной на рис. 12.9, б, предназ-
начен для проверки характеристик средств РЗ первичным током с ис-
пользованием НТ. При проверке обеспечивается возможность регули-
рования тока в первичной цепи НТ в пределах от 0,3 до 300 А и измере-
ния тока во вторичной цепи в пределах от 10 до 2500 и от 20 до 30 000 А
при использовании соответственно встроенного и внешнего ТТ В ка-
честве резистора R может использоваться резистор сопротивлением от
70 до 100 Ом и мощностью от 150 до 200 Вт.
Остановка секундомера должна производиться от контактов прове-
ряемых средств РЗ (К) либо вспомогательного контакта выключателя
присоединения в положении «Внутр.» или «Внешн.» дая замыкающего
или размыкающего контакта соответственно.
522
a
Рис. 12.9. Варианты схем проверки устройством «Сатурн» средств РЗ электри-
ческих присоединений первичным током непосредственно от сети 380 В без
нагрузочного трансформатора TL (а) и с ним (б)
Организация работ, применяемая аппаратура, методика наладки кон-
тактных реле и комплектов защит описаны в [22, 67, 81, 82].
Универсальная компьютерная система «РЕЛЕ-ТОМОГРАФ-41М».
В настоящее время в эксплуатацию поступила современная испытатель-
ная система для проверки релейной защиты РЕЛЕ-ТОМОГРАФ на базе
мощного прибора РЕТОМ-41, работающая совместно с персональным ма-
логабаритным компьютером типа Notebook. С помощью РЕЛЕ-ТОМОГ-
РАФ можно проводить проверки устройств релейной защиты всех поколе-
ний: полупроводниковых устройств релейной защиты и автоматики, на-
пример, серии ЩДЭ, ПДЭ, ЯРЭ и др.; электромеханических защит,
выполненных на базе реле PT-40, РН-50, РП и др., электромеханических
панелей типа ЭПЗ-1636 и пр. Имеется возможность анализа поведения
аппаратуры релейной защиты путем воспроизведения аварийной ситуа-
ции с любого цифрового осциллографа, а также проверка устройств ре-
523
лейной защиты путем имитации различных видов КЗ и качаний в энерго-
системе, в том числе при двухфазных КЗ на землю, КЗ с дугой при обрыве
фазы и других стандартных аварийных режимах защищаемого объекта.
Пользователь задает на персональном компьютере необходимые ему
режимы работы. Компьютер моделирует заданные режимы и вырабаты-
вает цифровые выборки токов и напряжений. Эти выборки передаются в
РЕТОМ. Силовые цифро-аналоговые преобразователи масштабируют
поступающие цифровые выборки и формируют аналоговые сигналы то-
ков всех трех фаз и нулевого провоДа и напряжений всех трех фаз. Сигна-
лы подаются на вход проверяемой релейной защиты. Реакция защиты в
виде сухих контактов реле через РЕТОМ подается в компьютер, который
обрабатывает эту информацию, синхронизирует ее с реальным временем
и выдает в виде протокола испытаний на экран дисплея или принтер.
Все операции по подключению проверяемой защиты к устройству РЕ-
ТОМ осуществляются на его лицевой панели: Подключение РЕТОМ к ком-
пьютеру осуществляется при помощи стандартного 36-контактного разъе-
ма, установленного на задней панели устройств. При этом со стороны ком-
пьютера используется разъем д ля подключения принтера. Питание прибора
осуществляется от сети 220 В переменного тока частотой 50 Гц.
Новый прибор [123] является универсальным испытательным сред-
ством и может использоваться как:
— универсальный источник трехфазного тока и напряжения;
— испытательная установка для проверки устройств РЗА с выдачей
протокола испытаний;
— универсальный измеритель токов, напряжений и частоты.
С помощью испытательной системы РЕЛЕ-ТОМОГРАФ-41М можно
проводить автоматизированные проверки простых и сложных устройств
РЗА всех поколений: от электромеханических панелей и реле до самых со-
временных микропроцессорных систем РЗА. Кроме выполнения тради-
ционных функций по проверке РЗА, эта система позволяет осуществлять:
— имитацию циклов однофазного и трехфазного АПВ;
— графическое задание сигналов токов и напряжений любой формы;
— анализ поведения аппаратуры РЗ путем воспроизведения аварий-
ной ситуации с любого цифрового осциллографа в формате COMNRADE;
— регулировку и проверку приборов определения места поврежде-
ния (ОМП);
— проверку устройств РЗА путем имитации различных видов КЗ и
качаний;
524
— формирование высокочастотных составляющих входных сигналов
вплоть до сигнала 10-й гармоники, а также апериодических составляю-
щих с любым требуемым законом изменения;
— синхронизацию двух приборов РЕТОМ для проверки полукомп-
лектов РЗА.
В состав испытательной системы РЕЛЕ-ТОМОГРАФ-41М входят [123]:
— испытательная установка РЕТОМ-41М;
— персональный компьютер IBM Pentium-166 и выше с клавиатурой
и координатным устройством типа mouse;
— принтер;
— программное обеспечение.
Структура аппаратной части РЕЛЕ-ТОМОГРАФ-41М приведена на
рис. 12.10.
Основные узлы этой структуры:
— ПК — персональный компьютер;
— интерфейсный модуль, осуществляющий связь РЕТОМ-41М с пер-
сональным компьютером ПК;
— три токовых канала с цифро-аналоговыми преобразователями ЦАП;
— три канала напряжения с ЦАП;
— блок дискретных сигналов (контакты);
— блок выходных реле (реле);
— блок аналого-цифрового преобразования тока и напряжения АЦП;
— импульсные источники питания БП.
На персональном компьютере пользователь задает необходимые ему
режимы работы, ПК рассчитывает заданные режимы и вырабатывает
цифровые выборки токов и напряжении, которые передаются в РЕТОМ.
Силовые цифро-аналоговые преобразователи масштабируют поступа-
ющие цифровые выборки и формируют аналоговые сигналы токов /А,
/в, Iq и (7А, Uq, которые подаются на вход проверяемой релейной
защиты. Выход проверяемого устройства в виде контактов реле подклю-
чается к цифровому входу РЕТОМ и считывается ПК. Компьютер об-
рабатывает эту информацию, синхронизирует ее с реальным временем
и выдает в виде протокола.
Входы блока дискретных сигналов разбиты на две группы. Первая
группа (контакты 1—4) предназначена для подключения контактов РЗ с
напряжением постоянного тока до 250 В, вторая группа (контакты 5—8) —
с напряжением переменного тока до 250 В.
525
Сеть
Рис. 12.10. Структурная схема аппаратной части «РЕЛЕ-ТОМОГРАФ-41М»
Все клеммы подключения проверяемой защиты к испытательной ус-
тановке РЕТОМ выведены на лицевую панель. Входы измерительных
реле РЗ тока и напряжения подключаются к клеммам /0, ZA, /с и
Uq соответственно. Контакты проверяемых РЗ подключаются
к клеммам 1—8.
При включении РЕЛЕ-ТОМОГРАФ на дисплее высвечивается «Глав-
ное меню». В главном меню представлены программные модули, каж-
дый из которых позволяет осуществить проверку определенного типа
релейной защиты. Оператор выбирает необходимый программный мо-
дуль и затем производит настройку параметров проверки РЗ.
Рассмотрим, к примеру, программный модуль «Проверка реле тока»,
предназначенный для проверки реле тока и напряжения в ручном или
полуавтоматическом режимах и позволяющий осуществить в однофаз-
ных, двухфазных и трехфазных релейных защитах следующие виды про-
верок:
— проверка токов срабатывания и возврата реле тока с зависимой и
независимой выдержками времени;
— автоматическое вычисление коэффициента возврата и процента
отклонения от уставки;
— проверка времени срабатывания и возврата реле;
— выдача протокола испытаний.
Панель управления модулем приведена на рис. 12.11. В левой части
панели расположено поле задания данных: поле задания величин и фаз
тока (напряжения) по фазам А, В, С; под ним поле выбора «Тип аварии»
для выбора вида КЗ и ниже поле выбора «Уставки зон» для задания ус-
тавок по току (напряжению) и времени срабатывания.
В середине в верхней части панели расположен прибор с кнопками
управления процессом формирования испытательных сигналов. Под
прибором расположено белое поле, отведенное под изображение диаг-
рамм токов и напряжений. Рядом справа от этого поля расположены
поле номера и задания типа контактов, два окна для индикации данных
о вычисленных значениях погрешности и коэффициента возврата кв.
Под ними расположены три клавиши для изменения режима работы
программы. В правом верхнем углу панели управления расположен вык-
лючатель.
Выбор вида КЗ. В центральной части левого поля задания данных
(см. рис. 12.11) расположено поле «Тип аварии», позволяющее выбрать
вид КЗ. Для выбора требуемого вида КЗ необходимо курсор mouse
527
Проверка реле тока
Ретом Режим Контакты Управление Архив Помощь Опции Выход
Ток 0.. 20 А
Aj о.ооо |А| о |о
0 I Q-QQQ |А| о о
С| <W..JA| о |о
Ток 0..60 А
I о.ооо IAI "о" По
Тип аварии
А - N
Ток аварии
I оооо IA1 о 1о
Уставки зон
ток время
0 1 0 010 । А| 0.01 1с
0 । 0010 I Al оТоГТс
□ I 0.010 IAI 0.01 1С
□ L аою2ПаГоЛ~1с
1 mi—। 2П1—।
Погрешность К возвр.
I О.б(Г~1 I 0.00 I
| Alt-X выход
F1помощь РЮмепю
управление прибором - стрелками
Рис. 12.11. Панель управления программным модулем «Проверка реле тока»
(«мышь») установить на кнопку «Тип аварии» и нажать левую кнопку
манипулятора необходимое количество раз.
Последовательность выбираемых КЗ следующая: отсутствие КЗ;
трехфазное КЗ между фазами А, В и С; двухфазное КЗ между фазами А и
В; то же между фазами В и С; то же между фазами Л и С; КЗ на землю
фазы А; то же фазы 5; то же фазы С.
Задание уставок, В нижней части левого поля задания данных (см.
рис. 12.11) расположены редактируемые окна, в которых можно уста-
новить уставки по току (напряжению) и времени проверяемых реле. Это
необходимо для автоматического определения погрешностей. В этом
поле четыре строки. Номер строки соответствует номеру ступени защи-
ты. В первом (маленьком) столбце указывается номер контакта, к кото-
рому подключается соответствующая ступень. Например, для 4-ступен-
чатой токовой защиты, имеющей уставки по току и времени срабатыва-
ния, таблица заполняется так:
• в первом столбце проставляются номера ступени с первой по чет-
вертую;
528
• во втором столбце проставляются величины тока (напряжения) и
уставка;
• в третьем столбце проставляются уставки по времени.
Для занесения информации в эти окна используется «мышь» и кла-
виатура компьютера. При помощи курсора выбирается соответствую-
щее окно (выбранное «активное» окно меняет фон с синего на крас-
ный) и с помощью клавиатуры набираются необходимые данные. Для
завершения ввода данных следует воспользоваться клавишей Enter или
левой кнопкой манипулятора.
Выбор проверяемых контактов, В правой части панели управления
(см. рис. 12.11) расположено поле выбора номера и задания типа кон-
такта. В этом поле находится также окно для визуального наблюдения
за состоянием контактов проверяемой релейной зашиты. Реакция за-
щиты при проверках наблюдается по четырем контактам. Под каждый
контакт выделено два поля: большое и маленькое. Маленькое поле слу-
жит для выбора одного из четырех контактов и задания его типа (нор-
мально открытый ~] |~ или нормально закрытый фон поля — голу-
бой). Большое поле отражает текущее состояние контакта независимо
от того, выбран он или нет (зеленый цвет — сработанное состояние кон-
такта, красный — несработанное).
Подключение РЕТОМ к программе. В верхней части экрана (см.
рис. 12.11) расположены кнопки подключения устройства РЕТОМ-41М
к программе «Вкл/выкл». Пока устройство не подключено, все манипу-
ляторы с параметрами на дисплее компьютера не отображаются на вы-
ходах РЕТОМ-41М, т.е. на их выходах установлены нулевые параметры.
При нажатии кнопки «Вкл» на выходах силовых ЦАП появляются те-
кущие значения всех заданных параметров, а цветовые поля контактов
отобразят их состояние. При нажатии кнопки «Выкл» связь между про-
граммой и устройством формирования тока (напряжения) будет разор-
вана и на выходах РЕТОМ-41М будут нулевые параметры. Включение и
отключение осуществляется манипулятором «мышь» или при помощи
клавиатуры компьютера.
Если устройство РЕТОМ-41М не подключено к ПК, или с ним нет
связи, или имеется неисправность в порту, или порт неверно запрог-
раммирован и т.п., на дисплее появится соответствующее сообщение.
Определить состояние программы можно по полям состояния кон-
тактов. Если поля зеленые и/или красные, то при нажатии кнопки «Вкл»
выходное устройство подключено, на выходах РЕТОМ-41М имеются
529
опасные д ля жизни выходные параметры. Поля серого цвета свидетель-
ствуют о том, что программа отключена от выходного устройства и мож-
но проводить перекоммутации на выходах РЕТОМ-41М.
Ручная проверка токов срабатывания и возврата. Панель управления
программы приведена на рис. 12.11 и описана выше. К проверяемому
реле могут подводиться токи, соответствующие различным видам КЗ.
Регулировать токи можно либо с левого поля задания данных, либо с
помощью Прибора.
Управление токами с помощью поля задания данных. Левое поле зада-
ния данных (см. рис. 12.11) состоит из редактируемых полей, размещен-
ных в два ряда. Первоначально, когда не выбран вид КЗ, для редакти-
рования доступны токи всех трех фаз в диапазоне 0—10 (20) А и одно-
фазный ток в диапазоне 0—30 (60) А. В этом режиме можно задать любую
комбинацию токов фаз. При выборе любого вида КЗ указанные поля
становятся недоступными для редактирования. Об этом информирует
изменение фона полей (с синего на черный). Активным становится поле
«Ток аварии». Далее, в зависимости от выбранного вида КЗ, фазные зна-
чения изменяются по строго определенному закону. Вектор тока КЗ с
помощью левого поля ввода данных задается двумя значениями: моду-
лем и аргументом. Модуль соответствует действующему значению ве-
личины. Регулируемые токи отображаются на диаграмме.
Управление токами с помощью Прибора. Регулировка токов КЗ при
проверке токов срабатывания и возврата может осуществляться с по-
мощью амперметра, расположенного в середине верхней части экрана
(см. рис. 12.11). Регулировка происходит следующим образом.
С помощью mouse на поле задания данных выбирается регулируемое
значение тока КЗ: либо его модуль, либо его аргумент. При выборе мо-
дуля прибор «становится» амперметром, при выборе аргумента — из-
мерителем фазы. В зависимости от выбранного вида КЗ амперметр как
бы «подключается» на измерение следующих токов:
I — при трехфазных КЗ;
/дв - /А — ZB ““ ПРИ Двухфазных КЗ между фазами А и В\
/вс = ZB — Iq — то же между фазами В и С;
ZCA = /с — /А — то же между фазами Си А;
/А — при КЗ на землю фазы А;
/в — то же фазы В;
/с — то же фазы С.
530
Фаза, к которой подключается амперметр, индицируется на Приборе
символами красного цвета. Прибор имеет свое поле задания данных —
настройку. Это окна «Мин», «Шаг» и «Макс», расположенные в верх-
ней части Прибора, Непосредственная регулировка выбранного тока КЗ
в диапазоне от «Мин» до «Макс» с «Шагом» осуществляется при помо-
щи клавиш <=, =>, It, U, которые находятся в нижней части Прибора.
Диаграмма токов. Токи, которые подводятся к проверяемому реле,
отображаются на диаграмме (см. рис. 12.11). Масштаб на диаграмме по
току принимается равным 10 (20) А, по напряжению — 100 В.
Обнуление источников тока (напряжения). В левом нижнем поле ди-
аграммы (см. рис. 12.11) расположена клавиша Z, U ~ 0, при нажатии
которой устанавливается нулевое состояние всех источников тока (на-
пряжений).
Анализ результатов ручной проверки. В правой части Прибора (см.
рис. 12.11) имеются два поля, в которых отражаются токи (напряжения,
углы) срабатывания /ср (£7ср, фср) и возврата /вз (£/вз, (рвз) выбранного
контакта. В ходе проверки можно уменьшить «Шаг» и уточнить указан-
ные параметры. При этом фиксируются результаты последнего измере-
ния. Подобным образом можно проверить параметры срабатывания и
возврата по всем контактам, последовательно выбирая их.
В правой части экрана имеются два поля, в которых отражаются ре-
зультаты вычисления коэффициента возврата кв и погрешности сраба-
тывания реле 8 по результатам последнего измерения. Расчеты выпол-
няются в соответствии с выражениями:
I I -/ и и -и
к = J3L 5 = -----100 %; к = -^; 8= ср-- у 100 %,
В I I в и и
ср ср вр ср
где /у, иу — значение уставки соответственно по току и напряжению для прове-
ряемого реле, которое задается в поле задания уставок.
Ручная проверка напряжений срабатывания и возврата. Для про-
верки реле напряжения необходимо перенастроить панель управле-
ния. Это осуществляется с помощью клавиши А —> V в нижней пра-
вой части экрана (см. рис. 12.11) или меню программы. В пункте меню
«Режим» выбирается тип реле — «напряжение». При этом панель уп-
равления меняется под проверку реле напряжения. Работа пользова-
теля с этой панелью осуществляется аналогично описанной при про-
верке реле тока.
531
12.3. Автоматический контроль технического
состояния защит
Методы и средства технического обслуживания, рассмотренные выше,
оказываются малоэффективными в условиях значительного роста числа
установленных комплектов РЗ при сохранении, а в ряде случаев и сокра-
щении, численности обслуживающего персонала высокой квалифика-
ции. Особенно остро стоит вопрос технического обслуживания массо-
вых защит, уже находящихся в эксплуатации, и новых полупроводнико-
вых систем РЗ, выполненных на базе дискретной и интегральной
микроэлектроники, так как для них существующие методы и средства
ТО оказываются малопригодными. Действенным мероприятием по улуч-
шению технического обслуживания систем РЗ и повышению их надеж-
ности является автоматизация контроля их технического состояния. При
этом одновременно повышается достоверность и сокращается время ТО.
Автоматизированный контроль технического состояния может быть осу-
ществлен в виде функционального или тестового диагностирования.
При функциональном диагностировании объект контроля (релейная за-
щита) снабжается не менее чем тремя органами или ступенями, реагиру-
ющими на один и тот же вид КЗ в заданной зоне. Если при КЗ из трех
органов сработали только два, следовательно, третий — неисправен. Та-
ким образом, диагноз состояния в этом случае основывается на логичес-
кой обработке информации о реакции диагностируемого объекта на вход-
ные воздействия. При функциональном диагностировании входные воз-
действия не формируются специально. Они возникают в защищаемом
объекте самопроизвольно в заранее неизвестные моменты времени.
Рассматриваемый вид диагностирования является пассивным. Вход-
ные воздействия, содержащие проверяющий тест, являются случайны-
ми величинами. Проверки при этом осуществляются в заранее неизве-
стные моменты времени. Параметр потока проверок равен параметру
потока появления соответствующих входных воздействий. Так, напри-
мер, диагностирование релейной защиты можно осуществлять при по-
явлении рабочих воздействий, соответствующих режимам внутреннего
и внешнего короткого замыкания и режимам без КЗ.
Рассмотрим возможности функционального диагностирования на
примере двухступенчатой дистанционной защиты контактных сетей,
дополненной токовой отсечкой ТО и устройством телеотключения ТБ
(рис. 12.12, а). В первой ступени защиты 1СТ используется пусковой
532
a
Рис. 12.12. Структурная схема (а) и зоны действия (б) защиты контактной сети
орган П, измерительно-логический блок ИЛБ1 и логическая ячейка И,
Вторая ступень 2СТ содержит измерительно-логический блок ИЛБ2 и
реле времени РВ. Выходные сигналы ТО, первой и второй ступеней и
телеблокировки (телеотключения) ТБ через логическую ячейку L1 ИЛ И
поступают на выходной орган ВО защиты.
Зоны действия измерительно-логических блоков ИЛБ1, ИЛБ2 и ТБ
для защиты на выключателе Q1 приведены на рис. 12.12. 6. Полагаем,
что поток отказов аппаратуры ординарный, без последствий, вероят-
ность отказа двух и более блоков в интервале между проверками несо-
измеримо меньше вероятности отказа одного блока.
Неисправность нерезервированных блоков — ячейки L1, выходного
органа ВО, реле времени РВ, цепи управления выключателем обнару-
живается по состоянию сигналов на их входе и выходе. Для вынесения
7///////////////J
533
Рис. 12.13. Структурная схема системы тестово-
го диагностирования РЗ
решения об отказе изме-
рительно-логических
блоков рассматриваются
ситуации, в которых уча-
ствуют, по крайней мере,
три блока. При этом сра-
батывание двух из них
расценивается как отказ
срабатывания одного.
Соответственно ложным
или излишним срабаты-
ванием в этих условиях
является срабатывание
одного из трех блоков.
Так, при КЗ в точке К
должны сработать (если
исправны) токовая от-
сечка ТО, первая и вто-
рая ступени защиты. Если при отключении КЗ зафиксировано действие
только первой и второй ступеней защит, то делается вывод об отказе
ТО. Устойчивое ложное срабатывание измерительно-логических бло-
ков и пускового органа П выявляется также и по длительности нахож-
дения их в сработанном состоянии.
При тестовом диагностировании на вход релейной защиты в заранее
заданное время подаются специально сформированные (тестовые) вход-
ные воздействия, имитирующие тот вид аварийной или нормальной
ситуации, на которые она должна быть проверена. При этом вид тесто-
вого сигнала может быть сформирован специально для проверки защи-
ты либо на отказ срабатывания, либо на излишнее срабатывание, либо
на ложное срабатывание. Поскольку входные воздействия формируют-
ся искусственно, то такой вид диагностирования является активным.
Решения о состоянии защиты выносятся по результатам анализа ее ре-
акции на тестовые воздействия всех трех видов.
Диагностирование обычно производится при отключенных РЗ и за-
щищаемом объекте, однако его можно осуществлять и в процессе рабо-
ты РЗ по прямому назначению. Для этого необходимо обеспечить воз-
врат проверяемой РЗ, сработавшей от тестового воздействия раньше,
чем начнет действовать управляемой ею блок.
534
Принцип обнаружения дефектов в проверяемой аппаратуре защиты
при тестовом диагностировании с использованием инерционных свойств
проверяемых элементов заключается в подаче на вход РЗ трех (Хо, Хи, Хл)
тестовых воздействий (ТВ) и фиксации реакции на них защиты. Если РЗ
срабатывает от ТВ, то обеспечивается его немедленное снятие и возврат
проверяемого устройства РЗ в исходное состояние до того, как сработает
управляемый им блок (в данном случае исполнительный механизм ИМ).
Тестовые воздействия подаются поочередно. Каждое из них предназна-
чено для обнаружения дефектов, предрасполагающих к одному из видов
отказа функционирования: Хо — выявляет предрасположенность РЗ к
отказам срабатывания; %и, Хд — предрасположенность защиты соответ-
ственно к излишним и ложным срабатываниям.
Обобщенная структурная схема тестового диагностирования систе-
мы релейной защиты (рис. 12.13) состоит из источника информации
ИИ, собственно аппаратуры защиты (РЗ) и исполнительного механиз-
ма ИМ. РЗ включает в себя три функциональных блока: измеритель-
ную часть ИЧ, логическую часть ЛЧ и выходной орган ВО.
К системе диагностирования относятся блок управления БУ, триг-
геры контроля То, Ти, Тл, формирователи тестовых воздействий Fo, FH,
Рл, блок индикации БИ. Блок управления осуществляет включение триг-
геров контроля по заданной программе, а также может обеспечивать как
заданную периодичность, так и заданную полноту диагностирования.
Формирователи вырабатывают тестовые воздействия, имеющие задан-
ную длительность и параметры, соответствующие граничным значени-
ям уставки РЗ. Блок индикации осуществляет регистрацию, расшиф-
ровку и хранение результатов диагностирования.
В исходном состоянии все триггеры сброшены в состояние 0, тесто-
вые воздействия от формирователей на РЗ не поступают. Началом диаг-
ностирования служат сигналы: контроль ОС, контроль ИС или контроль
ЛС, поступающие от блока управления. При подаче команды «Контроль»
соответствующий триггер переключается в состояние 1 и возбуждает
формирователь, который и подаст тестовое воздействие на РЗ. При воз-
действии Хо, параметры которого соответствуют режиму внутреннего КЗ
защищаемого объекта, устройство РЗ должно сработать, если оно исправ-
но. При воздействиях Хи и Хл, соответствующих режиму внешнего КЗ и
без него, оно, если исправно, срабатывать не должно.
Во всех случаях при срабатывании выходного органа ВО на его вы-
ходе появляется сигнал У, который вызывает немедленное выключение
535
триггеров и формирователей тестовых воздействий. Подача тестового
воздействия прекращается, и устройство РЗ возвращается в исходное
состояние. По состоянию триггеров в период диагностирования бло-
ком индикации фиксируется исход каждой проверки и определяется
техническое состояние РЗ. Время существования сигнала У на выходе
РЗ при контроле не должно превышать пассивного времени исполни-
тельного механизма ИМ. Если tn — пассивное время исполнительного
механизма, при котором срабатывание последнего не происходит, то
надо обеспечить условие t < t , где Гу — определяется суммой време-
ни срабатывания и возврата последовательно включенных элементов
проверяемой РЗ, а также временем возврата блока контроля.
Одним из примеров защиты с встроенным блоком тестового диагнос-
тирования является защита БПЗк (см. рис. 8.36). При осуществлении
диагностирования ни ее, ни защищаемый фидер не надо выводить из ра-
боты. Подробное описание методов автоматического диагностирования
состояния РЗ и технических средств для этой цели дано в [124].
12.4. Модель надежности функционирования защит
и ее числовые оценки
Надежность является комплексной характеристикой, включаю-
щей в себя такие свойства, как безотказность, ремонтопригодность,
долговечность, сохраняемость. Для условий функционирования за-
щиты наиболее важным является безотказность — свойство непре-
рывно сохранять работоспособность в течение некоторого времени.
Под работоспособностью понимается состояние рассматриваемого
объекта, при котором он способен выполнять заданные функции, со-
храняя значения заданных параметров в пределах, установленных нор-
мативно-технической документацией. Применительно к релейной за-
щите работоспособность проявляется в сохранении (в пределах допус-
ков) таких свойств, как защитоспособность, быстродействие,
устойчивость функционирования. Нарушение работоспособности на-
зывается отказом.
Методы оценки показателей надежности зависят от принятых моде-
лей функционирования рассматриваемого устройства. Различают объек-
ты ремонтируемые и перемонтируемые. Перемонтируемые объекты ра-
ботают до первого отказа и не подлежат восстановлению. Работоспо-
собность ремонтируемых объектов после возникновения' отказа
536
подлежит восстановлению, после чего такие объекты продолжают ра-
боту. В свою очередь, ремонтируемые объекты делятся на невосстанав-
ливаемые в процессе работы и восстанавливаемые. К последним отно-
сятся такие, работоспособность которых в случае отказа подлежит вос-
становлению в рассматриваемой ситуации.
Неверные действия защиты в режиме дежурства могут быть вызва-
ны повреждениями аппаратуры и внешними факторами (электромаг-
нитными помехами в цепях питания, выбросами нагрузки за пределы
уставки, изменениями схемы питания и т.п.). Повреждения аппарату-
ры, сопровождающиеся неверными действиями защиты, в этом режи-
ме немедленно распознаются, поскольку попытки ее повторного вклю-
чения являются неуспешными. Неверные действия защиты, вызванные
внешними факторами, исправляются автоматическим повторным вклю-
чением. Таким образом, в режиме дежурства защита работает либо до
первого отказа, либо может иметь несколько отказов с практически
мгновенным восстановлением.
На релейную защиту устройств электроснабжения железных дорог
возложены ответственные функции, поэтому в большинстве случаев она
выполняется резервированной (многоступенчатые защиты, резервные
защиты, дальнее резервирование и т.п.). Следует отметить, что резерви-
рование защит не повышает, как правило, надежности их функциони-
рования в режиме дежурства. Оно используется для обеспечения безот-
казной работы в режиме тревоги. Отказ функционирования системы
защит в режиме тревоги из-за повреждения какого-либо блока имеет
малую вероятность, поскольку при КЗ на защищаемом объекте срабо-
тают другие ступени данной защиты или резервные защиты. Поэтому
резервированная система защит с поврежденным блоком (поскольку
такое повреждение не вызывает неправильных действий в режиме де-
журства) может продолжать функционировать до момента плановой
профилактики.
Это возможно, например, при неустойчивых повреждениях на за-
щищаемом объекте, при которых АПВ является успешным. В случае
устойчивого повреждения защищаемого объекта производится анализ
соответствия сработавших защит и вида повреждения и устанавливает-
ся таким образом факт исправности или неисправности блоков защи-
ты. Если будет установлено, что повреждение отключено не основны-
ми, а резервными защитами, то поврежденную основную защиту выво-
дят в ремонт. Таким образом, в режиме тревоги резервированная защита
537
может работать до первого отказа (всех или части ее блоков) либо до
момента планового профилактического ремонта.
Основные устройства системы электроснабжения железных дорог
как потребители первой категории резервируются (понижающие транс-
форматоры, преобразовательные агрегаты, трансформаторы собствен-
ных нужд, линии питания, высоковольтные выключатели и т.п.). Это
обстоятельство определяет методы ремонта и профилактики релейной
защиты. В процессе функционирования она, как правило, не ремонти-
руется. При обнаружении отказа того или иного блока зашиты при пла-
новой ее профилактике выключатель, привод которого управляется дан-
ной защитой, отключается и вся защита выводится из работы. Питание
системы электроснабжения в этом случае осуществляется с помощью
резервных цепей, снабженных своей защитой.
Процесс функционирования защиты является достаточно сложным,
разнообразным и может быть сведен к какой-либо модели лишь с изве-
стным, иногда весьма существенным приближением. В дальнейшему
будем полагать, что релейная защита, имеющая резервирование, отно-
сится к ремонтируемым невосстанавливаемым в процессе применения
объектам, отказ которых приводит к неверным действиям. Выведение в
ремонт защиты осуществляется при плановых профилактических ре-
монтах либо при обнаружении неверных действий, которые невозмож-
но исправить с помощью АПВ. Известны и другие модели функциони-
рования защиты [17].
В качестве показателей надежности для принятой модели функцио-
нирования используются: параметр потока отказов со (1/ч), вероятность
безотказной работы Рв течение времени Z, наработка на отказ Г(ч) [Ш].
Показатели надежности относят к отрезку времени, равному промежутку
между профилактическими ремонтами.
События, которые вызывают отказ релейной защиты, являются дос-
таточно редкими и их можно считать независимыми. Они образуют во
времени некоторую последовательность, называемую потоком событий.
Поток событий считается ординарным, если в каждый момент времени
может произойти лишь одно событие. Если число событий (отказов) в
любой промежуток времени не зависит от числа событий в предыду-
щий промежуток времени, то поток событий называется потоком без
последействия. Ординарные потоки без последействия являются пуас-
соновскими: вероятность PN того, что за время t наступит N событий,
для таких потоков:
538
—п
5
Ркт = ---е
N N\
где п — математическое ожидание (среднее значение) числа событий за проме-
жуток времени t = ~ / которое, в свою очередь, находят по параметру по-
тока событий со(0:
t
п = [(O(Z)J/.
t
(12.2)
Если параметр потока событий со(0 не зависит от времени, т.е.
со(/) = со - const, то поток событий называется стационарным. Стацио-
нарный пуассоновский поток носит название простейшего и для него:
п = соЛ
(12.3)
Отсюда следует, что параметр потока событий со (1/ч) характеризует
частоту их появления, т. е. среднее число событий за единицу времени, взя-
тое для рассматриваемого момента времени. Если каждое событие приво-
дит к отказу устройства, то со называют параметром потока отказов.
Для устройств автоматики и релейной защиты условия ординарности
и отсутствия последействия в большинстве случаев, как показывают на-
блюдения, практически выполняются. В то же время реальные потоки
событий, особенно отказы различного рода устройств и оборудования, в
общем случае нестационарны из-за сезонных изменений параметра по-
тока событий, связанных с воздействием на защищаемое оборудование,
например, грозы или гололеда. На практике период времени, за который
определяется мера надежности, равный промежутку между плановыми
профилактическими ремонтами, разбивается на отдельные сезоны, для
каждого из которых поток событий можно считать стационарным, а сле-
довательно, параметр потока событий — постоянным. Математическое
ожидание числа событий (например, отказов) за рассматриваемый пери-
од в этом случае находится по выражению:
d
С = 1
где сос — параметр потока событий в с-м сезоне;
/с — продолжительность с-го сезона;
d — число сезонов в рассматриваемом промежутке времени.
539
Условия функционирования защиты в режимах дежурства и трево-
ги, как уже отмечалось, существенно различны. Поэтому и показатели
надежности необходимо вычислять для каждого из режимов отдельно.
В дальнейшем будем придавать величинам, относящимся к режиму де-
журства, верхний индекс «д», а к режиму тревоги — верхний индекс «т».
Нижний индекс «с» присвоим величинам, относящимся к промежутку
времени (сезону) tc, в течение которого параметр потока событий при-
нимается постоянным.
Математическое ожидание (среднее значение) числа неверных дей-
ствий в режиме дежурства л-311, а также числа верных ятв и неверных ятн
действий в режиме тревоги на основании выражения (12.4) можно най-
ти следующим образом:
С=1 С=1
С=1 С=1
d d
итн =у„тн =уютн/
С л-J с с’
С = 1 С=1
(12.5)
где л, , лс , лс — математические ожидания чисел соответствующих дей-
ствий защиты за время Zc;
содн , о7в , со™ — параметры потоков рассматриваемых событий.
Если известны числа тех или иных действий данной защиты за про-
межутки времени /с, в течение которых можно считать их параметр по-
тока неизменным, то значение последнего вычисляют по формулам:
щдн = лдн// ; со™ - лтв /1 ; со™ = л™ /1 . (12.6)
с с ' с’ с с7 с’ с с'с v 7
Вероятность безотказной работы Р — это вероятность того, что за
рассматриваемый промежуток времени Гс не возникнет ни одного отка-
за. Приняв в выражении (12.1) N— 0, получим:
(12.7)
540
Для режимов дежурства и тревоги имеем:
Рт = ехр(- лтн).
(12.8)
Вероятность отказа Q защиты в течение того же времени t для соот-
ветствующих режимов:
0Д =1-Рд; 0Т =1-Рт.
(12.9)
Наработка на отказ (периодичность отказов) Т — это среднее значе-
ние (математическое ожидание) интервала времени между смежными от-
казами. Для пуассоновского потока имеет место следующее соотношение:
Т = t/n =
(12.10)
Наработка на отказ имеет важное значение для определения сроков
профилактики зашиты. Обычно периодичность профилактики прини-
мается в 5—10 раз меньше периодичности отказов.
Средняя периодичность неверных действий в режиме дежурства,
а также верных Тдв и неверных Гтн действий в режиме тревоги на ос-
новании выражения (12.10):
T^=t/n™\ T™=t/n™- (12.11)
К надежным относят обычно защиты, для которых в режиме тревоги
со™ < (0,1—0,6) Ю'5 1/ч, 7th > 20 лет и в режиме дежурства содн <
< (0,6—2,6) Ю”5 1/ч, Тдн >4,3 года.
12.5. Статистическая оценка надежности
функционирования защиты
Статистические оценки показателей надежности вычисляют на осно-
вании длительных наблюдений за выбранным числом защит, которые ра-
ботают и обслуживаются примерно в одинаковых и неизменных условиях.
В процессе эксплуатации наблюдаемые защиты проходят профилактичес-
кое обслуживание, а после отказов — их ремонтируют или заменяют. Вне
зависимости от числа ремонтов и замен защиту, установленную в данном
541
месте, считают за одну. Следовательно, можно сказать, что наблюдение
ведут за выбранным числом мест установки однотипных защит.
Сбор статистических данных следует производить отдельно для ре-
жима дежурства и для режима тревоги за определенное время t, равное,
например, промежутку времени между профилактическими ремонта-
ми. В течение этого времени выявляют следующие основные показате-
ли: число однотипных защит, за которыми ведется наблюдение N; дли-
тельность работы каждой из защит после ремонта (восстановления) до
появления отказа число защит, не имевших отказов в режиме трево-
ги, JVJ; то же в режиме дежурства N* ; число повреждений на защища-
емых объектах, которые должны были вызвать срабатывание защиты
Лпов> число верных действий защиты в режиме тревоги «та; то же, со-
провождавшихся ущербом п™ ; число неверных действий (отказов) за-
щиты в режиме тревоги п™; число неверных (ложных) действий защи-
ты в режиме дежурства из-за повреждения аппаратуры защиты ;
число неверных (ложных) действий защиты в режиме дежурства из-за
помех, выбросов нагрузки за пределы уставки и неустановленных при-
чин «дн ; число неверных (излишних) действий в режиме дежурства,
вызванное внешними КЗ (неселективное действие) идн .
Вероятность безотказной работы для режимов дежурства (индекс «д»)
и тревоги (индекс «т») за время t вычисляют по формулам:
Рд = N*/N ; Рт = N^/N .
(12.12)
Параметр потока отказов в общем случае в течение времени t мо-
жет изменяться. Известно, например, что в грозовой период число
повреждений оборудования увеличивается. Поэтому заданное время
t целесообразно разделить на 4—12 интервалов (сезонов) /с и для каж-
дого интервала находить свое значение параметра потока отказов по
формуле
®с = Пс ^Ntc^
(12.13)
где пс — число событий данного вида (например, неверных действий в режиме
тревоги и т.п.) за интервал времени tc.
Многолетние наблюдения за устройствами релейной защиты пока-
зывают, что во многих случаях параметр потока отказов защиты срав-
нительно слабо зависит от времени и в первом приближении его можно
считать постоянным. В этом случае параметры потока неверных дей-
542
ствий в режимах дежурства и тревоги находят по выражениям:
содн = лдн /(Nt); (0th = итн /(Nt). (12.14)
При постоянных величинах параметра потоков неверных действий
периодичность неправильных действий защиты равна:
Тдн — 1 / <х>дн =Nt/n™ ; Г™ =1/0™ = Nt / п™ . (12.15)
Остальные сведения используют для определения показателей эф-
фективности функционирования защиты, а также для вычисления па-
раметров потоков тех или иных наблюдаемых событий. В последнем
случае применяют формулу (12.13).
Релейная защита относится к надежным устройствам, поэтому даже
при длительном наблюдении отказы, особенно в режиме тревоги, проис-
ходят редко или вообще не наблюдаются. При малом числе отказов оценка
показателей надежности по приведенным формулам недостаточно дос-
товерна. В таких случаях определяют интервальные оценки искомых па-
раметров, т.е. границы, в которых с требуемой доверительной вероятнос-
тью (надежностью) у = 1 - а находится истинное значение рассматри-
ваемого показателя при данном объеме выборки. Вероятность а
называется уровнем значимости. Предполагается, что событиями (вели-
чинами), имеющими вероятность менее а, можно пренебречь. Для ре-
лейной защиты уровень значимости принимают обычно от 0,01 до 0,05.
Пусть, например, А — искомый показатель надежности, а А* — зна-
чение этого показателя, вычисленное на основании данных статисти-
ческих наблюдений. Интервальная оценка показателя А определяется
соотношением:
Р[А*-8< А< А* + 8] = у, (12.16)
где А*-5 , А*+ 8 — соответственно нижняя и верхняя границы интервальной
оценки параметра А.
Выражение (12.16) следует понимать так, что показатель А с вероят-
ностью у находится внутри интервала (А*—8,А*+ 8).
Для оценки надежности многих устройств автоматики, в том числе
и релейной защиты, часто используют так называемое экспоненциаль-
ное распределение вероятности безотказной работы и периодичности
неправильных действий (наработки на отказ), при котором параметр
потока отказов полагают постоянным. В этом случае доверительные
границы для вероятности безотказной работы в данном режиме (трево-
543
ги или дежурства) и в заданном интервале наработки (0, определя-
ются соотношением:
(12.17)
где — сумма наработок испытываемых объектов, ч;
— заданный интервал времени (обычно — один год), ч;
Х„ > Хв “ квантили -распределения соответственно для нижней и верх-
ней границ доверительного интервала, значение которых находится по табл. 12^4
в зависимости от числа степеней свободы к и вероятности Р. Для квантиля х„
полагают Рн - 0,5(1— у); для квантиля Хв принимают Рв = 0,5(1 + у); число
степеней свободы принимают равным к = 2г, где г — общее число наблюдав-
шихся отказов.
Для интервальной оценки периодичности неправильных действий
служит неравенство:
271/%2 <Т<2Гт/х2.
S ' Лн Е ' Лв
(12.18)
Величину суммы наработок испытываемых объектов вычисляют
в зависимости от плана испытаний. План испытаний, в котором отка-
завшие объекты не заменяются новыми, обозначается буквой Б. Если
же в процессе испытаний отказавшие объекты заменяются новыми, то
такой план испытаний обозначают буквой В. Пусть проводятся испы-
тания N объектов. Испытания прекращаются после накопления опре-
деленного числа г отказов. Для плана Б суммарную наработку вычисля-
ют по формуле:
\ - ZЛ-'''-'+1»,,
/=1
(12.19)
[r<JV],
где / — номер испытуемого объекта;
— время наработки до отказа /-го испытуемого объекта, ч;
tr — время наработки до отказа последнего (r-го) отказавшего объекта, ч.
Если в процессе испытаний каждый отказавший объект заменяется
новым (план В), то используют формулу
7L = Nt .
Е г
(12.20)
Средняя наработка на отказ для плана Б при условии, что испыта-
ния ведутся до отказа всех объектов (r = N), равна:
544
Таблица 12.4
к Квантили распределения хи-квадрат при вероятности Р
0,995 0,990 0,975 0,950 0,900 0,800 0,700 0,500 0,300 0,200 0,100 0,050 0,020 0,010 0,005 0,001
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12 13 14 15 16 17
1 0,39 х хЮ-4 0,16х хЮ’3 0,98 х х10~3 0,39 х хЮ-2 0,016 0,064 0,148 0,455 1,07 1,64 2,71 3,84 5,42 6,63 7,88 10,8
2 0,010 0,020 0,051 0,103 0,211 0,446 0,713 1,39 2,41 3,22 4,61 5,99 7,78 9,21 10,6 13,8
3 0,072 0,115 0,216 0,352 0,584 1,00 1,42 2,37 3,67 4,64 6,25 7,81 9,80 11,3 12,8 16,3
4 0,207 0,297 0,484 0,711 1,06 1,65 2,19 3,36 4,88 5,99 7,78 9,49 11,7 13,3 14,9 18,5
5 0,412 0,554 0,831 1,15 1,61 2,34 3,00 4,35 6,06 7,29 9,24 11,1 13,4 15,1 16,7 20,5
6 0,676 0,872 1,24 1,64 2,20 3,07 3,83 5,35 7,23 8,56 10,6 12,6 15,0 16,8 18,5 22,5
7 0,989 1,24 1,69 2,17 2,83 3,82 4,67 6,35 8,38 9,80 12,0 14,1 16,6 18,5 20,3 24,3
8 1,34 1,65 2,18 2,73 3,49 4,59 5,53 7,34 9,52 11,0 13,4 15,5 18,2 20,1 22,0 26,1
9 1,73 2,09 2,70 3,33 4,17 5,38 6,39 8,34 10,7 12,2 14,7 16,9 19,7 21,7 23,6 27,9
10 2,16 2,56 3,25 3,94 4,87 6,18 7,27 9,34 11,8 13,4 16,0 18,3 21,5 23,2 25,2 29,6
11 2,60 3,05 3,82 4,57 5,58 6,99 8,15 10,3 12,9 14,6 17,3 19,7 22,6 24,7 26,8 31,6
12 3,07 3,57 4,40 5,23 6,30 7,81 9,03 11,3 14,0 15,8 18,5 21,0 24,1 26,2 28,3 32,9
13 3,57 4,11 5,01 5,89 7,04 8,63 9,93 12,3 15,1 17,0 19,8 22,4 25,7 27,7 29,8 34,5
14 4,07 4,66 5,63 6,57 7,79 9,47 10,8 13,3 16,2 18,2 21,1 23,7 26,9 29,1 31,3 36,1
15 4,60 5,23 6,26 7,26 8,55 10,3 11,7 14,3 17,3 19,3 22,3 25,0 28,3 30,6 32,8 37,7
16 5,14 5,81 6,91 7,96 9,31 11,2 12,6 15,3 18,4 20,5 23,5 26,3 29,6 32,0 34,3 39,3
18 6, 26 7,01 8,23 9,39 10,9 12,0 14,4 17,3 20,6 22,8 26,0 28,9 32,5 34,8 37,2 42,3
20 7,43 8,26 9,59 10,9 12,4 14,6 16,3 19,3 22,8 25,0 28,4 31,4 35,0 37,6 40,0 45,3
LA
<5\
Окончание табл. 12.4
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
22 8,64 9,54 11,0 12,3 14,0 16,3 18,1 21,3 24,9 27,3 30,8 33,9 37,7 40,3 42,8 48,3
24 9,89 10,9 12,4 13,8 15,7 18,1 19,9 23,3 27,1 29,6 33,2 36,4 40,4 43,0 45,6 51,2
26 11,2 12,2 13,8 15,4 17,3 19,8 21,8 25,3 29,2 31,8 35,6 38,9 42,9 45,6 48,3 54,1
28 12,5 13,6 15,3 16,9 18,9 21,6 23,6 27,3 31,4 34,0 37,9 41,3 45,5 48,3 51,0 56,9
30 13,8 15,0 16,8 18,5 20,6 23,4 25,5 29,3 33,5 36,3 40,3 43,8 48,0 50,9 53,7 59,7
35 17,2 18,5 20,6 22,5 24,8 27,8 30,2 34,5 38,9 41,8 46,1 49,9 53,7 57,3 60,3 66,6
40 20,7 22,2 24,4 26,5 29,1 32,3 39,4 39,5 44,2 47,3 51,8 55,8 59,9 63,7 66,8 73,4
45 24,3 25,9 28,4 30’, 6 33,4 36,9 39,6 44,5 49,5 52,7 57,5 61,7 66,0 70,0 73,2 80,1
50 28,0 29,7 32,4 34,8 37,7 41,4 44,3 49,5 54,7 58,2 63,2 67,5 72,0 76,2 79,5 86,7
55 31,7 33,6 36,4 39,0 42,1 46,0 49,1 54,5 60,0 63,6 68,8 73,3 78,0 82,3 85,7 93,2
60 35,5 37,5 40,5 43,2 46,5 50,6 53,8 59,5 65,2 69,0 74,4 79,1 84,0 88,4 92,0 99,6
65 39,4 41,4 44,6 47,4 50,9 55,3 58,6 64,5 70,5 74,4 80,0 84,8 89,0 94,4 98,1 106,0
70 43,3 45,4 48,8 51,7 55,3 59,9 63,3 69,5 75,7 79,7 85,5 90,5 95,8 100,4 104,2 112,3
75 47,2 49,5 52,9 56,1 59,8 64,5 68,1 74,5 80,9 85,1 91,1 96,2 101,8 106,4 110,3 118,6
80 51,2 53,5 57,2 60,4 64,j 69,2 72,9 79,5 86,1 90,4 96,6 101,9 107,6 112,3 116,3 124,8
85 55,2 57,6 61,4 64,7 68,8 73,9 77,7 84,5 91,3 95,7 102,1 107,5 113,4 118,2 123,3 131,0
90 59,2 61,8 65,6 69,1 73,3 78,6 82,5 89,5 96,5 101,1 107,6 113,1 119,1 124,1 128,3 137,2
95 63,2 65,9 69,9 73,5 77,8 83,2 87,3 94,5 101,7 106,4 113,0 118,8 124,9 130,0 134,2 143,3
100 67,3 70,1 74,2 77,9 82,4 87,9 92,1 99,5 106,9 111,7 118,5 124,3 130,6 135,8 140,2 149,4
T^T/N. (12.21)
/=1
Для плана В среднюю наработку на отказ вычисляют по формуле
Т ^trN /(г-1). (12.22)
В общем случае среднее значение средней наработки на отказ дан-
ного вида (отказ при КЗ, излишнее или ложное срабатывание)
ГСР =2rs/Xcp’ (12-23)
ир up
2 2
где % — среднее значение % , определяемое по табл. 12.4 при к = 2ги Р= 0,5.
Среднее значение параметра потока неверных действий данного вида
(12.24)
Аппаратура релейной защиты является высоконадежной, поэтому
даже при испытаниях большого числа устройств за длительное время
может не произойти отказа. Если в течение времени наблюдения за
объектами в данном режиме не было зафиксировано ни одного отказа,
то нижние границы вероятности безотказной работы и периодичности
неправильных действий вычисляются по следующим выражениям:
(12.25)
в которых квантиль %0 находят по табл. 12.4 при к = 2 и = 1 —
Пример 12.1. В эксплуатации наблюдается пять реле тока. Регистриро-
вались отказы в режиме дежурства. Наблюдение за каждым реле осуществ-
лялось до первого неверного действия — отказа (план Б). Время до первого
отказа (время наработки) распределилось, как указано в табл. 12.5.
Таблица 12.5
Номер реле 1 2 3 4 5
Время наработки, ч 15 500 18 000 19 000 22 000 25 000
547
Среднее время наработки для плана Б при г — Лнаходим по формуле (12.21):
N
ГДН =2Л/# = (15 500 + 18 000 + 19 000 + 22 000 + 25 000)/5 =110 500/5 =
/=1
= 22 100ч.
Суммарную наработку находим по формуле (12.19) при г = N: =
= 110 500 ч.
Для определения доверительного интервала, в котором находится зна-
чение Т®1 задаемся доверительной вероятностью у = 0,99. Число степеней
свободы равно к = 2г = 2 • 5 = 10. Находим значения вероятностей Рн и Ръ
для нижней и верхней границ доверительного интервала:
Рн = 0,5(1 - у) = 0,5(1—0,99) = 0,005;
Рв = 0,5(1+у) = 0,5(1+0,99) = 0,995.
По табл. 12.4 находим: х„ = 25,2; = 2,16. Подставляем эти значения
в формулу (12.18):
2-110500 < гдН < 2-110500
25,2 < < 2,16
8770 < Т^< 102 300.
Таким образом, с вероятностью 0,99 наработка реле тока на отказ может
находиться в интервале от 8770 до 102 300 ч.
Среднее значение параметра потока неверных действий находим по
формуле (12.24):
О)дн = 1 / Тдн = 1 / 22100 = 4,52 • 10“5 1/ч.
Пример 12.2. В эксплуатации находится N — 20 однотипных защит. От-
казов в режиме тревоги за время = 8760 ч не было. Определить нижние
границы вероятности безотказной работы и наработки на отказ при дове-
рительной вероятности у = 0,95.
Для вычисления искомых величин используем выражения (12.25). При
числе степеней свободы к = кц = 2 и вероятности = 1 — у = 1 — 0,95 = 0,05
по табл. 12.4 находим Xq = 5,99. Сумма наработок наблюдаемых защит
Т™ = Nt — 20-8760 = 175 200 ч. Вычисляем величины:
2. Г
= 5,99-8760 = 98
2ГТ 2 -175 200
--0,1498
С
= 0,861;
Хо
2-175 200
5,99
= 58 500
548
На основании выражений (12.25) делаем вывод, что с доверительной веро-
ятностью 0,95 вероятность безотказной работы испытуемых защит превышает
значение Р™ = 0,861, а наработка на отказ — больше величины 7th = 58 500 ч.
12.6. Аппаратурная надежность
В зависимости от характера и устойчивости нарушения, вызванного
изменением соответствующего параметра защиты, отказы подразде-
ляются на внезапные и постепенные. Внезапные отказы возникают в
результате скачкообразного изменения одного или нескольких парамет-
ров устройства и обусловлены в основном несовершенством техноло-
гии изготовления элементов и устройства в целом, а также несовершен-
ством эксплуатации. Постепенным называется отказ, возникающий в
результате постепенного изменения во времени значений одного или
нескольких основных параметров устройства. Эти отказы проявляются
обычно при неблагоприятных условиях работы устройства, например,
при изменении теплового и электрического режимов аппаратуры и т.д.
Такие меры, как расчет параметров схем по наихудшему сочетанию с
учетом старения и регулярная профилактическая проверка аппарату-
ры, позволяют не учитывать этот вид отказа в дальнейшем.
Аппаратуру релейной защиты можно представить состоящей из от-
дельных функциональных блоков, которые в процессе функциониро-
вания защиты не ремонтируются. Для оценки внезапных отказов аппа-
ратуры автоматики, в том числе и релейной защиты, применяют обыч-
но показательный (экспоненциальный) закон распределения времени
безотказной работы (наработки до отказа):
(12.26)
где Р — вероятность того, что в интервале времени (0, t) отказа не возникнет;
X(Z) — интенсивность отказов или условная плотность вероятности возник-
новения отказа (1/ч), определяемая для рассматриваемого момента времени при
условии, что до этого момента отказ не возник.
Выражение (12.26) носит название вероятности безотказной работы
или функции надежности. периода нормальной работы аппаратуры
автоматики интенсивность отказов считают величиной постоянной:
X(/) = A = const. При этом значения интенсивности отказов и параметра
потока отказов совпадают Л = со, а выражение (12.26) принимает вид:
549
Р = exp(-Xr) = е .
(12.27)
Каждый блок может находиться либо в исправном состоянии, либо
в состоянии отказа. Два этих состояния образуют полную группу воз-
можных событий, поэтому вероятность появления отказа Q в течение
промежутка времени (0, f) или функция ненадежности равна:
е = = (12.28)
Различают два вида отказов: ложное несрабатывание и ложное сраба-
тывание. Под отказом «ложное несрабатывание» для функционального
блока будем понимать такое его состояние, когда блок находится в поло-
жении «не сработал» в то время, как сигналы на его входе соответствуют
требованию «необходимо сработать». Под отказом вида «ложное сраба-
тывание» будем понимать такое состояние функционального блока, при
котором блок находится в положении «сработал», в то время как сигналы
на его входе соответствуют требованию «срабатывать не надо». Требова-
ние «необходимо сработать» по принятой терминологии соответствует
режиму тревоги для данного функционального блока, а требование «сра-
батывать не надо» соответствует для него режиму дежурства.
В соответствии с этим отказы функционального блока вида «ложное
несрабатывание» будем называть отказами в режиме тревоги, а отказы
вида «ложное срабатывание» — отказами в режиме дежурства. Для ап-
паратуры автоматики принимают, что отказы обоих видов распределе-
ны по экспоненциальному закону, независимы друг от друга, а соотно-
шение между ними постоянно и с течением времени не меняется. В этом
случае вероятность безотказной работы для режимов тревоги Рт и де-
журства функционального блока имеют вид:
2’T=l-QT=eX^; Рд = 1 ~СД = е (12.29)
где QT, Q4 —- вероятности отказов функционального блока соответственно в
режимах тревоги и дежурства за рассматриваемый промежуток времени;
\\ интенсивности отказов этого блока соответственно для режи-
мов тревоги и дежурства, которые полагаются известными.
Пример вычисления интенсивности отказов функциональных бло-
ков релейной защиты приведен в [29].
Вероятность безотказной работы аппаратуры релейной защиты, со-
стоящей из многих функциональных блоков, может быть найдена ме-
550
тодом расчета по последова-
тельно-параллельным логичес-
ким схемам [111]. Представим
защиту в виде обобщенной
структурной схемы (рис. 12.14),
на которой показаны логичес-
кие связи между отдельными ее
блоками. Рис. 12.14. Структурная схема релейной
Структурная схема релей- зашиты
ной защиты состоит из систе-
мы функциональных блоков Al, А2, ..., Аг, ..., A/и, образующих логи-
ческое параллельное нагруженное соединение, и блока АО, образую-
щего с системой предыдущих блоков основное (последовательное)
соединение.
Защита сохраняет работоспособность, пока работоспособен блок АО и
хотя бы один из параллельно включенных блоков Al, А2,Аль Послед-
ние представляют собой защиты (или их измерительно-логические бло-
ки), установленные на данном защищаемом объекте; например, токовая
отсечка, дистанционные защиты первой, второй и третьей ступеней, теле-
блокировка и т.п. Каждый из этих функциональных блоков в свою очередь
состоит из ряда узлов с основным соединением — измерительная схема,
схема сравнения, логический орган и др. Блок АО содержит основное со-
единение таких узлов, повреждение каждого из которых приводит к от-
казу всей защиты (измерительные цепи, включая измерительные транс-
форматоры и первичные датчики, выходной орган защиты, источник и
цепи питания оперативного тока, высоковольтный выключатель и т.п.).
Вероятность безотказной работы аппаратуры, состоящей из к бло-
ков, соединенных логически последовательно:
к
^пс ~ “ 11 ?j ~
7=1
к
к
= ехр(-к.f) = exp -к. ,
(12.30)
где Ppkj — соответственно вероятность безотказной работы и интенсивность
отказов у-го блока.
При высокой надежности блоков (к. « 1) можно принять ехр(-Х^7) =
= 1 -к ,t, тогда используют приближенную формулу:
551
к к
(12.31)
Вероятность отказов за время t аппаратуры, состоящей из т блоков,
образующих параллельное нагруженное соединение:
т
0пр=01б2...0г....бт=Пе,.; (12.32)
(=1
где 0; — вероятность отказа /-го блока за время наработки t.
Вероятность безотказной работы системы т таких блоков:
т т
^=1-е„р=‘-Пе, = 1-П<1-Л>- <,2-33>
/ = 1 7 = 1
При высокой надежности блоков (X . « 1) используют приближен-
ные выражения:
т т
е„рэ'"П\; ,|234>
/=1 1=1
Вероятность безотказной работы аппаратуры, состоящей из блоков,
имеющих параллельное и основное соединение:
Р = Р Р (12.35)
ПС пр *
Применительно к схеме, приведенной на рис. 12.3:
где PQ = Рпс — функция надежности блока АО;
Pr , Qr — соответственно вероятность безотказной работы и вероятность
отказа блока г
Выражение (12.36) справедливо для того случая, когда повреж-
дение на рассматриваемом объекте находится в зоне чувствитель-
ности всех функциональных блоков, соединенных на рис. 12.14 па-
раллельно. Если же повреждение на защищаемом объекте находит-
552
ся вне зоны действия части блоков защиты, то в выражении (12.36)
вероятности безотказной работы этих блоков принимаются равны-
ми нулю (соответственно, вероятности отказов приравниваются
единице).
При вычислении вероятности безотказной работы аппаратуры по
выражению (12.36) необходимо учитывать режим работы защиты. В ре-
жиме дежурства, когда защита срабатывать не должна, отказ какого-либо
из функциональных блоков вида «ложное несрабатывание» (обрыв) не
вызывает ложного отключения выключателя, т.е. не приводит к невер-
ному действию защиты. Отказ же вида «ложное срабатывание» приво-
дит к ложному отключению объекта. В режиме тревоги, когда защита
должна сработать, отказ вида «ложное несрабатывание» вызывает лож-
ное неотключение объекта и развитие аварии, в то время как отказ вида
«ложное срабатывание» вызывает верное действие защиты. В связи с
этим вероятность безотказной работы защиты для режимов дежурства
и тревоги необходимо вычислять для каждого из режимов отдельно по
показателям надежности функциональных блоков Рг и Рд, определяе-
мых выражениями (12.29).
К надежным относят защиты, для которых за интервал времени, рав-
ный году, вероятность безотказной работы аппаратуры в режиме трево-
ги Рт > (0,95—0,99) и в режиме дежурства Рд > (0,8— 0,95).
Пример 12.3. Защита фидера контактной сети (см. рис. 12.14) состо-
ит из следующих блоков: токовая отсечка ТО (А1), дистанционная за-
щита первой ступени Д31 (А2), дистанционная защита второй ступени
(резервная) Д32 (АЗ) и выходной орган ВО (АО). Интенсивности отка-
зов вида «ложное несрабатывание» и «ложное срабатывание» принима-
ются одинаковыми и равными соответственно: ^то = 5,7-10“6 1/ч;
Лдз1 =7,61-10-6 l/ч; АД32 = 11.42-10-6 1/ч; Лво = 4,5710~6 1/ч. Оп-
ределить вероятность безотказной работы в течение 1 года (t = 8760 ч)
защиты в режиме тревоги для зоны, находящейся за пределами зоны
действия ТО (токовой отсечки), и в режиме дежурства.
Для режима тревоги логическая схема защиты соответствует рис. 12.14
и в этом режиме рассматриваются отказы вида «ложное несрабатыва-
ние». Защита сработает при КЗ, если работоспособен блок ВО и хотя
бы один из блоков Д31 и Д32 (блок ТО не учитывается, так как рассмат-
ривается КЗ за пределами зоны его действия).
Вероятность того, что хотя бы один из двух (т = 2) блоков ДЗ1 и Д32
исправен, находим по формуле (12.34):
553
Рт = 1-^Пх = 1-/2(ЛГ1_1Лгг,,) =
пр 1Л i v Д31 Д32'
/-1
= 1-87602(7,61-10~6 11,42 •10"€) = 0,993 •
Вероятность того, что за тот же промежуток времени блок ВО будет
исправен,
Рт = 1 - = 1 - 8760 4,57 • 10~б = 0,96 .
пр ВО ’
Вероятность срабатывания защиты, состоящей из блоков Д31, Д32
и ВО, в режиме тревоги в течение года вычисляем по формуле (12.36):
Рт = рт рт = 0 96.0 993 = 0 953
пр rrtl 7 2 J •
В режиме дежурства рассматриваются отказы вида «ложное срабаты-
вание». При таком виде отказа защита ложно сработает, если произойдет
отказ в любом из блоков ТО, Д31, Д32, ВО, поэтому для режима дежур-
ства все эти блоки оказываются соединены последовательно. Вероятность
безотказной работы для t = 8760 ч находим по формуле (12.31):
к
= ^пс = 1 ” = 1 ” Z^TO + ^Д31 + ^Д32 + ^ВО =
7=1
= 1—8760(5,7-10-6+7,61-10-6+11,42’10'6+4,57’10-6) = 0,743.
12.7. Прогнозирование числа неверных действий защиты
Прогнозирование числа неверных действий защиты необходимо для
вычисления показателей надежности функционирования (см. п. 12.4) и
показателей эффективности функционирования защит (см. п. 1.4).
Число КЗ лпов или параметр потока КЗ w*. на защищаемом объекте
принимается по данным статистических наблюдений на аналогичных
устройствах. Так, на фидерах контактной сети постоянного тока число
КЗ в год составляет 20—60, на фидерах контактной сети переменного
тока 60—80, а в ряде случаев (с учетом неуспешных действий АПВ) до-
ходит до 100.
554
Среднее значение за год параметра потока КЗ для контактной
сети находится в интервале (2,3—11,4) 10‘3 1/ч.
Достоверная статистика числа событий, приводящих к неверным дей-
ствиям (ложным и излишним срабатываниям) защиты систем электро-
снабжения транспорта в режиме дежурства, практически отсутствует. Па-
раметр потока таких действий содн может быть весьма ориентировочно
оценен диапазоном (0,6—6)10""4 1/ч. Интенсивность отказов Л одной
ступени современных защит оценивается величиной (0,2—6) 10”4 1/ч.
Защита энергетических объектов, в том числе и фидеров контактной
сети, выполняется многоступенчатой. В ответственных объектах на КЗ в
любой точке должно реагировать не менее двух защит или ступеней защит.
Общие сведения о неверных действиях ступеней защиты. В процессе
функционирования защиты ее состояние может измениться: в исправ-
ной ступени защиты в какой-либо случайный момент времени возника-
ет повреждение. Если это повреждение имеет вид «ложное срабатыва-
ние», то защита сразу срабатывает при отсутствии КЗ на защищаемом
объекте. Более опасен вид повреждения «ложное несрабатывание». С та-
ким повреждением ступень защиты не срабатывает даже в том случае,
если на защищаемом объекте появляется КЗ. Протекающий во времени
процесс смены состояний ступени защиты, в которой возникает повреж-
дение вида «ложное несрабатывание» (отказ), показан на рис. 12.15.
В интервале времени Го j = ступень была работоспособна (исправ-
на). В момент времени tx произошел отказ (показано кружочком на оси
времени) и в интервале времени Т - t2~t\ ступень защиты была не-
исправна (неработоспособна). В момент времени /2 неисправность сту-
пени была каким-либо образом обнаружена и ее исправность восста-
новлена (путем ремонта, замены, включения резервной защиты и т.п.).
Восстановленная сту-
пень функционировала в
исправном состоянии в
течение интервала вре-
мени То 2. В момент вре-
мени t3 снова наступил
отказ ступени и она не
функционировала в ин-
тервале времени Тв 2 до
момента ее восстановле-
ния и т.д.
Рис, 12.15, Процесс смены состояний
555
Интервалы времени То р TQ 2, •••, TQi (наработки на отказ) и интер-
валы времени Тъ р 7В 2, •••, Тв / (время восстановления) являются слу-
чайными величинами. Если КЗ возникнет в интервалах времени Тъ р
Тъ 2, т° ступень защиты не сработает. Случайный интервал вре-
мени между очередными отказами в моменты и равен =
= Тв j + Tq 2 . В модели функционирования релейной защиты принима-
ют, что распределения этих величин являются экспоненциальными. При
достаточно длительном процессе функционирования защит наработка
на отказ и время восстановления характеризуются их средними значе-
ниями (математическими ожиданиями) TQ и Тв:
Т = 1 / X •
о ' ’
воз
(12.37)
где X — интенсивность отказов ступени, 1/ч;
^воз ~ параметр потока требований функционирования (параметр пото-
ка возмущений), 1/ч.
Отношение
(12.38)
X = О — воз
г Т +Т СО -+
о в воз
носит название коэффициента готовности. Этот коэффициент равен
математическому ожиданию доли времени в среднем интервале между
очередными отказами, в течение которого ступень защиты находится в
работоспособном состоянии. Величина
(12.39)
носит название коэффициента неготовности. Этот коэффициент равен
математическому ожиданию доли времени, в течение которого ступень
находится в неработоспособном состоянии. Его можно трактовать как
вероятность того, что ступень окажется неработоспособной в произволь-
ный момент времени, когда требуется ее использование по назначению.
Для устройств релейной защиты обычно Л «со
К .
н ' воз
воз
В этом случае
Математическое ожидание (среднее значение) числа неверных дей-
ствий одной ступени защиты в течение времени t равно произведению
числа возмущающих факторов за это время со на вероятность того,
что ступень находится в неработоспособном состоянии:
556
п
н
1
= со
воз
tK
н
co Л/
воз
СО
воз
(12.40)
При Л «совоз имеем = Хг.
Неверные действия ступени защиты при периодической проверке рабо-
тоспособности, Уменьшения коэффициента неготовности (снижения
числа неверных действий), т.е. повышения надежности ступени, мож-
но достичь за счет снижения интервала времени 7В. Это обеспечивает-
ся путем достаточно частых проверок исправности (работоспособнос-
ти). Чем чаще проверки, тем меньше вероятность неверных действий.
Однако, учитывая огромное число защит, находящихся в эксплуатации,
частые проверки возможны только при их автоматизации или оборудо-
вании защит устройствами самодиагностики. Будем считать далее, что
проверки проводятся настолько часто, что вероятность появления бо-
лее одного возмущающего фактора между очередными проверками пре-
небрежимо мала.
Обозначим интервал времени между очередными проверками Тп и
будем считать, что время восстановления Тц по сравнению с временем
Тп пренебрежимо мало. Отказ защиты в интервале времени Гп зависит
от двух событий. Одно из них заключается в том, что в некоторый мо-
мент времени появился возмущающий фактор (например, КЗ). Другое
событие заключается в том, что в этот момент времени рассматривае-
мая ступень защиты оказалась неисправной. Эти события являются слу-
чайными и независимыми. Поскольку они оба влияют на конечный
результат, то образуют систему. Каждое из этих событий может характе-
ризоваться некоторой случайной величиной и ее вероятностью. Веро-
ятность появления возмущающего фактора не зависит от вероятности
появления неисправности ступени защиты.
Вероятность 2“ неверного действия защиты за время Тп равна про-
изведению вероятности КЗ Рвоз на условную вероятность Gy того, что
к моменту КЗ защита была неисправна. Вероятность возникновения КЗ
за время Тп равна Рвоз - %03 Тп. Условная вероятность отказа защиты
Т
п
бу = Моз ^dt’ (12.41)
о
где Q — вероятность отказа аппаратуры защиты;
рВ03 — плотность распределения вероятности возмущающего фактора.
557
Вероятность Q отказов определяется выражением (12.28). Релейная
защита относится к объектам высокой надежности и при « TQ , где
То — периодичность отказов, имеет место соотношение е~^ = 1 - X/,
поэтому Q ~ X/. Будем считать, что вероятность возмущающего фак-
тора в интервале времени О— Тп распределена по закону равномерной
плотности. Это означает, что появление возмущающего фактора в лю-
бой момент времени в принятом интервале имеет одинаковую вероят-
ность, т.е. />воз(0 = 1 / Г . В этом случае из (12.41) получаем:
Вероятность неверного действия защиты за время Тп
Q"=P QK =(а Т (0.5ХТ ) = 0,5Хш Тг. (12.42)
ВОЗ^У ВОЗ nV ’ П7 ’ ВОЗ П
Математическое ожидание числа неверных действий одной ступени
защиты
п
н
1
= 0HZ/T = 0,5Хсо
1 п ’ воз
Т Z.
п
(12.43)
Сравнивая выражения (12.40) и (12.43), можно сделать вывод, что
автоматизированный контроль будет эффективен (снизит число невер-
ных действий защиты), если имеет место неравенство Тп/2 < 1/(<овоз + X).
Отсюда следует, что периодичность контроля Гп должна отвечать ус-
ловию:
Т <----?---
П"КзЧоз+Х)’
(12.44)
где к3 — коэффициент запаса, принимаемый равным 5+10 или больше.
Пример 12.4. Вычислить среднее за год число неверных действий (отка-
зов) ступени защиты с интенсивностью отказов X = 38 • 10“^ 1/ч (То = 26 316 ч)
при КЗ и при наличии и отсутствии периодической проверки исправности.
Параметр потока КЗ швоз = шк = 0,0114 1/ч (100 случаев КЗ в год).
По формуле (12.44) определяем требуемую периодичность проверок,
имея в виду, что в данном случае X «со :
К
(5 + 10)со
v 7 воз
2
(5+10)0,0114
= 17,5 + 35,1 ч.
Принимаем Гп = 24 ч, т.е. одну автоматическую проверку в сутки.
558
По формуле (12.43) находим ожидаемое (среднее за год) число невер-
ных действий ступени:
я,н = 0,5(0 ХП = 0,5-0,0114-38-10-4-24-8760 = 0,046.
Это значение соответствует примерно одному отказу за 22 года.
Число неверных действий при отсутствии проверок находим по форму-
ле (12.40), которая при X «со имеет вид:
К
л” = Л? = 38 10~4 • 8760 = 0,333.
Это значение соответствует примерно одному отказу в три года.
Неверные действия комплекта защиты в режиме тревоги. Защита элект-
рической установки выполняется, как правило, многоступенчатой, кроме
того, комплект защиты содержит основную и резервную защиты. Невер-
ные действия в режиме тревоги представляют собой те случаи, при которых
КЗ на защищаемом объекте не отключается ни основной, ни резервными
защитами. На рис. 12.16 приведена в общем виде схема питания защищае-
мого объекта N, например, линии. На выключателе Q установлена много-
ступенчатая релейная защита, каждая ступень которой имеет некоторую
протяженность зоны защиты. Ступень г имеет в режиме максимума энер-
госистемы зону защиты 1Г, а в режиме минимума /' ; длина защищаемой
линии L. Если объектом защиты является трансформатор, то вместо рас-
стояний /г, Г , L рассматривается соответствующее число витков.
Вероятность неверного действия ступени г защиты в режиме тревоги
зависит от вероятности Р . попадания КЗ в зону действия этой ступени и
условной вероятности неисправного состояния аппаратуры защиты. Эти
события независимы, поэтому искомая вероятность равна произведению
вероятностей составляющих ее независимых событий.
Для определения PKi будем
считать, что КЗ на длине L объ-
екта защиты N распределены по
закону равномерной плотности,
т.е. вероятность КЗ в любой из
точек защищаемого объекта оди-
накова. Длина зоны защиты г-й
ступени может зависеть от режи-
ма энергосистемы и схемы пита-
ния объекта. Полагая, что режим
и схема питания независимы, а
Рис. 12.16. Зоны действия защит
559
КЗ в любой точке объекта равновероятны, найдем вероятность того, что КЗ
на объекте произойдет в зоне lr— (см. рис. 12.16):
D
’ = Е Л
кг 5=1 5
1-1 Г -Г
r,S г-1,5 р г,5 г-1,S
(i-Лпах) ’ (12.45)
где Ртах — вероятность режима максимума энергосистемы;
— вероятность схемы питания;
5, D — число учитываемых схем питания, при которых зона защиты изме-
няется;
/г ^-1 5 ” длина зоны защиты соответственно ступеней г и г — 1 при схе-
ме питания 5 в режиме максимума энергосистемы;
^5 , 5 — то же в режиме минимума энергосистемы.
Вероятности Ртах и Ps могут быть найдены как соответствующие доли
времени t, в течение которых питание объекта осуществляется в данном
режиме и по данной схеме.
Вероятность того, что повреждение произойдет в пределах участка
являющегося частью зоны /г— /г-1:
Ki 1—1 кг
г г-1
(12.46)
Неверные действия в режимах тревоги на участке могут возникнуть
при отказах вида «ложное несрабатывание» следующих блоков (см. рис.
12.14): любого из элементов блока АО защиты и защиты дальнего резерва
(на рис. 12.14 не изображена); одновременно всех ступеней защиты, зона
действия которых перекрывает участок и защиты дальнего резерва.
Пусть имеется всего ступеней, соединенных логически параллель-
но, чувствительных к повреждениям в зоне 1Г — 1^. Вероятность одновре-
* т
менного отказа этих М\ ступеней защиты равна П , где г — порядко-
вый номер ступени (ступени с порядковым номером менее J к повреждениям в
данной зоне не чувствительны); — коэффициент неготовности ступени с
номером гв режиме тревоги, вычисленный по формулам (12.39) или (12.42).
Вероятность отказа одновременно всех ступеней, соединенных парал-
лельно, либо блока АО:
где К1 — коэффициент неготовности блока АО в режиме тревоги (л =
= 1-е т =XTt).
560
Вероятность того, что при отказе всех ступеней защиты, чувствитель-
ных к повреждениям в данной зоне или при отказе блока АО одновре-
менно имеется отказ и у защиты дальнего резерва:
(12.48)
где — коэффициент неготовности защиты дальнего резерва в режиме
тревоги.
Число отказов защиты в режиме тревоги за время t при КЗ на участке /z
равно:
лтн = ш tP Qr.
i к K l
(12.49)
Если вся длина L защищаемого объекта N разбивается на h участков /♦,
(см. рис. 12.5), то математическое ожидание числа неверных действий за-
щиты в режиме тревоги:
Пример 12.5. Найти
число неверных действий
(отказов) в режиме трево-
ги защиты выключателя
Q, состоящей из токовой
отсечки ТО, первой Д31 и
второй Д32 ступеней ди-
станционной защиты.
Участок двухпутный с по-
стом секционирования
(рис. 12.17): /АП = 25 км,
/пв 26 км. Зона дей-
ствия токовой отсечки в
Рис. 12.17. Схема питания (а) и график селек-
тивности (б)
режиме максимума энер-
госистемы /то = 11 км, в режиме минимума энергосистемы — /у0 = 7 км.
Зона действия ступени Д31 /д31 = 37 км.
Токовая отсечка ТО (А1), ступени Д31 (А2), Д32 (АЗ) и выходной орган
ВО (АО) соединены в режиме тревоги по схеме, приведенной на рис. 12.14.
Интенсивности отказов блоков равны: Лто = 1,2* 10-4 1/ч; ЛД31 = 1,5* 10“4
l/ч; Хлз, = 1,8-Ю-4 1/ч; XRn = 0,3-10"4 1/ч.
ДОХ DU
561
По формуле (12.45) находим вероятность возникновения КЗ в зоне дей-
ствия токовой отсечки для одной схемы питания, приведенной на рис. 12.17
(D - 1, - 1), полагая, что для режима максимума энергосистемы Ртах = 0,7:
то
max
(1 - 0,7)
= 0,192 .
/ + /
*АП + 'ПВ
7-0
25 + 26
Находим величины коэффициентов неготовности для всех блоков по
формуле (12.39), принимая во внимание, что в данном примере X « сок
сок = 0,0114 1/ч:
ТО
т _____________
и,ТО “ m . г
“к + ЛТО
г АД31
-ТО = _ = 0,0105;
со 0,0114
К ’
Н>Д31 to + Х
Д31
Д32
т _____________________
н, Д32 Q) + X £0
к + ЛД32 Шк
= -Ж = 1А.10_ = 0,0132;
со 0,0114
= = 0,0158;
0,0114
0,3-Ю"4
0,0114
= 0,0026.
По формуле (12.47) находим вероятность отказа защиты при КЗ в зоне
действия ТО (М{ = 3: ТО, Д31 и Д32):
= 1 -(1 -0,0105 *0,0132 • 0,0158 )(1 -0,0026) = 0,0026 .
По формуле (12.49) находим среднее за год число неверных действий
защиты при КЗ в зоне действия токовой отсечки:
п™ = со tP Q? = 0,0114 8760 • 0,192 • 0,0026 = 0,05.
1 К К 1 ’ 5 > >
562
По формуле (12.45) находим вероятность возникновения КЗ в зоне от
конца зоны действия ТО до шин поста секционирования ПС (в этой зоне
ступень Д31 является основной):
Г - Г
'АП 'ТО
/ + /
'АП пВ
> _ 1 ZAn ZTO р
к,2 j . I max
/АП 'ПВ
По формуле (12.47) находим вероятность отказа защиты при КЗ в той
зоне, где ступень Д31 является основной (Му ~ 2: Д31 и Д32):
= 1 -(1 -0,0132 • 0,0158)(1 -0,0026) = 0,0028 .
Число отказов защиты в этой зоне находим по формуле (12.49):
п™ = (0кГРк 2е2т = 0,0114 • 8760 • 0,298 • 0,0028 = 0,083 .
Среднее за год число отказов защиты при КЗ на участке /АП находим по
формуле (12.50):
итн = л™ + и™ = 0,05 + 0,083 = 0,133 .
Это соответствует примерно одному отказу за 7,5 лет.
Неверные действия в режиме дежурства можно представить как сум-
му следующих составляющих:
лДн = + + „да,
от н п ’
(12.51)
где гг^ — среднее число ложных отключений защиты, вызванное отказами
аппаратуры;
— среднее число излишних (неселективных) отключений, вызванных
внешними КЗ;
«Дн — среднее число ложных отключений, вызванное прочими причинами.
Ложные отключения являются следствием повреждений вида
«ложное срабатывание» любого из блоков структурной схемы защиты
563
(см. рис. 12.14) при условии, что в остальных элементах, необходимых
для отключения выключателя, отсутствуют отказы вида «ложное несра-
батывание». Расчеты значительно упрощаются, если пренебречь веро-
ятностью одновременного повреждения двух и более элементов из-за
ее малости. В таком случае полагают, что при появлении в одном из бло-
ков отказа вида «ложное срабатывание» другие блоки одновременно не
будут1 иметь отказов вида «ложное несрабатывание».
Ложное отключение произойдет при отказе вида «ложное срабатыва-
ние» любого блока структурной схемы защиты, приведенной на рис. 12.14.
Принимая, как обычно, что интенсивность отказов аппаратуры от вре-
мени не зависит, найдем вероятность отсутствия ложных отключений
за время t, вызванных неисправностью аппаратуры, при логическом
последовательном соединении всех блоков по формуле (12.30):
= ехр
(12.52)
где М— число параллельных блоков в защите, у которых повреждение данного
вида вызывает ложное отключение выключателя;
^лс , ^лс _ интенснвиости отказов вида «ложное срабатывание» блоков соот-
ветственно г и АО.
Отсюда на основании выражения (12.8) получаем:
(12.53)
Для определения среднего числа излишних отключений будем счи-
тать, что на каждом из участков зоны неселекгивного действия сраба-
тывает только одна ступень, время действия которой является наимень-
шим. Среднее число излишних отключений ступени защиты номер г за
время t можно найти по выражению:
п№ =<й tP (1-АГт ), (12.54)
г к кн,г \ Н,Г /\ Н,о/’ /
где <&к — параметр потока коротких замыканий;
^кн,г вероятность того, что КЗ произойдет за пределами зоны защиты
ступени г;
A'J о — коэффициент неготовности блока АО защиты;
К J — коэффициент неготовности ступени г.
564
Вероятность Ркн г вычисляется по выражению, структура которого
та же, что и у выражения (12.45):
где /Л, lr s — соответственно расчетная и действительная длина зоны защиты
ступени г в режиме максимума энергосистемы;
/' , /' — то же в режиме минимума.
Остальные обозначения те же, что и в выражении (12.43). Выраже-
ние (12.55) справедливо при lrS> lrn /' > /'. Если эти неравенства не
соблюдаются, то соответствующий член в квадратных скобках выраже-
ния (12.55) принимают равным нулю.
Среднее число неселективных действий защиты:
п
да
н
(12.56)
где х, Л/2 — соответственно номер и число ступеней, которые могут работать
неселективно.
К прочим причинам, вызывающим отключения , относятся элек-
тромагнитные помехи в измерительных цепях защиты и в цепях ее пи-
тания, нерасчетные выбросы нагрузки за пределы уставки, броски тока
включения после действия устройств АВР и т.п.
Представим число отключений как сумму следующих составля-
ющих:
ЯДН = ИДН +пдн +ЛДН
п п,вн п,пом п,АПВ’
(12.57)
где «п вн — среднее число ложных отключений из-за нерасчетных выбросов
нагрузки за пределы уставки;
„ДН „X.
Пг, — среднее число отключений, вызванных помехами в цепях защиты;
И* пом
“сРеДнее число отключений после АПВ из-за бросков тока.
Появление сигнала на выходе того или иного блока защиты в ре-
зультате воздействия на него помехи происходит в том случае, если ам-
плитуда помехи превышает порог срабатывания, а ее длительность рав-
на или больше времени переключения блока. Выброс нагрузки за пре-
делы уставки можно рассматривать как помеху, воздействующую на
измерительный орган защиты. Для теоретического определения вели-
565
чин лп вн и п пом необходимо иметь математические модели случай-
ных процессов появления выбросов нагрузки за пределы уставки и по-
мех. В настоящее время общепринятых моделей еще нет. Поэтому при-
ходится определять величины вн и я" пом на основании статисти-
ческих наблюдений. В тех случаях, когда каждую из них не удается точно
определить, учитывают их сумму
Неверные действия защиты после АПВ могут иметь место в тех слу-
чаях, когда токи включения (пусковые токи нагрузки) превышают ус-
тавку защиты. Полагая, что за время цикла АПВ защита сохраняется в
исправном состоянии, находим среднее число ложных отключений пос-
ле АПВ по выражению:
ДЯа™=(^ +"ДН +«ДН )Р ,
,АПВ v кн п,вн п,пом7 вк ’
(12.58)
где и™ — число верных действий защиты при КЗ за рассматриваемый проме-
жуток времени (/?тв = (of - );
Лен “ вероятность того, что КЗ является неустойчивым (самоликвидиру-
ющимся после отключения);
Рвк — вероятность появления после АПВ такого броска тока, который мо-
жет вызвать срабатывание защиты.
В скобках выражения (12.58) находится суммарное число отключе-
ний выключателя, АПВ после которых может быть успешным (при отсут-
ствии бросков тока нагрузки). Наблюдения показывают, что 60—75 %
коротких замыканий самоликвидируются после отключения. Для кон-
тактной сети можно принять Рт = 0,7—0,75.
Рассмотрим в качестве примера, как можно найти Рвк для защиты
тяговых сетей железнодорожного транспорта.
Известно, что в момент подачи устройством АПВ напряжения в кон-
тактную сеть в последней наблюдаются большие броски токов. Если на-
грузка находится близко от тяговой подстанции, то бросок тока превы-
шает, как правило, уставку, что приводит к неверному отключению фи-
дера контактной сети. В том случае, когда нагрузка находится далеко от
тяговой подстанции, сопротивление тяговой сети ограничивает бросок
тока и он не достигает уставки. Будем полагать далее, что неверное дей-
ствие зашиты после автоматического повторного включения может
иметь место, если ближайший к подстанции перегон (блок-участок)
занят поездом.
Если отключение фидера произошло, когда поезд находится в режи-
ме тяги, то бросок тока при АПВ будет обусловлен тем, что пока напря-
566
жения в сети не было, ЭДС двигателей успеет снизиться. Из-за боль-
шого индуктивного сопротивления в цепи тяговых двигателей электро-
воза длительность переходного процесса при восстановлении напряже-
ния не зависит от начальной фазы напряжения.
Бросок тока определяется разностью между приложенным к двигате-
лям напряжением и их ЭДС, а также сопротивлениями тяговой сети и элек-
тровоза. Если же электровоз в момент отключения фидера имел ненагру-
женный трансформатор (режим выбега или торможения), то при автома-
тическом повторном включении произойдет бросок тока намагничивания.
Величина этого броска зависит от начальной фазы напряжения в
момент включения фидера: он имеет наибольшее значение при перехо-
де напряжения через нуль. С учетом этих замечаний имеем:
(12.59)
где — вероятность того, что поезд занимает ближайший к подстанции перегон;
Рт — вероятность того, что этот поезд находится в режиме тяги;
^хх “ вероятность того, что трансформатор поезда находится в режиме хо-
лостого хода;
Рф — вероятность включения фидера устройством АПВ в такой момент,
когда бросок тока намагничивания имеет существенное значение.
Вероятности Рт и Рхх определяют по следующим формулам:
(12.60)
где /0 — время хода поезда по данному перегону;
гт — время хода поезда по данному перегону в режиме тяги;
/в — то же в режиме выбега;
ipp — то же в режиме торможения.
Для определения вероятности Р$ предположим с запасом, что бро-
сок тока намагничивания имеет существенное значение при начальной
фазе напряжения, отличающейся от нуля не более чем на 30°. На отрез-
ке, соответствующем одному периоду переменного напряжения (360°),
имеется четыре отрезка по 30°, примыкающих к моментам перехода кри-
вой напряжения через нуль.
Вероятность включения напряжения с любой начальной фазой от
0 до 360° одинакова, поэтому Рф = 4 *30/360 = 0,33.
Определим теперь величину Рр Полагаем, что путь, питаемый дан-
ным фидером, имеет п перегонов, на каждом из которых может нахо-
диться только один поезд. Вероятность того, что на перегонах находит-
567
ся одновременно т поездов, равна р(т). Если на п перегонах находится
одновременно т поездов, то вероятность занятия данного перегона рав-
на т/п. Так как число т может измениться от нуля до л, то вероятность,
что данный перегон будет занят, будет равна:
п
1
т=\
тр(т)
п
(12.61)
Вероятность р(т) находится по выражению:
р(лз) = С™
(12.62)
где N— число поездов, проходящих по данному перегону за сутки;
#0 — пропускная способность данного пути [1J.
Пример 12.6. Для условий, приведенных в примере 12.5, найти число лож-
ных отключений защиты, вызванных отказами аппаратуры, и число несе-
лективных отключений за интервал времени 8760 ч. Интенсивности отка-
зов вида «ложное срабатывание» для блоков защиты равны:
А.лс0 = НО"5 1/ч; Ад31 = 1,5 • 10-5 1/ч;
Хлдс32 = 1,6-10-5 1/ч; Хлс0 = 0,5 • 10-5 1/ч.
По формуле (12.53) находим:
= 8760 (0,5 КГ5 +1 10 ~5 + 1,5 10"5 +1,6 • 10-5) = 0,403.
Токовая отсечка ТО не может иметь неселективные действия поскольку
ее зона действия не выходит за пределы участка длиной /дц (см. рис. 12.17).
Ступень Д31 дистанционной зашиты имеет зону действия /д31, превышаю-
щую (ajj. Поскольку эта ступень не имеет выдержки времени, то она может
отключаться неселективно при КЗ на участке /д3} — /дП. Ступень Д32 вы-
полнена с выдержкой времени, поэтому неселективных действий не имеет.
Вероятность КЗ на участке /д31 — 7дд находим по формуле (12.55):
568
(1-0,7)
0,235.
37-25
25+26
Поскольку защита выключателя Q реагирует на участке /дз1 — /дп на
КЗ на двух путях, то значение сок = 0,0114 1/ч, приведенное в примере
12.5 для одного пути, необходимо удвоить и в формуле (12.54) принять
со = 0,0228 1/ч.
к 1 т
Значения коэффициентов неготовности л и = 0,0132 и =0,0026
вычислены в примере 12.5. Число неселективных действий находим по фор-
муле (12.54):
лд” = , (1-УГ )(1-*тпп) =
п,Д31 к кн,г\ н,г/\ н,ВО /
= 0,0228 ♦ 8760 • 0,235(1 - 0,0132)(1 - 0,0026) = 45,1.
Для уменьшения числа неселективных отключений длину /д3| ступе-
ни Д31 необходимо сократить. При /д31 < неселективных действий не
будет.
Глава 13. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДАЛЕННОСТИ МЕСТА
ПОВРЕЖДЕНИЯ КОНТАКТНОЙ СЕТИ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА И ЕЕ ОПРОБОВАНИЕ
13.1. Простейшие указатели удаленности
места повреждения контактной сети
При коротком замыкании в тяговой сети весьма важно в возможно
более короткие сроки выявить место повреждения. Это значительно со-
кращает восстановительные работы и вынужденный перерыв в движении
поездов. Для определения места повреждения служат приборы — опреде-
лители удаленности места повреждения ОМП. Они устанавливаются на
тяговых подстанциях и в момент КЗ в тяговой сети измеряют параметры
аварийного режима (ток фидера, напряжение на шинах, другие парамет-
ры). На основании измерений делается суждение об удаленности места
повреждения от подстанции.
Для сокращения времени ремонтных работ по восстановлению кон-
тактной сети после КЗ и, следовательно, уменьшения времени задерж-
ки поездов место повреждения необходимо определять как можно быс-
трее. Этому требованию отвечают методы, основанные на анализе пара-
метров аварийного режима (ПАР), возникающих в процессе КЗ. К та-
ким параметрам в релейной защите относят, главным образом, значе-
ния тока КЗ, напряжение на шинах, от которых питается поврежден-
ный фидер, фазовый угол между ними, гармонический состав кривой
тока, а также некоторые другие параметры, по которым возможно от-
личить аварийный режим от нормального. В указателях удаленности
места повреждения используются только те ПАР, которые (или сочета-
ния которых) несут в себе информацию об этой удаленности.
Анализ ПАР можно осуществить в процессе КЗ в интервале времени
от срабатывания релейной защиты до отключения высоковольтного вык-
лючателя фидера. Возможен и другой путь — в момент КЗ запомнить
ПАР, а их анализ осуществлять после отключения высоковольтного вык-
лючателя. В любом случае обработку или запоминание ПАР следует осу-
570
ществлять не ранее, чем через 20—30 мс после начала КЗ и заканчивать
их еще до того момента, когда начинают расходиться главные контакты
высоковольтного выключателя. Первое требование обусловлено време-
нем затухания апериодической составляющей тока КЗ, второе требова-
ние связано с появлением дуги на расходящихся контактах выключате-
ля. И наличие апериодической составляющей в точке КЗ и наличие дуги
на расходящихся контактах выключателя вносят существенные измене-
ния в ПАР и, следовательно, погрешность в результаты определения уда-
ленности места повреждения.
Тяговая сеть 27,5 кВ. Разработки устройств для определения удален-
ности места повреждения в тяговой сети переменного тока появились с
начала 60-х гг. прошлого столетия [127, 128]. На их основе были созданы
серийные модификации ОМП-68, ОМП-71 и др. [129, 130, 131], а также
налажено мелкосерийное производство многофункциональных указа-
телей УКЗН [132, 133]. Все эти устройства в конечном итоге были осно-
ваны на вычислении в момент короткого замыкания следующей функ-
ции (метод Z):
к I z
ф тс
(13.1)
где /к — расстояние от тяговой подстанции до места КЗ, км;
Um — напряжение на шинах подстанции в момент КЗ, В;
/ф — ток фидера контактной сети того пути, на котором возникло КЗ, А;
2^.с — удельное (погонное) сопротивление 1 км тяговой сети, Ом/км;
7^ — входное сопротивление цепи КЗ (2^ = ^ш//ф), Ом.
Если принять условие, что значение zTC не зависит от удаленности
места КЗ (на самом деле это не так и в дальнейшем будет учтено), то при
глухом (металлическом) КЗ имеем:
(13.2)
где 7^, — соответственно активная и индуктивная составляющие входного
сопротивления цепи КЗ, Ом;
rTC, Xj.c — соответственно активная и индуктивная составляющие удельного
сопротивления 1 км тяговой сети, Ом/км.
Для практического выполнения ОМП, основанного на реализации
формулы (13.1), к тяговой сети подключают измерительные приборы ИП
571
Рис. 13.1. Схема включения измерительных приборов для определения модуля
входного сопротивления петли КЗ
(рис. 13.1), фиксирующие модуль петли короткого замыкания. В момент
КЗ срабатывает релейная защита и включает ИП. На один вход ИП по-
ступает сигнал, пропорциональный модулю напряжения на шинах
подстанции, на другой вход — сигнал, пропорциональный модулю тока
/ф поврежденного фидера. В приборе ИП осуществляется деление сигна-
лов друг на друга с учетом модуля 2^, фиксация отношения 1К в виде числа
импульсов, записанных в счетчике СИ, и передача последнего энергодис-
петчеру по каналам телемеханики.
Прибор ИП, установленный на подстанции А, определяет расстоя-
ние от шин до места повреждения на участке /р а на подстанции В — на
участке /2. Вцелях экономии для двух смежных фидеров используют лишь
один прибор, который подключают к трансформаторам тока через мак-
си-селекгор МС (см. рис. 13.1), поэтому на вход прибора ИП проходит
только наибольший из токов смежных фидеров, т.е. ток КЗ.
Определение расстояния до места короткого замыкания. На однопут-
ных участках зависимость между модулем сопротивления петли глухого
(металлического) КЗ и расстоянием до места повреждения практически
прямолинейная. На двухпутных участках эта зависимость определяется
схемой питания участка, например, при узловом питании она нелиней-
на (рис. 13.2). Поэтому число импульсов, записанное в счетчике СИ, не
является при этой схеме питания прямо пропорциональным расстоя-
нию до места повреждения.
По замерам модуля входного сопротивления петли КЗ можно построить
универсальный график (рис. 13.3) для определения расстояния до места КЗ
при отсутствии переходного сопротивления в месте повреждения.
572
По оси абсцисс отложено
относительное число импуль-
сов (делений) л*к, записанное
счетчиком СИ, в процентах к
наибольшему числу импульсов
л, которое зафиксируется счет-
чиком при КЗ на шинах поста:
< =-^100%, (13.3)
где лк — число импульсов (деле-
ний), записанное счетчиком изме-
рительного устройства при КЗ на
расстоянии ZK от шин подстанции.
По оси ординат отложено
относительное расстояние / *=
= 1к/1у до места КЗ, где 1^ — рас-
стояние между подстанцией и
постом секционирования.
Если счетчик измерительно-
го устройства зафиксировал лк
делений, то по формуле (13.3)
находят величину л*, затем по
графику (см. рис. 13.3) в зави-
симости от принятой схемы
питания определяют / *.
Действительное расстояние
до места повреждения
/К = /*Л- (13.4)
При индивидуальной на-
стройке прибора по местным ус-
ловиям для каждой фидерной
зоны место глухого КЗ определя-
ется (при учете схемы питания) с
точностью до двух-трех пролетов
между опорами контактной сети.
Рис. 13.2. Зависимости модуля входного
сопротивления петли КЗ от расстояния
до места повреждения для схем узлового
(7) и раздельного (2) питания двухпутно-
го участка с подвеской ПБСМ95+МФ100
и рельсами Р65
Рис. 13.3. Универсальные графики для
определения расстояния до места КЗ:
1 — для схем с узловым питанием; 2 — для
однопутных участков, а также для двух-
путных при раздельном питании или
отключенном смежном пути
573
Тяговые сети 2 х 27,5 кВ. В тяговых сетях 2 х 27,5 кВ зависимость токов и
входных сопротивлений цепи КЗ от удаленности места повреждения носят
волновой характер (см. рис. 8.64). Одно и то же значение входного сопро-
тивления может соответствовать в некоторых случаях трем разным уда-
ленностям места повреждения. Поэтому способы ОМП, применяемые
для тяговых сетей 27,5 кВ, оказываются неприменимы в сетях 2 х 27,5 кВ
с автотрансформаторами.
На рис. 13.4 приведена структурная схема устройства для определе-
ния удаленности места КЗ в тяговой сети 2 х 27,5 кВ, основанная на од-
новременном измерении параметров аварийного режима на смежных
тяговых подстанциях А и В. Эта информация передается на энергодис-
петчерский пункт, где по результатам обработки судят о месте КЗ. На
каждой из подстанций установлены измерительные трансформаторы
тока ТАк1, ТАп! соответственно фидеров контактной сети и питающего
провода первого пути; ТАк2, ТАп2 — то же соответственно второго пути;
TVk, TVn — измерительные трансформаторы напряжения соответствен-
но контактной сети и питающего провода. Вторичные обмотки измери-
тельных трансформаторов присоединены ко входам подстанционных вы-
числительных устройств ВУ-П, которые на каждой из подстанций осу-
ществляют предварительную обработку информации, полученной от из-
мерительных трансформаторов, и передают ее в подстанционные полу-
Подстанция А
ТАк2
ТАп2
Подстанция В
ВУ-П
ТМ-П
ВУ-П
ВУ-Д
ТМ-П
тм-д
Линия связи
Линия связи
13.4. Структурная схема ОМП для тяговой сети 2 х 27,5 кВ
574
комплекты телемеханики ТМ-П, где она кодируется, а затем по линии
связи передается в диспетчерский полукомплект телемеханики ТМ-Д.
Там она декодируется, поступает в вычислительный модуль ВУ-Д, кото-
рый и формирует сведения об удаленности КЗ от каждой из подстанций.
Наиболее точным из известных является метод, при котором на каж-
дой из подстанций вычислительные устройства ВУ-П формируют сиг-
налы Zb соответствии со следующей зависимостью [134]:
(13.5)
где UK, Uu — напряжения на шинах соответственно контактной сети и питающе-
го фидера;
/к1, 7П1 — токи соответственно контактной сети и питающего фидера перво-
го пути;
/к2, Ai2 “ то же второго пути.
Сигнал Zhb подстанции А обозначим ZA, а на подстанции В — ZB.
Сигналы ZA и ZB по линии связи поступают в полукомплект телемеха-
ники энергодиспетчерского пункта, после чего вычислительные устрой-
ства ВУ-Д определяют параметры СА и Св:
(13.6)
Расстояния и /кВ до точки КЗ соответственно от подстанций А и В
определяются в ВУ-Д по формулам, км:
С. -0,117 CR -0,117
/ . = —----------L; I п = -------L
0,766 кВ 0,766
(13.7)
где L ~ расстояние между тяговыми подстанциями А и В, км.
Формулы (13.14) предполагают линейную зависимость между рассто-
янием 1К до места КЗ и параметром С. На самом деле эта зависимость
лишь приближается к линейной и при глухом (металлическом) КЗ по-
грешность определения удаленности места повреждения в межподстан-
ционной зоне протяженностью около 100 км может достичь 2—2,5 км
(главным образом, при КЗ возле автотрансформаторных пунктов).
При КЗ через переходное сопротивление погрешность увеличивает-
ся, в основном, если повреждение находится на участках между под-
575
станцией и ближайшим к ней автотрансформаторным пунктом (на обо-
их концах межподстанционной зоны). В этом случае она может достичь
значений 2—8 км. При повреждениях в остальной части межподстанци-
онной зоны погрешность, как правило, не превышает 2—4 км. При на-
личии электровозов на линии погрешность существенно возрастает.
Описанный метод ОМП может использоваться и на однопутных уча-
стках.
13.2. Погрешности простейших ОМП
Длительная эксплуатация приборов ОМП, основанных на реализации
формулы (13.2), показала, что их отсчет в некоторых случаях имеет боль-
шую погрешность, которая достигает нескольких километров [135, 136].
Основными факторами, влияющими на эти погрешности, являются:
• переходное сопротивление в месте пробоя изоляции (сопротивле-
ние дуги, сопротивление поврежденной изоляции, а если провод обо-
рвался и упал на землю, то и переходное сопротивление земли, если же
оборван заземляющий спуск, которым опора присоединяется к рельсу,
то и сопротивление опоры);
• наличие троса группового заземления;
• неодинаковый уровень напряжения холостого хода трансформато-
ров смежных подстанций;
• различие мощностей понизительных трансформаторов смежных
подстанций;
• изменение сопротивлений смежных подстанций при АРПН;
• погрешности измерительных трансформаторов и приборов;
• остаточная нагрузка электроподвижного состава.
Наибольшее влияние оказывает переходное сопротивление в месте
КЗ. При одностороннем питании однопутного участка в этом случае
вместо (13.2) имеем:
(13.8)
где Анер — переходное сопротивление в месте КЗ, принимаемое активным, Ом.
В этом случае между значениями /к и уже нет прямой пропорцио-
нальности; чем больше значение тем больше, при прочих равных
условиях, возрастает погрешность определения удаленности по форму-
ле (13.2). Погрешность возрастает еще больше на многопутных участках,
576
а особенно при двухстороннем питании. В этом случае падение напряже-
ния на переходном сопротивлении определяется не только током повреж-
денного фидера, на котором установлено устройство ОМП, но суммой
этого тока и тока от смежной подстанции. ОМП на поврежденном фиде-
ре воспринимает это явление как возрастание значения ^ер, из-за чего
его погрешность увеличивается.
В линиях электропередачи нашел распространение метод X, при ко-
тором устройство ОМП в момент КЗ вычисляет функцию, км:
U sin (р X
I = ш =
к Лх х
ф тс тс
(13.9)
где ф — фазовый угол между током /ф поврежденного фидера и напряжением Uut
на шинах подстанции, °эл;
Хтс — индуктивная составляющая входного сопротивления цепи КЗ, Ом;
Хд, — индуктивная составляющая удельного сопротивления тяговой сети,
Ом/км.
Формула (13.9) более точна, чем (13.2), поскольку при односторон-
нем питании она не реагирует на переходное сопротивление ^1ер, так
как оно является активным. Однако при двухстороннем питании ее по-
грешность существенно возрастает из-за того, что через переходное со-
противление в месте КЗ протекает не только ток поврежденного фиде-
ра, но еще и ток смежной подстанции. Например, при переходном со-
противлении 5 Ом погрешность определения /к методом X, т.е. по фор-
муле (13.9), может достигать более половины межподстанционной зоны,
что недопустимо.
Погрешность методов Zn Xзависит от значений ZjC и хгс, которые в
формулах (13.1) и (13.9) принимают неизменными. На самом деле их
величина зависит от удаленности КЗ. При глухом (металлическом) КЗ
погрешность за счет этого фактора составляет 400—500 м, а при КЗ че-
рез переходное сопротивление — может достичь нескольких километ-
ров.
Изменение схемы питания межподстанционной зоны, как отмеча-
лось в предыдущем параграфе, влияет на зависимость между 1К и изме-
ренными параметрами аварийного режима (/7Ш и /ф). Поэтому устрой-
ства ОМП, основанные на методах Zn X, дают совершенно разные по-
казания до АПВ и после АПВ при КЗ в одной и той же точке контактной
сети, если, например, перед АПВ выключатель на посту отключился.
577
Если КЗ происходит на одном из концов троса группового заземле-
ния, то при двухстороннем питании метод Z может иметь погрешность
5—6 км, а метод X— до 1 км.
Различие мощностей смежных подстанций, неравенство их напря-
жений холостого хода, наличие фазового сдвига (до 3 °эл) этих напряже-
ний, изменение сопротивлений смежных подстанций сказываются на
погрешности ОМП при двухстороннем питании, при наличии переход-
ного сопротивления в месте КЗ. За счет этих факторов погрешность мо-
жет составить 200—600 м.
Если между тяговой подстанцией и местом КЗ находятся электровозы
или электропоезда, то их остаточный ток, накладываясь на ток КЗ, также
вызывает погрешность при определении удаленности практически лю-
быми способами. Оказывают влияние на эту погрешность и токи поездов
смежных путей как за счет взаимного индуктивного влияния контактных
сетей, так и за счет дополнительного падения напряжения в рельсовой цепи.
Поведение электровозов при внезапно снижающемся напряжении
рассмотрено вп, 1.8, а величину их остаточного тока можно найти по
формуле (8.13). Чем больше значение переходного сопротивления в ме-
сте КЗ, тем меньше снижение напряжения на токоприемниках электро-
подвижного состава, тем больше величина их остаточного тока, и тем
больше погрешность ОМП. Для метода Z она может достигать 11 км,
для других методов — несколько превышает 1 км.
Исключить воздействие остаточной нагрузки на точность методов
ОМП аппаратным методом в настоящее время не представляется воз-
можным, однако четкое выполнение энергодиспетчером и машиниста-
ми инструкций о порядке выполнения работ при внезапном снятии на-
пряжения с контактной сети позволяет такое воздействие устранить пол-
ностью. При отключении фидера контактной сети и блокировки его
высоковольтного включателя энергодиспетчер через одну минуту вклю-
чает выключатель по телеуправлению и, если выключатель снова отклю-
чился вследствие устойчивого КЗ, то его повторное включение по теле-
управлению (или дежурным электромехаником) может происходить
только по истечении 3 мин с момента снятия напряжения. Машинисты
элекгроподвижного состава по истечении 2 мин с момента снятия на-
пряжения обязаны опустить все токоприемники, которые можно под-
нимать только по истечении 4 мин после снятия напряжения. В этом
случае повторное включение выключателя отключившегося фидера про-
изойдет при опущенных токоприемниках и поэтому влияние электро-
578
подвижного состава, находящегося на поврежденном пути, на работу
ОМП будет отсутствовать.
Поскольку результирующая погрешность методов Z и X может в не-
которых случаях достигать нескольких километров, то дальнейшее при-
менение устройств, использующих эти методы, по-видимому нецелесо-
образно и может быть оправдано в виде исключения только до освоения
более точных устройств ОМП.
13.3. Адаптивные указатели удаленности
места повреждения для контактных сетей
Наибольшую точность при прочих равных условиях обеспечивают тс
методы ОМП, которые осуществляют анализ ПАР, измеренных одно-
временно на двух смежных подстанциях, ограничивающих межподстан-
ционную зону с поврежденной контактной сетью. Применяемые систе-
мы телемеханики не предусматривают возможность непосредственного
обмена такой информацией между смежными тяговыми подстанциями.
Обоснование методов ОМП строится на рассмотрении схемы заме-
щения тяговой сети. На рис. 13.5, а показана узловая схема питания двух-
путного участка с постом секционирования ПС, получающая питание
от смежных тяговых подстанций А и В. На расстоянии /к от подстанции
А произошло КЗ в точке К. Предполагается, что на подстанции А уста-
новлено устройство ОМП, которое в момент КЗ получает информацию
о значениях напряжения на шинах, токов и /12 смежных фидеров
и фазовых углах между этими токами и напряжением.
Индуктивно развязанная схема замещения, соответствующая рас-
сматриваемой схеме питания, приведена на рис. 13.5, б. На этой схеме:
С^рас, рас “ расчетные напряжения холостого хода тяговых под-
станций А и В; /А, /в — токи этих подстанций; /' , /12 “ токи фидеров
первого и второго путей на подстанции А; I' — ток фидера первого
пути поста секционирования ПС;
ZK — ток короткого замыкания в точке К;
Z^ — соответственно сопротивления тяговых подстанций А и В;
^11 > Zn “ индуктивно развязанные сопротивления контактной сети
первого пути, соответственно на длине /к и — /к;
Z'n, ^pii индуктивно развязанные сопротивления рельсового
пути на тех же участках;
579
a
Рис. 13.5. Схемы питания (а) и замещения (б) двухпутного участка с постом
секционирования
Z12 — индуктивно развязанное сопротивление контактной сети вто-
рого пути на длине /т;
Z2, Zp2 — соответственно индуктивно развязанные сопротивления
контактной сети двух путей и рельсового пути на длине Z2;
Атер переходное сопротивление в месте КЗ.
Сопротивления схемы замещения могут быть выражены через удель-
ные сопротивления z21, z22, z_j 2, z' 2 , пояснение которым дано в п. 8.2, а
численные значения приведены в табл. 8.6—8.9:
—£-1,2^1 V’ —12 “ —-1,2^1’
£р1Г —p,2ZK = ^21 ~Z-1,2VK,
(13.10)
—2 р2 —-22Z2’
Метод № 1 основан на измерении и анализе параметров U^3 J' , /12 и
фазовых углов между напряжением и этими токами. Рассмотрим кон-
580
тур схемы замещения (см. рис. 13.5, б) между точками а, К, К1, Ь. Для
этой цепи второе уравнение Кирхгофа имеет вид:
—А =Г11Г11+7кЛпер+7АХ'р11-
(13.11)
Подставив в это выражение значения Z^ и Z'n изформулы(13.10),
получим:
(7A -IKR
, _______—А —к пер________
К 111 +£д(2 21 ”2-1,2)
(13.12)
Из формулы (13.12) следует, что удаленность места повреждения /к
однозначно зависит от входящих в эту формулу величин, однако ее
непосредственное использование невозможно, поскольку значения
1К и неизвестны. Следует иметь в виду, что входящие в формулу
(13.12) векторы t£A , , ZA должны быть взаимно ориентированы
относительно базовой оси, в качестве которой принимается направ-
ление вектора напряжения холостого хода ^AjPac • Расчеты парамет-
ров КЗ показывают, что фазовые углы токов /А и Z' , отсчитываемые
от базовой оси, при повреждении в любой точке межподстанцион-
ной зоны весьма близки и отличаются не более, чем на 1—3 градуса.
Также мало отличаются фазовые углы токов Г и /к. Принимая их
одинаковыми, выполнив достаточно громоздкие преобразования, на
основании которых параметры 1К и Я^ из окончательной формулы
исключаются, и имея в виду, что j =/'ц + 712 , формула (13.12) при-
водится к виду [136]:
, _____________sin(<p1 -8)_____________
К Л1Х-1,2 + । — П +-12 । (*21 -Х-1,2
i7Asin((p1-8) (13.13)
А1Х-1,2+1—И +-12 । Хр,2
где Ф] — фазовый угол между напряжением t/д и током поврежденного фиде-
ра 1;
8 — дополнительный угол.
Дополнительный угол 8 искусственно введен в формулу (13.13) для
частичной компенсации погрешности, вызванной допущением о том, что
581
фазовые углы токов L, Г , L, отсчитанные от базовой оси, одинаковы.
Л 11 к
Значение угла о можно аппроксимировать простейшим выражением:
(13.14)
где и — постоянные величины.
Для тяговой сети ТП достаточно хорошее приближение получается
при = 1,61 и by = 1,38. Очевидно, вычисления по формулам (13.13) и
(13.14) должно осуществляться методом последовательных приближе-
ний. Сначала задаются произвольным значением 1К = , подставляют
его в формулу (13.13) и вычисляют значение /к = . Если оно не совпа-
ло с принятым первоначально (/* Ф Г ) , то значение /к = подставля-
Рис. 13.6. Структурная схема устройства ОМП
по методу № 1
ют в формулу (13.14), вы-
числяют новое значение 5
и по формуле (13.13) нахо-
дят уточненное значение
= • Если * С ’ то
процесс повторяется сно-
ва. Обычно хватает трех-
четырех приближений.
Структурная схема ус-
тройства, реализующего ме-
тод № 1, приведена на рис.
13.6. Источниками инфор-
мации являются измери-
тельные трансформаторы
напряжения TV, тока фи-
дера первого пути ТА1 и
тока фидера второго пути
ТА2. В блоках 3, 4 и 9 (они
носят название задатчи-
ков) формируются выход-
ные сигналы, несущие по-
стоянную информацию о
схеме питания и ее пара-
метрах. Выходной сигнал
А3 задатчика 3 пропорци-
582
онален удельному сопротивлению х21 - х^ 2 = х' 2 . Выходной сигнал
А4 задатчика 4 пропорционален удельному сопротивлению x_j 2, а вы-
ходной сигнал задатчика 9 пропорционален расстоянию до поста сек-
ционирования.
На входы функционального блока 1 подаются сигналы, пропорцио-
нальные /А и §, а на его выходе формируется сигнал, пропорцио-
нальный sin((p1 -8). На выходе сумматора 2 формируется сигнал, про-
порциональный току I =| 7' + 712 I > а на вьтходе умножителя 5 получа-
ют сигнал, пропорциональный | 7^ + 712 | х^ 2 . На входы вычислитель-
ного устройства 7 поступают сигналы, пропорциональные sin(cp1 -8),
^цх_ 12 и 17^+7д2 |Хр 2 , а на его выходе появляется сигнал, пропорци-
ональный /к, вычисляемый по формуле (13.13). Этот сигнал поступает в
регистрирующее устройство 8 и на один из входов функционального пре-
образователя 10, на второй вход которого подводится сигнал от задатчи-
ка 9. На выходе функционального преобразователя 10 формируется сиг-
нал, пропорциональный углу 8, вычисляемый по формуле (13.14). Ка-
нал между выходом преобразователя 10 и одним из входов функциональ-
ного блока 1 осуществляет обратную связь, благодаря которой автома-
тически выполняются операции метода последовательного приближе-
ния (метода итераций).
Погрешность метода № 1 не превышает, как правило, от 200 до
300 м.
Метод № 2 основан на сравнении токов фидеров первого и второго
путей и поэтому не может применяться на однопутных участках. Одна-
ко точность его можно сделать выше, чем у предыдущего метода.
Определим падение напряжения на сопротивлении Z12между точка-
ми а и с схемы замещения (см. рис. 13.5, б). Оно равно L\2?~\2 - То же
самое падение напряжения можно найти, рассмотрев цепь между точка-
ми а, К и с: Z*j. Поскольку эти падения напряжения най-
дены между одними и теми же точками а и с, то очевидно:
Z12—12 =Д1—п (13.15)
Подставим сюда значения Zи Z12 из выражений (13.10) и,
сократив правую и левую части на z_j 2, получаем:
(13.16)
583
На основании первого закона Кирхгофа имеем:
£в=£[г/12-
(13.17)
Используя выражения (13.17) и имея в виду, что/^ + /' = /А + /в,
получим вместо (13.16):
(13.18)
Поскольку в формулу (13.18) не входят ни сопротивления тяговой
сети, которые из-за шунтирующего влияния земли изменяются в зави-
симости от удаленности КЗ, ни переходное сопротивление, значение
которого вообще неизвестно, то вычисление по ней дает высокую точ-
ность. Однако для ее реализации необходимо измерять векторы токов
одновременно на смежных подстанциях и передавать по каналам теле-
механики в вычислительное устройство не только значения модулей этих
токов, но и их фазовые углы, измеренные относительно одной и той же
базовой оси. Существующие системы измерений и телемеханики этого
выполнить не могут.
В упрощенном виде примерное значение /к можно вычислить по
формуле
(13.19)
отличие которой от формулы (13.18) заключается в том, что вместо ком-
плексных величин токов используются их модули, а возникающая при
этом погрешность частично компенсируется коэффициентом с. Значе-
ние этого коэффициента в первом приближении можно найти по эмпи-
рической формуле
I
с~а7+Ь0^-. (13.20)
11
Для обычной тяговой сети можно принимать а2 = 0,994, Ь2 = 0,006.
Расчет по формулам (13.19) и (13.20) требует применения метода после-
довательных приближений. Погрешность такого упрощенного вариан-
та не превышает, как правило, 400—500 м. Его неудобство заключается в
584
необходимости одновременного измерения ПАР на смежных подстан-
циях и передачи данных для вычисления /к по каналам телемеханики.
Разработан вариант этого метода, при котором одностороннее изме-
рение ПАР и вычисление ZK осуществляется на той подстанции, где ус-
тановлено устройство ОМП. Представим формулу (13.18) в виде:
(13.21)
Комплексная величина D может быть представлена в виде D =
~De^, где D — модуль, а 8 — аргумент этой величины. Если при-
нять условие, что фазовые углы токов и /Л одинаковы (их разность,
как указывалось, не превышает 2—3 градуса), а также считать, что на-
пряжения холостого хода смежных подстанций равны, то в результате
достаточно громоздких преобразований формула (13.21) может быть
приведена к виду:
^=(1-^, (13.22)
в которой значения параметров g и А соответственно равны:
ас + bd
J _l U ’
а + о
(13.23)
Параметр g легко может быть определен на основании измерений
токов во вторичных обмотках измерительных трансформаторов тока
фидеров контактной сети первого и второго путей на тяговой подстан-
ции, где установлено устройство ОМП. Значения коэффициентов а, Ъ.
с, d зависят от параметров схемы замещения А^, г22, х^, а также от
расстояний /р /2, 1К (см. рис. 13.5). Эта зависимость может быть пред-
ставлена в алгебраической форме, в которой единственной неизвестной
величиной является L:
К
а = г22 + ~ ЛтА + ЛтВ + х22^1 + У’
с - r22 + l2~ U’ d ~ ЛгВ + х22^1 + h ~ Q-
Поскольку параметр Д входит в выражение (13.22) при заранее неиз-
вестном /к, то вычисления следует выполнять методом последователь-
ных приближений.
585
Рис. 13.7. Структурная схема устройства ОМП
по методу № 2
Структурная схема ус-
тройства ОМП приведе-
на на рис. 13.7. Устрой-
ство на подстанции А
подключено к трансфор-
маторам тока TAI, ТА2
фидеров контактной сети
соответственно первого и
второго путей. Блок 1 вы-
числяет значение g, а
блок 2 —значение А соот-
ветственно по формулам
(13.23). Эти данные по-
ступают в блок 3, в котором вычисляется значение /к по формуле (13.22).
Полученное значение фиксируется в регистраторе 4. Одновременно зна-
чение /к с выхода блока 3 подается на вход блока 2 в виде обратной связи.
Когда в регистраторе 4 значение /к перестает изменяться, то это означает,
что процесс итераций (последовательных приближений, адаптаций) за-
кончился и установилось расчетное значение /к.
Погрешность метода № 2 при одинаковых напряжениях холостого хода
смежных подстанций не превышает 100 м. Если же эти напряжения отли-
чаются на 5 %, то погрешность может возрастило 300 м.
13.4. Опробование контактной сети
Возникновение КЗ в контактной сети вызывает срабатывание релей-
ной защиты и отключение выключателей, через которые подается пита-
ние на поврежденную секцию как на тяговой подстанции, так и на посту
секционирования. Затем на фидере тяговой подстанции приходит в дей-
ствие АПВ и выключатель этого фидера снова включается. В большин-
стве случаев АПВ является успешным, т.е. релейная защита при этом сра-
батывает, и выключатель остается включенным, поскольку до 80 % КЗ
являются неустойчивыми, преходящими и при снятии напряжения са-
моликвидируются. После этого на посту секционирования приходит в
действие АПВ, зависимое от наличия напряжения, которое включает
выключатель поста. Зависимым это АПВ называется потому, что оно
приходит в действие только после восстановления напряжения в кон-
тактной сети благодаря успешному АПВ на тяговой подстанции.
586
При устойчивом КЗ после отключения выключателя на подстанции
приходит в действие АПВ. Выключатель включается на неустранившее-
ся повреждение, срабатывает релейная защита и выключатель вновь от-
ключается. Если АПВ является однократным, то автоматика в схеме уп-
равления выключателем блокируется и он остается в отключенном по-
ложении. Через одну минуту энергодиспетчер по каналам телемеханики
посылает команду на включение выключателя. На тех участках, где нет
телеуправления, эту операцию осуществляет дежурный электромеханик
по приказу энергодиспетчера. Если выключатель вновь отключился из-
за устойчивого КЗ, то машинисты электроподвижного состава должны
опустить токоприемники, а энергодиспетчер через три минуты вновь
включает выключатель по телеуправлению. Такой порядок позволяет
выяснить, возникло ли устойчивое повреждение на контактной сети или
же в силовой цепи электроподвижного состава.
Однократное АПВ на устойчивое КЗ уже опасно по своим послед-
ствиям. Тем более опасны многократные включения выключателя на
неустранившееся повреждение, поскольку возникающая каждый раз при
этом дуга вызывает все большие разрушения. Увеличивается и вероят-
ность пережога проводов контактной сети, при котором движение элек-
тропоездов на длительное время задерживается.
Одной из мер снижения вероятности пережога проводов при устой-
чивом КЗ является применение на тяговых подстанциях зависимого от
тока АПВ и изменения в некоторых случаях очередности включения
выключателей на подстанции и на посту секционирования. Зависимое
от тока АПВ может включаться в работу только в том случае, если ток
фидера, отключенный выключателем, не достиг, например, заданного
значения. Это значение выбирается равным примерно току фидера при
КЗ в середине участка между подстанцией и постом секционирования.
Если происходит повреждение контактной сети ближе к тяговой под-
станции, то ток КЗ превышает уставку запрета действия АПВ и оно бло-
кируется. Теперь необходимо включить выключатель на посту секцио-
нирования. При его отключении в результате устойчивого повреждения
все дальнейшие операции, осуществляемые энергодиспетчером по те-
леуправлению, необходимо производить только с выключателем на по-
сту секционирования.
Такой порядок обеспечивает меньшие значения тока КЗ, поскольку
ток теперь будет определяться сопротивлением тяговой сети от места
повреждения до смежной тяговой подстанции, расстояние до которой
587
от этого места значительно больше. Меньшие значения тока КЗ вызы-
вают меньшие разрушения, вероятность пережога проводов при этом
снижается, хотя и не устраняется полностью. В тех случаях, когда ток КЗ
меньше уставки запрещающего действия АПВ, порядок очередности
включения выключателей на тяговой подстанции и на посту секциони-
рования остается прежним.
Радикальной мерой, предотвращающей возможные пережоги прово-
дов контактной сети при однократном и многократных включениях вык-
лючателя на устойчивое повреждение, является предварительное (перед
включением) опробование контактной сети. Такое опробование осуще-
ствляется с помощью испытателя короткого замыкания (ИКЗ), схема
которого приведена на рис. 13.8 [137,138]. К шинам 27,5 кВ тяговой под-
станции через разъединитель QSui подключен фидерный высоковольт-
Шины 27,5 кВ
Контактная сеть
ип Ж
Рельсы
Рис. 13.8. Схема установки ИКЗ для контактной сети переменного тока
588
ный выключатель Q, соединенный через разъединитель р8л с контакт-
ной сетью. Выключатель снабжен устройствами релейной защиты и ав-
томатики РЗА, которые получают информацию о режиме работы фиде-
ра от вторичных обмоток измерительных трансформаторов напряжения
TV1 и тока ТА1. Собственно ИКЗ состоит из испытательного ограни-
чителя тока Rjp измерительных трансформаторов напряжения TV2 и
тока ТА2, реле минимального напряжения KV, реле максимального
тока КА и логического элемента И. Испытательный ограничитель тока
Rtf постоянно подключен параллельно фидерному высоковольтному
выключателю Q.
При отключении выключателя Q в результате действия релейной за-
щиты напряжение 27,5 кВ подается в контактную сеть через ограничи-
тель тока Rj,. Благодаря этому ограничителю напряжение контактной
сети резко падает, снижается и значение тока до величины, неспособ-
ной вызвать пережог проводов. Реле КА и KV контролируют остаточные
параметры: напряжение между контактной сетью и рельсами и ток че-
рез ограничитель Если в контактной сети имеется устойчивое КЗ, то
срабатывают одновременно реле КА и KV и в систему РЗА поступает
запрет на действие АПВ. После этого отключается разъединитель р8л.
Подобные или похожие устройства используются на железных доро-
гах Австрии, Германии, Швейцарии при напряжении 15 кВ с частотой
162/3 Гц, а также Испании (25 кВ, 50 Гц). Токоограничивающий элемент
Rn чаще всего выполняется в виде резистора, однако возможно приме-
нение дросселей, последовательных трансформаторов, конденсаторов с
мощностью (при номинальном напряжении контактной сети 27,5 кВ)
до 600 кВт или кВ-А.
Чем больше сопротивление токоограничивающего элемента 1^, тем
меньше теряемая в нем мощность при КЗ на контактной сети, тем про-
ще его конструкция, меньше габариты и т. п. Однако при этом, ухудша-
ются условия разграничения аварийного и нормального режимов кон-
тактной сети, В схеме, приведенной на рис. 13.8, токоограничивающий
резистор Ии имеет сопротивление 2000 Ом. При опробовании контакт-
ной сети через него протекает ток, значение которого не превышает 12,5-
14,5 А. Такой ток не может привести к пережогу проводов контактной
сети даже при неоднократном повторном включении ИКЗ.
Процесс включения контактной сети под напряжение осуществляет-
ся в следующей последовательности. При отключенном фидере сначала
включают разъединитель QSin, а затем — разъединитель QSn. Через рези-
589
стор в контактную сеть течет испытательный ток. Если контактная сеть
исправна, то ни реле тока КА, ни реле напряжения KV входных сигналов
не формируют, логическая ячейка И остается закрытой, сигнал запрета
АПВ не формируется и автоматика включает без задержки выключатель
Q. В контактную сеть подается номинальное напряжение, а резистор
шунтируется и ток в нем исчезает.
При отключении выключателя Q резистор R^ оказывается включен-
ным последовательно между шинами и контактной сетью. Если контак-
тная сеть исправна или повреждение самоликвидировалось, то напря-
жение в контактной сети скачком уменьшается примерно до 7 кВ, что
приводит к отключению силовой цепи электроподвижного состава. Че-
рез резистор Rw будет протекать либо ток 1С (при отсутствии электропод-
вижного состава), либо ток /н ост, где /с — ток холостого хода контактной
сети, обусловленный распределенной емкостью между контактной се-
тью и рельсами 11-10“9 Ф/км), /ност — остаточный ток электропод-
вижного состава, обусловленный собственными нуждами и печами элек-
трообогрева. Значение тока Zc составляет несколько ампер, ток ZH ост мо-
жет достигать 10—11 А. Сравнивая эти значения с наибольшим током
через резистор RTI при КЗ на контактной сети (12,5—14,5 А) и учитывая
необходимые при этом коэффициенты запаса и чувствительности (см.
п. 1.3), приходим к выводу, что по значению тока (при данном значении
RTI) нельзя уверенно различить при опробовании контактной сети нор-
мальный режим работы от режима КЗ. Поэтому в схеме, приведенной на
рис. 13.8, реле тока КА выполняет роль лишь пускового органа с устав-
кой 6,5 А для отстройки от емкостных токов холостого хода.
Уставка реле напряжения KV принимается равной 5800 В, обеспечи-
вая четкое различение аварийного режима от нормального с коэффици-
ентом чувствительности около 1,5 на участке длиной до 40 км даже в том
случае, если КЗ происходит на разземленной опоре с переходным сопро-
тивлением до 50 Ом. В режиме КЗ остаточное напряжение при этих усло-
виях не превышает 4 кВ, а при отсутствии КЗ не падает ниже 7 кВ.
Ограничитель тока RTI можно выполнить из электропроводящего бе-
тона (БТЭЛ), однако такая конструкция имеет большие габариты и мас-
су, причем из-за высокой гигроскопичности необходимо ее размещать в
закрытом отапливаемом помещении. Имеется положительный зарубеж-
ный опыт изготовления токоограничивающего резистора из углеродис-
той ткани в виде полотнища. Однако такую конструкцию нельзя разме-
щать в открытых распределительных устройствах из-за воздействия кли-
590
матических факторов, а в закрытых РУ она требует большого помеще-
ния. Использование токоограничивающих устройств в виде батареи кон-
денсаторов избавляет от потерь активной энергии и выделяемого тепла,
однако такая батарея требует много места и специальных мер защиты от
перенапряжений при частых коммутациях.
Удачная конструкция R^ выполнена из нихромовой проволоки диа-
метром 1,5 мм, намотанной в виде многослойных катушек со слюдоплас-
товой изоляцией, соединенных последовательно и размещенных в фар-
форовом корпусе от разрядника РВС-35. При работе ИКЗ в режиме опро-
бования контактной сети и двукратном АПВ резистор R^ проводит ток в
течение 3,5—5 с, что определяется с запасом временем работы устройств
РЗАи привода разъединителя QSn (см. рис. 13.8). Таких опробований мож-
но делать 4—6 раз подряд. Потом, после каждых 20—40 мин остывания
резистора R1I, можно проводить по одному опробованию. При остывания
в течение 6 ч весь цикл можно повторить полностью.
Особого внимания требует разъединитель 08л. При устойчивом по-
вреждении в контактной сети и запрете АПВ разъединитель отключа-
ется и разрывает цепь тока резистора R^ (12,5—14,5 А). Обычные разъе-
динители наружной установки могут разрывать токи только до 3—5 А.
Поэтому необходимо принимать меры по усилению разрывной спо-
собности этого разъединителя или применять специальные вакуумные
контакторы.
Рекомендуемая литература
1. Марквардт КТ. Энергоснабжение электрифицированных железных
дорог. — М.: Трансжеддориздат. 1948. 568 с.; изд. 4-е, перераб. и доп., 1982. —
528 с.
2. Основы теории цепей: Учебник для вузов / Г.В. Зевеке, П.А. Ион-
кин, А.В. Нетушил, С.В. Страхов, 5-е изд., перераб. — М.: Энергоатомиз-
дат, 1989. - 528 с.
3. Бей Ю.М., Мамошин Р.Р., Пупынин В.Н., Шалимов МТ. Тяговые под-
станции. — М.: Транспорт, 1986. — 319 с.
4. Основы метрологии и электрические измерения: Учебник для ву-
зов / Б.Я. Авдеев, Б.М. Андронюк, Е.М. Душин и др.: Под ред. Е.М. Души-
на. — 6-е изд., перераб. и доп. — Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1987. —
480 с.
5. Вычислительная и микропроцессорная техника в устройствах элек-
трических железных дорог: Учебник для вузов ж.-д. транспорта / В.В. Анд-
реев, П.Б. Куликов, Г.Г. Марквардт и др.; Под ред. Г.Г. Марквардта. — М.:
Транспорт, 1989. — 287 с.
6. Бурков А. Т. Электронная техника и преобразователи: Учебник для ву-
зов ж.-д. транспорта. М.: Транспорт, 1999. 464 с.
7. Виноградов ВЛ., Попов Д.А. Электрические машины железнодорожно-
го транспорта: Учебник для вузов ж.-д. транспорта. — М.: Транспорт, 1986. —
511 с.
8. Марквардт КТ Контактная сеть, 4-е изд., перераб. и доп.: Учебник
для вузов ж.-д. транспорта: —’ М. Транспорт, 1994. — 335 с.
9. Иванов В.И. Реле и релейная защита. М.; Л.: Госэнергоиздат, 1932.
276 с.
10. Соловьев Л.Е., Федосеев А.М. Релейная защита. Ч. 1. — М.; Л.: ОНТИ,
1938.- 559 с.
11. Ступель Ф.А. Реле защиты и автоматики. — М.; Л.: Госэнергоиздат,
1941. - 370 с.
12. Атабеков Г.И. Теоретические основы релейной защиты высоковоль-
тных сетей. — М.; Л.: Госэнергоиздат, 1957. — 344 с.
13. Фабрикант В.Л. Теория обмоток реле переменного тока. — М.; Л.:
Госэнергоиздат, 1958. — 264 с.
14. Фабрикант В.Л. Дистанционная защита. — М.: Высшая школа, 1978. —
215 с.
592
15. Дроздов А.Д. Электрические цепи с ферромагнитными сердечника-
ми в релейной защите. — М.; Л.: Энергия, 1965. — 240 с.
16. Федосеев А. М. Релейная защита электрических систем. — М.: Энер-
гия, 1976. — 560 с.
17. Федосеев А М. Релейная защита электрических систем. Релейная за-
щита сетей. М.: Энергоатомиздат, 1984. 520 с.
18. Шнеерсон Э.М. Дистанционные защиты. — М.: Энергоатомиздат. 1986. ~
448 с.
19. ГельфандЯ.С. Релейная защита распределительных сетей. — М.: Энер-
гоатомиздат, 1987. — 386 с.
20. Засыпкин А. С. Релейная защита трансформаторов. — М.: Энергоато-
миздат, 1989. — 240 с.
21. Лысенко Е.В. Функциональные элементы релейных устройств на ин-
тегральных микросхемах. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 192 с.
22. Линт Г.Э. Серийные реле защиты, выполненные на интегральных
микросхемах. — М.: Энергоатомиздат. 1990. — 112 с.
23. Ванин В.К., Павлов Г. М. Релейная защита на элементах вычисли-
тельной техники. — Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд., 1991. — 336 с.
24. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабже-
ния. — М.: Высшая школа, 2006. — 639 с.
25. Кучма КГ., Марквардт ГГ, Пупынин В.Н. Защита от токов коротко-
го замыкания в контактной сети. — М.: Трансжелдориздат,1960. — 260 с.
26. Система телемеханики «Лиена» для электрифицированных железных
дорог / Е.Е. Байкеев, Г.М. Корсаков, В.Я. Овласюк, Н.Д. Сухопрудский;
Под ред. Н.Д. Сухопрудского. — М.: Транспорт, 1979. — 215 с.
27. Электронные устройства релейной защиты и автоматики в системах
тягового энергоснабжения / Быков В.А., Зимаков В.А., Халъков В.С. и др.;
Под ред. В.Я. Овласюка. — М.: Транспорт, 1974. — 304 с.
28. Интегральные микросхемы в устройствах автоматики и защиты тя-
говых сетей / В.А. Овласюк, В.А. Зимаков, В.И. Дубровин и др.; Под ред.
В.Я. Овласюка. — М. Транспорт, 1985. — 302 с.
29. Фигурнов Е.П. Защита электротяговых сетей переменного тока от ко-
ротких замыканий. — М.: Транспорт, 1979. — 160 с.
30. Фигурнов Е.П. Релейная защита устройств электроснабжения желез-
ных дорог. — М.: Транспорт, 1981. — 215 с.
31. Шалимов М.Г, Маценко В.П Релейная защита тяговых подстанций. —
Омск.: Издание ОМИИТ, 1981. — 114 с.
32. Дынькин Б.Е. Защита тяговых сетей переменного тока при разземле-
нии опор контактной сети. — Хабаровск.: ДВГУПС, 1999. — 170 с.
33. Шилкин П.М. Порцелан А.А., Котельников А.В. Защита контактной
сети постоянного тока при различных способах заземления опор. — М.:
Транспорт, 1977. — 104 с.
593
34. Сердинов C.M. Повышение надежности устройств энергоснабжения
электрифицированных железных дорог. — М.: Транспорт, 1975. — 366 с.; 2-е
изд., перераб. и доп. — М.: Транспорт, 1985. — 306 с.
35. Векслер М.И. Защита тяговой сети постоянного тока от токов корот-
кого замыкания. — М.: Транспорт. 1976. — 120 с.
36. Шмуръев В.Я, Цифровые защиты. — М.: НТС «Энергопрогресс»,
1999. — 56 с. (Библиотека электротехники, приложение к журналу «Энер-
гетик», вып. 1(4)).
37. Александровым. Выбор уставок срабатывания защит асинхронных элек-
тродвигателей напряжением выше 1 кВ. — М.: НТС «Энергопрогресс», 1998. —
56 с. (Библиотека электротехники, приложение к журналу «Энергетик», вып. 2.).
38. Правила устройства электроустановок, 6-е изд., доп. с исправл. — М.:
Энергосервис, 2006. — 440 с.
39. Правила устройства системы тягового электроснабжения железных
дорог РФ. — М.: Министерство путей сообщения, 1997. — 78 с.
40. Руководящие указания по релейной защите систем тягового элект-
роснабжения. ОАО «РЖД». Департамент электрификации и электроснаб-
жения. — М.: Трансиздат, 2005. — 216 с.
41. Руководящие указания по релейной защите. Ступенчатая токовая защи-
та нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110-220 кВ. —
М.; Л.; Госэнергоиздат, 1961. — 63 с.
42. Руководящие указания по релейной защите. Защита шин 6—220 кВ. —
М., Л.: Госэнергоиздат, 1961. — 72 с.
43. Руководящие указания по релейной защите. Защита понижающих
трансформаторов и автотрансформаторов. — М.; Л.: Госэнергоиздат, 1962. —
120 с.
TiTU
44. Руководящие указания по релейной защите. Устройство резервиро-
вания при отказе выключателя 35—500 кВ. — М.; Л.: Энергия, 1966. — 48 с.
45. Руководящие указания по релейной защите. Дистанционная защита
линий 35—330 кВ. — М.; Л.: Энергия, 1966. — 172 с.
46. Руководящие указания по релейной защите. Дистанционная защита
линий 35—330 кВ (дополнение). — М.: Энергия, 1968. — 16 с.
47. Руководящие указания по релейной защите. Поперечная дифференци-
альная направленная защита линий 35—220 кВ. — М.: Энергия, 1970. — 56 с.
48. Руководящие указания по релейной защите. Дифференциально-фаз-
ная высокочастотная защита линий 110—330 кВ. — М.: Энергия, 1972. —
112с.
49. Руководящие указания по релейной защите. Высокочастотная бло-
кировка дистанционной и токовой направленной нулевой последователь-
ности защит линий 110—220 кВ. — М.: Энергия, 1975. — 76 с.
50. Рубинчик ВЫ. Резервирование отключения коротких замыканий в
электрических сетях. — М.: Энергоатомиздат, 1996. — 180 с.
594
51. Белицкая М. С,, Лиманов Е.А. Трансформаторы постоянного тока и на-
пряжения. — М.; Л.: Энергия, 1964. — 236 с.
52. Левшина Е.С., Новицкий П.В. Электрические измерения физических
величин: (Измерительные преобразователи). — Л.: Энергоатомиздат. Ле-
нингр. отд., 1983. — 320 с.
53. Использование полупроводников в релейной защите и измеритель-
ной технике / Под ред. Е.П. Фигурнова // Труды Ростовского н/Д ин-та
инж. ж.-д. трансп., выл. 52. — М.: Транспорт, 1965. — 56 с.
54. Егиазарян Г.А., Стафеев В,И, Магнитодиоды, магнитотранзисторы и
их применение. — М.: Радио и связь, 1987. — 88 с.
55. Опыт разработки преобразователей тока в напряжение на магнито-
транзисторах для устройств релейной защиты и измерения / В.Н. Гречухин,
В.Н. Нуждин, В.В. Глускина и др. — М.: Энергетик, 1997, № 6. — С. 14—16.
56. Казанский В.Е. Трансформаторы тока в устройствах релейной защи-
ты и автоматики: Учеб, пособие для вузов. — М.: Энергия, 1978. — 264 с.
57. Казанский В.Е. Измерительные преобразователи тока в релейной за-
щите. — М.: Энергоатомиздат, 1988. — 240 с.
58. Кудрявцев А.А., Кузнецов АЛ., Григорьев МЛ. Максимальная токовая
защита с магнитными трансформаторами тока. — М.: Энергоиздат, 1984. —
56 с.
59. Королев ЕЛ., Либерзон Э.М. Расчеты допустимых нагрузок в токовых
цепях релейной защиты. — М.: Энергия, 1980. — 208 с.
60. Элементы автоматических устройств: Учебник для вузов / В.Л. Фаб-
рикант, В.П. Глухов, Л.Б. Паперно, В.Я. Путниньш. — М.: Высшая школа,
1981. — 400 с.
61. Михайлов В.В. Магнитоэлектрики в устройствах автоматики и релей-
ной защиты. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 128 с.
62. Фабрикант В.Л. Фильтры симметричных составляющих. — М.;Л.:
Госэнергоиздат, 1962. — 424 с.
63. Линт ГЭ. Симметричные составляющие в релейной защите. — М.:
Энергоатомиздат, 1996. — 160 с.
64. Босый Н.Д. Электрические фильтры, изд. 4-е. — Киев: Гостехиздат
УССР, 1960. — 616 с.
65. Рогинский В.Ю. Расчет устройств электропитания аппаратуры элек-
тросвязи. М.: Связь, 1972. — 360 с.
66. Цифровые и аналоговые интегральные микросхемы: Справочник /
С.В. Якубовский, Л.И. Ниссельсон, В.И. Кулешова и др.; Под ред. С.В. Яку-
бовского. — М.: Радио и связь, 1990. — 496 с.
67. Справочник по наладке вторичных цепей электростанций и подстан-
ций /А.А. Антюшин, А.Е. Гомберг, В.П. Караваев и др.; Под ред. Э.С. Му-
саэляна. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 384 с.
595
68. Тяговые подстанции трамвая и троллейбуса: Справочник / Под ред. И.С.
Ефремова. — М.: Транспорт, 1984. — 311 с.
69. Реле защиты / В.С. Алексеев, Т.П. Варганов, Б.И. Панфилов, Р.З. Ро-
зенблюм. — М.: Энергия, 1976. — 464 с.
70. Игловский И.Г., Владимиров Г.В. Справочник по слаботочным элект-
рическим реле. 3-е изд,, перераб. и доп. — Л.: Энергоатомиздат. Ленингр.
отд-ние, 1990. — 560 с.
71. Кобленц М.Г. Герметичные коммутационные устройства на силовых
герконах. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 176 с.
72. Коммутационные устройства радиоэлектронной аппаратуры / Г.Я. Ры-
бин, Б.Ф. Ивакин, Н.В. Вьюков и др.; Под ред. Г.Я. Рыбина. — М.: Радио и
связь, 1985. — 264 с.
73. Темкина Р.В. Измерительные органы релейной защиты на интеграль-
ных микросхемах. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 240 с.
74. Электронные релейные и измерительные устройства для железнодорож-
ного транспорта / Под общ. ред. Е.П. Фигурнова // Труды РИИЖТ, вып. 71. —
М.: Транспорт, 1967. — 104 с.
75. Фабрикант ВЛ. Основы теории построения измерительных органов
релейной защиты и автоматики. — М.: Высшая школа. 1968. — 268 с.
76. УдрисА. С. Релейная защита воздушных линий 110—220 кВ типа ЭПЗ-
1636. — М.: Энергоатомиздат, 1988. — 144 с.
П.Дрогунцев В.Г., Овчаренко Н.И. Элементы автоматических устройств
энергосистем. — М.: Энергия, 1979. — 520 с.
78. Фигурнов Е.П. К основам теории входных устройств полупроводни-
ковых реле с двумя входными сигналами // Электричество, 1966, № 9. —
С. 55-59.
79. Фигурнов Е.П. Реле сопротивления с составными характеристикам //
Электричество, 1970, № 7. — С. 83—85.
80. Фокин Т.Г., Хомяков Т.Н. Панели дистанционных защит ПЗ-2/1 и
ПЗ-2/2. - М.: Энергия, 1975. - 112 с.
81. Устройства дистанционной и токовой защит типов ШДЭ 2801, ШДЭ
2802 / А.Н. Бирг, Г.С. Нудельман, Э.К. Федоров и др. — М. Энергоатомиз-
дат, 1988. — 144 с.
82. Федоров Э.К., Шнеерсон Э.М. Панель дистанционной зашиты ГЩЭ-
2001 (ДЗ-751). — М. Энергоатомиздат, 1985. — 96 с.
83. Беляев А.В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ. — Л.:
Энергоатомиздат. Ленингр. отд., 1988. — 176 с.
84. Шабад М.А. Защита трансформаторов распределительных сетей. —
Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд., 1981. — 136 с.
85. Усатенко С.Т., Каченюк Т.К., Терехова М.В. Выполнение электричес-
ких схем по ЕСКД: Справочник. — М.: Издательство стандартов, 1989. —
325 с.
596
86. Корогидский В.Н., Кужеков С.Л.: Паперно Л.Б. Релейная защита элек-
тродвигателей напряжением выше 1 кВ. — М.: Энергоатомиздат, 1987. —
248 с.
87. Голанцов Е.Б., Молчанов В.В. Дифференциальная защита трансфор-
маторов с реле типа ДЗТ-21 (ДЗТ-23). — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 88 с.
88. ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Мето-
ды расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. —
М.: Стандартинформ, 2007, — 38 с.
89. Фигурнов Е.П. Сопротивления электротяговой сети однофазного пе-
ременного тока И Электричество 1997, № 5. — С. 23—29.
90. Бурьяноватый А.И. Компьютерное моделирование в электроснабжении:
Учебное пособие. — СПб.: Петербургский гос. ун-т путей сообщения, 1999. —
80 с.
91. Разевиг В.Д. Схемотехническое моделирование с помощью MICRO-
САР7. — М.: Горячая линия—Телеком, 2003. — 368 с.
92. Карлашук В.И. Электронная лаборатория на IBM PC. В 2-х томах. Т. 1.
Моделирование элементов аналоговых систем. 6-е изд., перераб. и доп. —
М.: СОЛОН-ПРЕСС, 2006. - 672 с.
93. Система тягового электроснабжения 2x25 кВ / Б.М. Бородулин,
М.И. Векслер, В.Е. Марский, И.В. Павлов. — М.: Транспорт, 1989. — 247 с.
94. Бочев А.С, Теоретические основы электротехники: учеб, пособие.
Рост. гос. ун-т путей сообщения. — Ростов н/Д: 2007. — 383 с.
95. Бондарев НА., Чекулаев В.Е. Контактная сеть. — М.: Маршрут, 2006. —
590 с.
96. Дубровин В.И. Методы отключения быстродействующих выключате-
лей постоянного тока в устройстве телеблокировки // Труды ВНИИЖТ, вып.
622. — М.: Транспорт, 1979. — С. 58—67.
97. Пупынин В.Н., Блинов И. Б. Трехпараметрическая защита тяговой сети
от малых токов короткого замыкания // Улучшение энергетических пока-
зателей метрополитенов: Сб. научн. тр, — М.: Транспорт, 1987. — С. 60—67.
98. Фигурнов Е.П., Кручинин В.П., Бочев А. С. Потенциальная защита кон-
тактной сети постоянного тока // Электрическая и тепловозная тяга, 1972,
№ 3,- С. 15-17.
99. Короткозамыкатель для контактной сети постоянного тока / И.С. Крю-
ков, А.В. Фарафонов, Ю.Г Сенников, О.С. Катунин // Электрическая и теп-
ловозная тяга, 1990, № 1. — С. 36—39.
100. Фейгин Г.Л., Фелинский Ю.Б. Повышение надежности мгновенно-
потенциальной защиты И Электрическая и тепловозная тяга, 1977, № 8. —
С. 13-14.
101. Петрова Т.Е. Расчет нагрева проводов контактной сети // Вестник
ВНИИЖТ, 1987, № 3. - С. 52-54.
597
102. Тепло- и массообмен. Теплотехнический эксперимент. Справочник
/ Е.В. Аметистов, В.А. Григорьев, Б.Г. Емцов и др. Под общ. ред. В.А. Григо-
рьева и В.М. Зорина. — М.: Энергоиздат, 1982. — 512 с.
103. Петрова Т.Е., Фигурнов Е.П. Защита от перегрузки по току проводов
воздушных линий электропередачи // Электричество, 1991, № 8. — С. 29—34.
104. Набойченко Н.О., Вербицкий В.А. и др. Защита от отжигов проводов
контактной сети постоянного тока // Локомотив, 1996, № 9. — С. 24—28.
105. Справочник по электроснабжению железных дорог. Т. 2. / Под ред.
К.Г. Марквардта. — М.: Транспорт, 1981. — 392 с.
106. Таубес И.Р. Устройство резервирования при отказе выключателя
(УРОВ) в сетях 110—220 кВ. — М.: Энергоатомиздат, 1988. — 88 с.
107. Бородулин Б.М., Герман Л.А., Николаев ГА. Конденсаторные установ-
ки электрифицированных железных дорог. — М.: Транспорт. 1983. — 183 с.
108. А С. 493855 СССР, МКИ3 Н 02 J 3/18. Способ отключения установки
параллельной емкостной компенсации /Ю.И. Блинников, Б.М. Бородулин,
Б.П. Горан, Е.Н. Дагаев, Ю.Я. Самсонов, Е.П. Фигурнов, Л.И. Шухатович
(СССР)- № 1425513/24-7. Заяви. 10.04.70; Опубл. 30.11.75. Бюл. № 44.
109. Двенадцатипульсовые полупроводниковые выпрямители тяговых
подстанций / Б.С. Барковский, Г.С. Магай, В.П. Маценко и др.; Под ред.
М.Г Шалимова. — М.: Транспорт, 1990. — 127 с.
110. Глух Е.М., Зеленое В.Е. Защита полупроводниковых преобразовате-
лей. — М.: Энергия, 1970. — 152 с.
111. Дружинин ГВ. Надежность автоматизированных производственных
систем. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 480 с.
112. Павлов И. В. Отсасывающие трансформаторы в тяговых сетях пере-
менного тока. — М.: Транспорт. 1965. — 204 с.
113. Сирота ИМ. Переходные режимы трансформаторов тока, — Киев:
Изд-во АН УССР, 1961. - 192 с.
114. Сирота ИМ.: Стогний Б. С., Черненко В.А. Обобщенные характери-
стики для выбора трансформаторов тока в устройствах релейной зашиты и
автоматики. — Киев: Наукова думка, 1968. — 40 с,
115. Сирота ИМ. Трансформаторы и фильтры напряжения и тока нуле-
вой последовательности. — Киев: Наукова думка, 1983. — 103 с.
116. Чернобровое Н.В. Релейная защита. — М.: Энергия, 1971. — 624 с.
117. Гаевенко Ю.А. Новые реле защиты на полупроводниках. — Киев:
Гос. изд-во техн. лит. УССР, 1962. — 120 с.
118. Гаевенко Ю.О., Малаховский EJ., Синельников В.Я. Пристро! релей-
ного захисту на натвповщниках. — Киш: Технпса, 1969. — 324 с.
119. Розов С. С. Новый принцип выполнения реле сопротивления с эл-
липтической характеристикой // Энергетика и электротехническая про-
мышленность. 1965, № 1. — С. 35—38.
598
120. Микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики серий
«Сириус» и «Орион» В.Ю. Лукоянов, РВ. Кузина, К.С. Аганичев, А.П. Куз-
нецов И Энергетик, 2000, № 3. — С. 25—27.
121. Кошман А.Г. Серия устройств микропроцессорной релейной защи-
ты МРЗС-05 производства ПО «КИЕВПРИБОР» // Релейная защита и ав-
томатика энергосистем 2002. XV научно-техническая конференция 21—23
мая 2002 г. Сборник докладов. — М.: ЦДУ ЕЭС России, 2002. — С. 35—38.
122. Применение и техническое обслуживание микропроцессорных уст-
ройств на электростанциях и в электросетях / Сост. А.П. Кузнецов; Под ред.
Б.А. Алексеева. — Ч. 3.: Испытательные установки для проверки устройств
релейной защиты и автоматики (серии «Уран», «Нептун», «Сатурн»). — М.:
Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.- 96 с.
123. Кузнецов A. II., Лукоянов В.Ю., БиргА.Н,, Дмитриев В. Н., Герасимов В.А.,
Кузьмин С.А. Современные испытательные устройства для релейной защи-
ты и автоматики. — М.: НТФ «Энергопрогресс», 2001. — 80 с. [Библиотечка
электротехника, приложение к журналу «Энергетик»; Вып. 3(27)].
124. Жарков Ю.И., Лысенко В.Г., Стороженко Е.А. Автоматизация диаг-
ностирования систем релейной защиты и автоматики электроустановок /
Под ред. Ю.И. Жаркова. — М.: Маршрут, 2005. — 178 с.
125. Левин ГМ., Зимаков ВЛ Устройства для определения расстояния до
мест повреждений контактной сети постоянного тока / Электронные схемы
автоматики и защиты тяговых подстанций железных дорог // Труды ВНИИЖТ,
вып. 315. — М.: Транспорт, 1966. — 188 с.
126. Автоматизация систем электроснабжения: Учебник для вузов ж.-д.
трансп /Ю.И. Жарков, В.Я, Овласюк, Н.Г. Сергеев, Н.Д. Сухопрудский,
А.С. Шилов; Под ред. Н.Д. Сухопрудского. — М.: Транспорт, 1990. — 359 с.
127. А. С. СССР 161410 СССР, МКИ3 G01r, B61m. Устройство для опре-
деления места короткого замыкания в контактной сети железных дорог пе-
ременного тока/ Е. П. Фигурнов, Ю. Я. Самсонов (СССР). № 787278/24-7,
заявл. 16.07.1962. Опубл. 19.03. 1964. Бюл. № 7.
128. Самсонов Ю.Я. Указатель места короткого замыкания для контакт-
ных сетей переменного тока и анализ его погрешностей / Использование
полупроводников в релейной защите и измерительной технике // Труды
РИИЖТ, вып. 52. — М.: Транспорт, 1965. — С. 44—56.
129. Сухопрудский НД., Корсаков ГМ. Устройство поиска мест коротко-
го замыкания тяговой сети переменного тока и высоковольтной ЛЭП авто-
блокировки / Электронная техника в автоматике электротяговых устройств
// Труды ВНИИЖТ, вып. 467. — М.: Транспорт, 1972. — С. 70—74,
130. Аппаратура автоматики и телемеханики в устройствах электроснаб-
жения (конструкция, наладка, эксплуатация)/ Н.Н. Василевский, В.А. Ма-
нухов, Ю.А. Шипарев, В.М. Эрлих. — М.: Транспорт, 1971. — 256 с.
599
131. Система телемеханики «Лиена» для электрифицированных желез-
ных дорог / Е.Е. Байкеев, Г.М. Корсаков, В.Я. Овласюк, Н.Д. Сухопрудс-
кий; Под ред. Н.Д. Сухопрудского. — М.: Транспорт, 1979. — 215 с.
132. Фигурнов Е.П., Курганов В.В. Телеизмеритель и указатель коротких
замыканий на фидерах контактной сети переменного тока/ Электроснабже-
ние и автоматика электрифицированных дорог // Труды РИИЖТ, вып. 85. —
Ростов н/Д., 1972. — С. 30-37.
133. Фигурнов Е.П., Курганов В.В., Поляков М.Е. Устройство для выявле-
ния мест короткого замыкания // Электрическая и тепловозная тяга, 1975,
№ 7. - С. 33—36.
134. Бочев А.С., Тупченко М.Ю., Фигурнов Е.П Автоматическое определение
места повреждения в трехпроводных электротяговых сетях // Известия Северо-
Кавказского научного центра высшей школы, 1982. № 1. — С. 51—54.
135. Попова НА. О достоверности определения расстояния до короткого
замыкания в тяговой сети переменного тока // Межвуз. сб. науч. тр. Автомати-
зированные системы электроснабжения железных дорог / Под ред. ЮИ. Жар-
кова. - Ростов н/Д., РГУПС, 1995. - С. 118-123.
136. Петров И.И Адаптивные методы определения места поврем ,ения в
тяговой сети переменного тока и их исследование: Дисс. канд. тех. наук:
05.22.09/ Ростовский гос. ун-т путей сообщения. — Ростов н/Д., 1999. — 231 с.
137. Кузнецов В.В., Кузнецова О.В. Методы обнаружения короткого за-
мыкания в тяговой сети переменного тока // Межвуз. сб. науч. тр. Совер-
шенствование систем энергоснабжения электрифицированных железных
дорог. — Ростов н/Д.; РГУПС, 1994. — С. 47—54.
138. Кузнецова О.В. Испытание электротяговой сети переменного тока
на наличие короткого замыкания: Дисс. канд. тех. наук: 05.22.09/ Ростовс-
кий гос. ун-т путей сообщения. — Ростов н/Д., 2000. — 146 с.
139. Дьяков А.Ф., Платонов В.В. Основы проектирования релейной за-
щиты электроэнергетических систем: Учебное пособие. — М.: Издатель-
ство МЭИ, 2000. — 248 с.
140. Басс Э.И., Дорогунцев В. Г. Релейная защита электроэнергетических
систем: Учебное пособие / Под ред. А. Ф. Дьякова. — М.: Издательство
МЭИ, 2002. - 296 с.
141. Шуин В.А., Гусенков А.В. Зашита от замыканий на землю в электри-
ческих сетях 6—10 кВ. — М.: НТФ «Энергопрогресс», 2001. — 104 с. [Биб-
лиотечка электротехника; Вып. 11(35)].
142. Бадер М.П Электромагнитная совместимость: Учебник для вузов
ж.-д. транспорта. — М.: УМК МПС, 2002. — 638 с.
143. Фигурнов Е.П., Жарков Ю.И., Петрова Т.Е. Релейная защита сетей
тягового электроснабжения переменного тока: Учеб, пособие / Под ред.
Е.П. Фигурнова. — М.: Маршрут, 2006. — 272 с.
600
144. Руководящие указания по релейной защите. Расчеты токов корот-
кого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях
110-750 кВ. - М.: Энергия, 1979. - 152 с.
145. Руководящие указания по релейной защите. Токовая защита нуле-
вой последовательности от замыканий на землю линий 110—500 кВ: Расче-
ты. — М.: Энергия, 1980. — 88 с.
146. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита пони-
жающих трансформаторов и автотрансформаторов 110—500 кВ: Схемы. —
М.: Энергоатомиздат, 1985. — 112 с.
147. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита по-
нижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110—500 кВ: Расче-
ты. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 96 с.
148. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и вы-
бору электрооборудования/ Под ред. Б.Н. Неклепаева. — М.: Изд-во НЦ
ЭНАС, 2002.- 152 с.
149. Техническое обслуживание измерительных трансформаторов тока
и напряжения / Сост. Ф.Д. Кузнецов; под ред. Б.А. Алексеева. — М.: Изд-во
НЦ НйАС, 2001. - 96 с.
150. Михайлов Н.М,,Мандравин В.Е., Шамис М.А., Леонтьев А,Н. Новый
комплекс реле защиты для энергетики // Электротехника, 2006, № 2. —
С. 4-10.
151. Циглер Г. Цифровая дистанционная защита: принципы и примене-
ние / Пер. с англ; под ред. А.Ф. Дьякова. — М.: Энергоиздат, 2005. — 322 с.
152. Бургсдорф В.В, Сооружение и эксплуатация линий электропереда-
чи в сильно гололедных районах. — М.; JL: Госэнергоиздат, 1949. — 198 с.
153. Бургсдорф В.В., Никитина Л.Г. Определение допустимых токов на-
грузки воздушных линий электропередачи по нагреву их проводов // Элек-
тричество, 1980, № 11. — С. 1—7.
154. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. — М.: Энергия,
1977.-344 с.
155. Фигурнов Е.П. Релейная защита: Учебник для вузов ж.-д. трансп. —
М.: Желдориздат, 2002. — 720 с.
Оглавление
Глава 8. ЗАЩИТА ТЯГОВОЙ СЕТИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА............3
8.1. Особенности нормального и аварийного режимов........3
8.2. Вычисление параметров короткого замыкания..........20
8.3. Особенности реализации основных требований к защитам.52
8.4. Основные требования к выбору уставок защит.........70
8.4.1. Состав защит межподстанционной зоны..........70
8.4.2. Общие требования и порядок расчетов..........74
8.5. Выбор уставок селективных защит....................84
8.5.1. Выбор уставок защит и блокировок по току и напряжению 84
8.5.2. Выбор уставок дистанционных защит.............98
8.5.3. Особенности выбора уставок дистанционных защит
при разных формах угловых характеристик.............106
8.5.4. Дополнительная отстройка от особых режимов
нормальной работы...................................112
8.6. Выбор уставок защит для особых условий и схем.....113
8.6.1. Дистанционная защита от повреждений на разземленных
опорах..............................................113
8.6.2. Особенности выбора уставок для неселективных защит.... 128
8.6.3. Выбор уставок для противогололедных схем.....129
8.7. Схемы защит фидеров тяговой сети..................131
8.7.1. Электронные защиты...........................131
8.7.2. Микропроцессорные терминалы..................167
8.8. Защиты с взаимными связями........................195
8.9. Перекрытие нейтральной вставки....................205
8.10. Особенности защиты тяговой сети 2 х 27,5 кВ
с автотрансформаторами................................211
Глава 9. ЗАЩИТА ТЯГОВОЙ СЕТИ ПОСТОЯННОГО ТОКА..........243
9.1. Особенности соединения опор с рельсами............243
9.2. Особенности нормального и аварийного режимов......246
9.3. Вычисление параметров короткого замыкания.........265
9.4. Токовые защиты....................................294
602
9.5. Защиты минимального напряжения.....................303
9.6. Защита по сопротивлению............................306
9.7. Выбор уставок защит по параметрам установившегося
режима..................................................311
9.8. Защиты, реагирующие на переходные процессы........316
9.9. Комплект цифровой защиты..........................329
9.10. Селективная защита межподстанционной зоны........333
9.11. Защита при разземленных опорах...................336
Глава 10. ЗАЩИТА ТЯГОВЫХ СЕТЕЙ ОТ ПЕРЕГРУЗКИ...........343
10.1. Условия и область использования защит............343
10.2. Нагрев проводов..................................348
10.3. Методы контроля нагрева проводов.................368
10.4. Общие требования к защите от перегрузки .........374
Глава 11. ЗАЩИТА ЭЛЕМЕНТОВ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ...........380
11.1. Особенности защиты трансформаторов...............380
11.2. Защита шин и секционных выключателей.............393
11.3. Защита присоединений воздушных и кабельных линий..403
11.3.1. Защита линий 6-220 кВ.......................403
11.3.2. Защита линий ПР и ДПР.......................407
11.3.3. Защита линий продольного электроснабжения
и ВЛ СЦБ 6-10 кВ....................................426
11.4. Защита установок емкостной компенсации...........461
11.5. Защита преобразовательных агрегатов..............482
11.6. Защита распределительных устройств постоянного тока
от замыканий на землю...................................492
Птава 12. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И НАДЕЖНОСТЬ
ЗАЩИТ................................................495
12.1. Виды и периодичность технического обслуживания....495
12.2. Средства технического обслуживания...............501
12.3. Автоматический контроль технического
состояния защит.........................................532
12.4. Модель надежности функционирования защит
и ее числовые оценки....................................536
12.5. Статистическая оценка надежности
функционирования защиты.................................541
12.6. Аппаратурная надежность..........................549
12.7. Прогнозирование числа неверных действий защиты....554
603
Глава 13. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДАЛЕННОСТИ МЕСТА
ПОВРЕЖДЕНИЯ КОНТАКТНОЙ СЕТИ ПЕРЕМЕННОГО
ТОКА И ЕЕ ОПРОБОВАНИЕ..............................570
13.1. Простейшие указатели удаленности места повреждения
контактной сети.......................................570
13.2. Погрешности простейших ОМП......................576
13.3. Адаптивные указатели удаленности места повреждения
для контактных сетей..................................579
13.4. Опробование контактной сети.....................586
Рекомендуемая литература..............................592
Учебное издание
Фигурнов Евгений Петрович
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
Часть 2
Релейная защита устройств
тягового электроснабжения железных дорог
Учебник
Редактор ФА. Магидин
Технический редактор ТА. Овчинникова
Корректор Л.В. Лапина, Т.В. Шерстина
Компьютерная верстка М.Б. Талялёва
Подписано в печать 15.06.2009 г.
Формат 60х84/1/1б- Печ. л. 37,75. Тираж 1000 экз. Заказ №36.
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.ru,
http://www.umczdt.ru
ООО «Издательский дом «Транспортная книга»
109202, Москва, Перовское шоссе, д. 9, стр. 1
Отпечатано в ООО «Пиар-Пресс»
117525, Москва, ул. Днепропетровская, д. 7, корп. 1