СТО РЖД 07.021.5-2018. Стандарт ОАО «РЖД». Защита систем электроснабжения железной дороги от коротких замыканий и перегрузки. Часть 5. Методика выбора уставок защит в системе тягового электроснабжения постоянного тока
(утв. и введен в действие Распоряжением ОАО «РЖД» от 08.05.2018 № 918/р)
Примечание
Документ введен в действие с 1 июля 2018 года.
Утвержден и введен в действие Распоряжением ОАО «РЖД» от 8 мая 2018 г. № 918/р
ЗАЩИТА СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЖЕЛЕЗНОЙ ДОРОГИ ОТ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ И ПЕРЕГРУЗКИ
МЕТОДИКА ВЫБОРА УСТАВОК ЗАЩИТ В СИСТЕМЕ ТЯГОВОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОСТОЯННОГО ТОКА
03.080.10
Дата введения 1 июля 2018 года
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным бюджетным образовательным учреждением высшего образования «Ростовский государственный университет путей сообщения» (ФГБОУ ВО РГУПС)
2 ВНЕСЕН Трансэнерго — филиалом ОАО «РЖД»
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «РЖД» от 08.05 2018 г. № 918/р
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на системы железнодорожного электроснабжения и устанавливает методику выбора уставок защит в системе тягового электроснабжения постоянного тока.
Общие принципы и правила построения защит, блокировок и автоматики в системах тягового электроснабжения — по СТО РЖД 07.021.1-2015 (разделы 4 и 5).
Настоящий стандарт предназначен для применения подразделениями аппарата управления ОАО «РЖД», филиалами ОАО «РЖД» и иными структурными подразделениями ОАО «РЖД».
Применение настоящего стандарта сторонними организациями оговаривается в договорах (соглашениях) с ОАО «РЖД».
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 839-80 Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи. Технические условия
ГОСТ 2585-81 Выключатели автоматические быстродействующие постоянного тока. Общие технические условия
ГОСТ 4775-91 Провода неизолированные биметаллические сталемедные. Технические условия
ГОСТ 16022-83 Реле электрические. Термины и определения
ГОСТ 29176-91 Короткие замыкания в электроустановках. Методика расчета в электроустановках постоянного тока
ГОСТ 32679-2014 Контактная сеть железной дороги. Технические требования и методы контроля
ГОСТ 32697-2014 Тросы контактной сети железной дороги. Технические условия
ГОСТ 32895-2014 Электрификация и электроснабжение железных дорог. Термины и определения
ГОСТ Р 52002-2003 Электротехника. Термины и определения основных понятий
ГОСТ Р 55647-2013 Провода контактные из меди и ее сплавов для электрифицированных железных дорог. Технические условия
СТО РЖД 07.021.1-2015 Защита систем электроснабжения железной дороги от перегрузки. Часть 1. Общие принципы и правила построения защит, блокировок и автоматики в системах тягового электроснабжения
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 839, ГОСТ 2585, ГОСТ 4775, ГОСТ 16022, ГОСТ 29176, ГОСТ 32679, ГОСТ 32697, ГОСТ 32895, ГОСТ Р 52002, ГОСТ Р 55647, СТО РЖД 07.021.1, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 активный пост секционирования: распределительное устройство для питания контактных сетей электрифицированных железнодорожных путей, вынесенное за пределы тяговой подстанции и соединенное с ней питающей линией.
3.2 внешнее короткое замыкание: короткое замыкание за пределами защищаемой зоны электроустановки.
3.3 защита (систем электроснабжения железной дороги от коротких замыканий и перегрузки): комплекс аппаратных и (или) программных средств, предназначенный, для автоматического, с помощью выключателя, отключения элемента электроустановки от источников питания электроэнергией при возникновении в нем короткого замыкания, а также отключении этого элемента или сигнализации при его перегрузке.
3.4 защищаемый элемент (электроустановки): электрическое оборудование, распределительное устройство, сборные шины, контактная сеть, другие электротехнические устройства, входящие в состав электроустановки, или их части, попадающие в защищаемую зону данной защиты.
3.5 устройство защиты: конструктивные элементы и (или) программное обеспечение, выполняющие функции какой — либо одной конкретной защиты (токовой отсечки, максимальной импульсной токовой защиты, защиты по сопротивлению, или другие) и выполненные в виде единой конструкции с автоматическим быстродействующим выключателем, либо в виде отдельной конструкции, воздействующей на схему управления выключателем.
3.6 комплект защит: конструктивный блок или программируемый логический контроллер присоединения, реализующий функции нескольких устройств защиты, за исключением защиты, реализуемой самим автоматическим быстродействующим выключателем.
3.7 полный состав защит: комплект защит совместно с защитой, реализуемой самим автоматическим быстродействующим выключателем.
3.8 основная защита: защита, предназначенная для действия при коротких замыканиях в пределах защищаемой зоны, со временем меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит, имеющих зону действия, превышающую длину защищаемой зоны.
3.9 резервная защита: защита, предназначенная для резервирования действия основной защиты при коротких замыканиях в пределах защищаемой зоны основной защиты, а также для резервирования в полном или частичном объеме основной и резервной защит смежных элементов электроустановки.
3.10 защита ближнего резерва: резервная защита, действующая на тот же выключатель, что и основная защита, имеющая зону действия, превышающую длину защищаемой зоны.
3.11 защита дальнего резерва: резервная защита, действующая на отключение выключателя данного присоединения при коротких замыканиях на смежном элементе электроустановки за пределами защищаемой зоны основной защиты данного присоединения, при отказе выключателя или защиты смежного элемента.
3.12 дополнительная защита: защита, выполняющая по сравнению с основной и резервной защитами определенные дополнительные и (или) вспомогательные функции (опции).
3.13 защищаемая зона: требуемая протяженность защищаемого элемента электроустановки, в любой точке которого короткие замыкания должны быть обнаружены основной защитой.
Примечание - Для защиты дальнего резерва защищаемая зона имеет протяженность от начала данного защищаемого элемента до конца примыкающего к нему смежного элемента.
3.14 зона действия защиты: наибольшая протяженность защищаемого элемента электроустановки, в пределах которого данная защита способна с необходимой чувствительностью обнаружить заданный вид короткого замыкания.
3.15 воздействующая величина (защиты): физическая величина, которая одна или в сочетании с другими физическими величинами, должна быть приложена к защите в заданных условиях для достижения ожидаемого функционирования защиты.
3.16 срабатывание (защиты): выполнение защитой совокупности действий, обеспечивающих отключение выключателя при достижении воздействующей величиной значения уставки или от внешнего сигнала.
3.17 излишнее срабатывание: срабатывание защиты (систем электроснабжения железной дороги от коротких замыканий и перегрузки) при коротком замыкании или перегрузке вне зоны ее действия.
3.18 ложное срабатывание: срабатывание защиты (систем электроснабжения железной дороги от коротких замыканий и перегрузки) при отсутствии короткого замыкания или перегрузки в зоне ее действия.
3.19 отказ срабатывания защиты: несрабатывание защиты (систем электроснабжения железной дороги от коротких замыканий и перегрузки) при коротком замыкании или перегрузке в зоне ее действия.
3.20 уставка: значение воздействующей величины, при которой защита начинает выполнять заданные действия в соответствии с функциональным назначением.
3.21 время срабатывания (защиты): время от момента достижения воздействующей величиной защиты значения уставки до момента срабатывания этой защиты.
3.22 выдержка времени (защиты): часть времени срабатывания защиты, вводимая преднамеренно.
3.23 блокировка: логический запрет или ограничение действия какого-либо органа защиты и автоматики при определенных условиях.
3.24 коэффициент чувствительности (защиты): отношение наименьшего значения воздействующей величины, возрастающей при коротких замыканиях, к уставке защиты, либо отношение уставки защиты к наибольшему значению воздействующей величины, уменьшающейся при коротком замыкании, служащие для оценки чувствительности защиты к коротким замыканиям.
1 При вычислении коэффициента чувствительности значение воздействующей величины определяют для режима короткого замыкания в следующих расчетных точках защищаемого элемента электроустановки:
- для основных и резервных защит — в конце защищаемой зоны;
- для дополнительной защиты в виде токовой отсечки линии электропередачи и контактной сети — в начале защищаемой зоны.
2 Защита признается чувствительной, если вычисленное значение коэффициента чувствительности оказывается не менее нормативного (заданного).
3.25 коэффициент отстройки (защиты): нормируемое значение требуемой кратности изменения расчетного значения воздействующей величины при выборе уставки защиты, обеспечивающее возможность снижения или исключения излишних срабатываний при внешних коротких замыканиях.
1 Коэффициент отстройки используют при выборе уставок только дополнительных защит с зоной действия меньше длины защищаемой зоны.
2 Расчетное значение воздействующей величины принимают при коротком замыкании в конце защищаемой зоны:
- наибольшим, а значение коэффициента отстройки — больше единицы, если воздействующая величина при коротком замыкании возрастает;
- наименьшим, а значение коэффициента отстройки — меньше единицы, если воздействующая величина уменьшается по сравнению с нормальным режимом.
3.26 коэффициент запаса (защиты): нормируемое значение требуемой кратности изменения расчетного значения воздействующей величины при выборе уставки защиты, обеспечивающее возможность снижения или исключения ложных срабатываний при нормальном режиме.
1 Коэффициент запаса используют при выборе уставок всех видов защит, при этом его численное значение принимают больше единицы.
2 Расчетное значение воздействующей величины принимают для нормального режима работы защищаемого элемента:
- наибольшим, если воздействующая величина при увеличении нагрузки возрастает;
- наименьшим, если воздействующая величина при увеличении нагрузки снижается.
4 Общие положения
4.1 Исходные данные
Исходными данными для расчетов применительно к каждой из межподстанционных зон являются:
-
план контактной сети, питающих, отсасывающих и шунтирующих линий;
-
сопротивление энергосистемы или мощность короткого замыкания на вводах тяговых подстанций, ограничивающих межподстанционную зону при заданной схеме питания;
-
тип и количество силовых трансформаторов и выпрямительно-инверторных преобразователей на ограничивающих межподстанционную зону тяговых подстанциях;
-
марка и количество проводов и тросов на каждом из участков контактной сети, питающих, отсасывающих и шунтирующих линий;
-
марка троса группового заземления опор контактной сети (при его наличии), в расчетной точке короткого замыкания вблизи поста (или постов, если их несколько) секционирования и его длина от наиболее удаленной опоры до точки подключения троса группового заземления к рельсу или средней точке дроссель-трансформатора.
-
доля поездов максимальной массы от общего количества поездов;
-
средняя скорость движения поездов на участке или среднее время прохода поездом рассматриваемой зоны;
-
пусковые токи и токи часового режима для электровозов (электропоездов), обращающихся на участке.
4.2 Защищаемые зоны
4.2.1 Защищаемую зону для защиты какого-либо присоединения тяговой подстанции ограничивают:
а) со стороны тяговой подстанции — выключатели этого присоединения;
-
для межподстанционных зон с односторонним питанием без поста секционирования — наиболее удаленная точка контактной сети;
-
для межподстанционных зон с двухсторонним питанием без поста секционирования — сборные шины смежной тяговой подстанции;
-
для межподстанционных зон с одно- и двухсторонним питанием с одним постом секционирования — сборные шины поста секционирования;
-
для межподстанционных зон с двухсторонним питанием с двумя постами секционирования — сборные шины ближайшего к рассматриваемой тяговой подстанции поста секционирования;
-
для межподстанционной зоны с активным постом секционирования — сборные шины этого активного поста секционирования.
4.2.2 Защищаемую зону для защиты какого-либо присоединения поста секционирования ограничивают:
а) со стороны поста секционирования — выключатель этого присоединения;
-
для межподстанционных зон с односторонним питанием — наиболее удаленная точка контактной сети;
-
для межподстанционных зон с двухсторонним питанием и одним постом секционирования — сборные шины смежной тяговой подстанции;
-
для межподстанционных зон с двухсторонним питанием и двумя постами секционирования — сборные шины ближайшей к посту секционирования тяговой подстанции либо сборные шины соседнего поста секционирования.
Во всех случаях, указанных выше, в расчет не принимают посты секционирования, на которых секционированы только ответвления от контактной сети.
4.3 Выдержка времени
4.3.1 Выдержку времени используют для отстройки селективных устройств защиты от внешних коротких замыканий. При наличии выдержки времени возрастает время воздействия электрической дуги тока короткого замыкания на провода контактной сети и вероятность их пережога.
В целях снижения этой вероятности предпочтительно все устройства защиты выполнять без выдержки времени (неселективными). Для исправления возникающих в этом случае излишних действий защиты при внешних (за пределами защищаемой зоны) коротких замыканиях предусматривают автоматическое повторное включение (АПВ) с предварительным испытанием контактной сети на наличие короткого замыкания.
4.3.2 Если при использовании защит, которые воздействуют на цепь управления выключателя без выдержки времени, число излишних (при внешних коротких замыканиях) действий признается в условиях эксплуатации слишком большим, то допускается для резервных устройств защиты контактной сети с двумя контактными проводами сечением по 100 мм2 или одним контактным проводом сечением 150 мм2 применить выдержку времени.
Решение о применении выдержки времени в резервных устройствах защиты для рассматриваемой межподстанционной зоны принимает руководство дирекции по энергообеспечению.
4.3.3 Выдержку времени устройства резервной защиты принимают как ближайшую большую из ряда 0,10; 0,15; 0,20; 0,25; 0,30 с при условии, что выбранное значение будет в 2,5 раза превышать паспортное значение полного времени отключения того выключателя, который должен отключаться при внешних коротких замыканиях. Например, для защиты на тяговой подстанции выдержку времени определяют по полному времени отключения выключателя поста секционирования. Если полное время отключения последнего составляет 0,05 с, то выдержка времени резервной защиты на подстанции должна быть не менее 2,5·0,05 = 0,125 с. Ближайшее большее значение из указанного ряда равно 0,15 с.
Допускается принимать выдержку времени на одну ступень больше вычисленной (в приведенном примере это 0,2 с), но в любом случае не более 0,3 с.
4.4 Общий порядок действий при выборе уставок
4.4.1 Выбор конструкции и состава защит для каждого из защищаемых объектов должен отвечать требованиям принципов построения в соответствии с СТО РЖД 07.021.1.
4.4.2 Уставки защит каждого присоединения выбирают по условиям обеспечения требований устойчивости функционирования.
Для селективных защит этими условиями являются:
а) чувствительность к коротким замыканиям в пределах защищаемой зоны (внутренние короткие замыкания);
б) отстроенность от режимов нормальной работы защищаемого присоединения;
в) отстроенность от коротких замыканий за пределами защищаемой зоны (внешние короткие замыкания).
Для неселективных защит условие (в) к защите не предъявляют. В этом случае требуется предусматривать исправление неселективных действий защиты (излишних отключений при внешних коротких замыканиях) с помощью автоматического повторного включения.
В зависимости от зоны действия конкретных устройств защиты реализация этих условий может осуществляться одним устройством (например, быстродействующим выключателем), комплектом или полным составом защит. Выбор уставок с учетом указанных условий выполняют в соответствии с 4.4.4. Устройство защиты, выполняющее условие (в), может снабжаться выдержкой времени в соответствии с 4.3.
Примечание - В дальнейшем тексте настоящего стандарта для краткости не употребляются определения «автоматический быстродействующий» при слове «выключатель».
4.4.3 Если выключатель совместно с одним или несколькими отдельными самостоятельными устройствами защит или их терминалом (воздействующими на схему управления этого выключателя) образуют многофункциональный и многопараметрический полный состав защит с индивидуальными уставками каждого отдельно взятого устройства защиты, включая и сам выключатель, то для выбора уставок каждого из устройств этих защит предварительно устанавливают их назначение по следующим группам:
4.4.4 Выбранные уставки полного состава защиты должны обеспечивать надежное отключение выключателя при коротком замыкании в любой точке защищаемой зоны при нормальной схеме питания контактной сети и в случае вывода из работы поста секционирования с требуемыми коэффициентами чувствительности.
Кроме того, определяют особые (меньшие по току, большие по сопротивлению) уставки, вводимые по приказу энергодиспетчера, соответствующие вынужденной схеме питания контактной сети (вывод из работы поста секционирования, отключение одной смежной тяговой подстанции, отключение пункта преобразования напряжения системы тягового электроснабжения постоянного тока повышенного напряжения), при временном ограничении размеров движения (пропуск одного поезда максимальной массы в межподстанционной зоне).
Допускается каскадное действие защит, т.е. срабатывание защиты данного выключателя на одном конце защищаемой линии после отключения выключателя на противоположном конце этой линии или/и на пунктах параллельного соединения из-за возрастания тока, протекающего через данный выключатель.
4.4.5 Чувствительность к коротким замыканиям основных и резервных защит при выборе их уставок подлежит оценке по коэффициенту чувствительности кч, значение которого, соответственно, для токовых (входная воздействующая величина — ток), минимального напряжения (входная воздействующая величина — напряжение) и дистанционных (входные воздействующие величины — ток и напряжение) защит вычисляют по формулам
\text{к}_{\text{ч}} = \frac{I_{\text{к},min}}{I_{\text{у}}} , (4.1)
\text{к}_{\text{ч}} = \frac{U_{\text{у}}}{U_{\text{к},max}} , (4.2)
\text{к}_{\text{ч}} = \frac{R_{y}}{R_{\text{к}}} , (4.3)
где Iк,min — наименьшее значение тока, протекающего через выключатель с рассматриваемой защитой, при коротком замыкании в конце зоны защиты или зоны резервирования;
Uк,max — наибольшее значение напряжения на шинах, к которым подключен выключатель с рассматриваемой защитой, при коротком замыкании в конце зоны защиты;
Rк — значение отношения напряжения на шинах, к которым подключен выключатель с рассматриваемой защитой, к протекающему через этот выключатель току (сопротивление цепи короткого замыкания) при повреждении в конце защищаемой зоны или зоны резервирования;
Iу, Uу, Rу — уставки защит, реагирующих, соответственно, на возрастание тока, на снижение напряжения, на снижение отношения напряжения к току (сопротивление).
Коэффициент чувствительности кч для основных и резервных защит, вычисленный по формулам (4.1), (4.2) и (4.3), должен быть не менее нормативных значений, указанных в таблице 4.1.
Нормативные значения коэффициента чувствительности
4.4.6 Для максимальной импульсной токовой защиты, реализуемой выключателями с индуктивным шунтом или реле РДШ, реагирующей одновременно на ток, его приращение и скорость нарастания, т.е. чувствительной к параметрам переходного процесса короткого замыкания, коэффициент чувствительности кч непосредственно не определяют. Соотношение между параметрами Iу и Iк,min для них должно отвечать условию, А
где куэ — коэффициент усиления при приращениях тока в переходном режиме за счет индуктивного шунта или реле РДШ.
Значения коэффициента усиления куэ для выключателей приведены в таблице 4.2.
Значение коэффициента усиления куэ для выключателей
4.4.7 Для максимальной токовой защиты, реализуемой выключателями с пониженной чувствительностью к параметрам переходного процесса при приращениях тока (например, ВАБ-43-6300/30), выключателями всех типов с уменьшенным в эксплуатации пакетом пластин на индуктивном шунте или тонкой шине реле РДШ, а также с помощью герконовых, гальваномагнитных или других видов реле тока, коэффициент чувствительности вычисляют по формуле (4.1).
4.4.8 Для максимальной токовой защиты, реализуемой некоторыми выключателями с пониженной чувствительностью к параметрам переходного процесса при приращениях тока, например, ВАБ-43-6000, должно выполняться условие, А
4.4.9 Отстройку от внешних коротких замыканий дополнительных защит, действующих без выдержки времени, осуществляют путем ограничения зоны действия. Для этого уставку Iу, А, токовой отсечки и Rу, Ом, дистанционной защиты (если она используется как дополнительная) вычисляют по формулам
где Iк,max — наибольшее значение тока, протекающего через выключатель с рассматриваемой защитой, при коротком замыкании в конце защищаемой зоны, А;
Rк — наименьшее значение отношения напряжения на шинах, к которым подключен выключатель с рассматриваемой защитой, к протекающему через этот выключатель току (сопротивление цепи короткого замыкания) при коротком замыкании в конце защищаемой зоны, Ом;
Для защит, реагирующих на возрастание значения тока, его производных или интегральных значений, принимают коэффициент отстройки котс от 1,2 до 1,3. Если токовая отсечка осуществляется выключателем, то значение котс принимают от 1,4 до 1.6. Для защит, реагирующих на снижение значения сопротивления цепи короткого замыкания принимают коэффициент отстройки котс от 0,85 до 0,9.
Значения Iк,max вычисляют при металлическом коротком замыкании.
4.4.10 Защита от коротких замыканий должна быть отстроена от максимальных нагрузок нормального режима работы, скачков тока при проследовании проездом секционного изолятора или изолирующего сопряжения, а также от повреждений, отключаемых выключателем локомотива или выключателями смежных участков. Для обеспечения отстройки защит, реагирующих на возрастание тока, снижение напряжения на шинах или сопротивления цепи короткого замыкания от указанных режимов, их уставки должны отвечать следующим условиям
I_{\text{у}} \geq \frac{\text{к}_{\text{з}}}{\text{к}_{\text{в}}} I_{\text{н},max} , (4.8)
U_{y} \leq \frac{U_{\text{н},min}}{\text{к}_{\text{з}}\text{к}_{\text{в}}} , (4.9)
R_{y} \leq \frac{\text{к}_{\text{а}}R_{\text{н},min}}{\text{к}_{\text{з}}\text{к}_{\text{в}}} = \frac{\text{к}_{\text{а}}U_{\text{н},min}}{\text{к}_{\text{з}}\text{к}_{\text{в}}I_{\text{н},max}} , (4.10)
где Iн,max — наибольшее пиковое значение максимального тока в нормальном режиме, протекающее через тот выключатель, для которого рассчитывается уставка защиты;
Uн,min — наименьшее допустимое напряжение в нормальном режиме на тех шинах, к которым подключен данный выключатель;
Rн,min — отношение наименьшего допустимого напряжения Uн,min к максимальному току Iн,max в нормальном режиме;
кз, кв, ка — коэффициенты соответственно запаса, возврата и адаптации.
Коэффициент запаса кз для выключателей принимают не менее 1,15, для других защит — не менее чем от 1,1 до 1,3.
Коэффициент возврата кв для выключателей и других защит, не имеющих выдержки времени, принимают равным единице. Для защит с выдержкой времени, реагирующих на возрастание воздействующей величины (например, тока) и выполненных на электромагнитном принципе, принимают кв от 0,8 до 0,85, для электронных и микропроцессорных защит принимают кв от 0,8 до 0,9. Для защит с выдержкой времени, реагирующих на снижение воздействующей величины (например, напряжения, сопротивления) и выполненных на электромагнитном принципе, принимают кв от 1,15 до 1,25, а для электронных и микропроцессорных — кв от 1,1 до 1,15.
Для дистанционных защит без адаптации к предшествующему режиму принимают ка равным 1, для защит с адаптацией, осуществляющих автоматическое изменение уставки при больших тяговых токах, наибольшее значение ка принимают от 1,2 до 1,3. Для защиты по приращению тока с адаптацией коэффициент ка не должен превышать значений от 0,2 до 0,3.
4.4.11 Уставки защит выбирают в следующей последовательности:
а) для данного выключателя заданной защищаемой зоны определяют граничные значения параметров — воздействующей или характеристической величины, на которые реагирует данная защита, в нормальном режиме эксплуатации защищаемого элемента при наибольшей нагрузке;
б) определяют граничное значение уставки по условию недопущения ложных срабатываний защиты;
в) устанавливают расчетную схему питания при коротком замыкании и расчетное место повреждения защищаемого элемента;
г) вычисляют параметры схемы замещения электрической сети при коротком замыкании в расчетном месте;
д) вычисляют расчетные значения параметров короткого замыкания, на которые реагируют защиты;
е) определяют граничное значение уставки защиты по параметрам короткого замыкания и обеспечения условий:
-
заданного нормативного значения коэффициента чувствительности к коротким замыканиям — для основной и резервных защит (таблица 4.1);
-
отстроенности от внешних коротких замыканий — для дополнительной защиты;
ж) выбирают уставку одновременно удовлетворяющую требованиям б) и е).
4.4.12 Если выбранная защита не удовлетворяет требованиям устойчивости функционирования по 4.4.2, то рассматривают:
- корректировку в установленном порядке наибольшего (пикового) значения пускового тока электровоза (электропоезда) Iпуск с учетом возможных для использования в эксплуатации режимов трогания состава поезда с места;
- применение защит, реагирующих на другие или дополнительные признаки короткого замыкания;
- уменьшение длины троса группового заземления или/и увеличения его сечения, отказ от использования группового заземления, по крайней мере возле поста секционирования и возле тяговых подстанций (в конце зоны защиты) на длине не менее 2 км, и применение в этой зоне только индивидуальных заземлителей опор;
- увеличение сечения проводов контактной сети;
- применение в межподстанционной зоне короткозамыкателей;
- другие возможные меры.
5 Определение расчетных параметров нормального режима эксплуатации контактной сети
5.1 Вводные положения
5.1.1 Для каждого присоединения в зависимости от используемого состава защит должны быть вычислены одно или несколько измеряемых устройствами защит значений расчетных параметров (граничных значений) воздействующих электрических величин в нормальном режиме, к которым относятся:
- для токовых защит — максимальный ток присоединения Iн,max, определяемый по 5.6.1;
- для защиты минимального напряжения — минимальное напряжение на шинах Uн,min, определяемое по 5.6.4;
- для направленной дистанционной защиты — отношение минимального напряжения на шинах к максимальному току присоединения (сопротивление, измеряемое защитой присоединения) Rн, определяемое по 5.6.5.
5.1.2 В качестве расчетных необходимо принимать следующие схемы питания:
- для тяговых подстанций, при отсутствии активных постов секционирования, а также для присоединений контактной сети главных путей на активных постах секционирования — раздельное питание контактной сети путей с максимальным числом поездов, одновременно находящихся в зоне питания по 5.3.1 рассматриваемого присоединения в интенсивный час, причем один из них с максимальной массой находится в режиме трогания возле данной тяговой подстанции или активного поста секционирования;
- для тяговых подстанций при наличии активного поста секционирования — схема раздельного питания контактной сети главных путей с максимальным числом поездов по 5.3.1 на одном из них в интенсивный час. Один из поездов с максимальной массой на этом пути находится в режиме трогания возле активного поста секционирования, а средняя нагрузка присоединений контактной сети активного поста секционирования каждого из остальных главных путей в два раза меньше средней нагрузки наиболее загруженного присоединения;
- для поста секционирования контактной сети главных путей — схема узлового питания с максимальным числом поездов, одновременно находящихся в зоне питания по 5.3.1 рассматриваемого присоединения в интенсивный час при незагруженных зонах питания остальных присоединений поста, причем один из поездов с максимальной массой находится в режиме трогания возле этого поста;
- для пункта параллельного соединения — схема параллельного питания при одном поезде максимальной массы, находящимся в режиме трогания возле этого пункта.
5.1.3 Максимальное число поездов на одном пути, одновременно находящихся в зоне питания рассматриваемого присоединения в интенсивный час, вычисляют в соответствии с 5.3 на основании заданных по 5.2 интервалов попутного следования поездов. Для вынужденного режима при отключении тяговой подстанции или пункта преобразования напряжения (ППН), а также для присоединений питающих контактную сеть станций или ее отдельных парков, значение этого числа поездов принимают заданным по 5.3.
В состав максимального числа поездов на одном пути одновременно находящихся в зоне питания рассматриваемого присоединения в интенсивный час, включают поезда следующих категорий:
а) на участках железных дорог преимущественно с грузовым или пассажирским движением — грузовые поезда максимальной массы, число которых определяют по 5.3.2 и 5.3.4, остальные поезда — расчетной массы;
б) на участках железных дорог при обращении пассажирских поездов со скоростями 161 км/ч и более:
-
поезда, указанные в перечислении (а);
в) на участках железных дорог преимущественно с пригородным движением — только пригородные поезда.
Расчетную массу поезда определяют как среднее арифметическое из массы всех поездов, включая пассажирские, обращающиеся на участке за одни сутки.
5.2 Интервалы попутного следования
5.2.1 Для участков железных дорог преимущественно с грузовым или преимущественно пассажирским движением значение интервала попутного следования \theta , определяющего максимальное число поездов в межподстанционной зоне при расчетной схеме питания, выбирают по таблицам 5.1 или 5.2.
Расчетные параметры движения поездов на железнодорожных линиях преимущественно с грузовым движением
| Расчетные размеры движения, пар в сутки | Интервал на однопутных и двухпутных участках в направлении с наибольшим электропотреблением, мин <*> | |
| грузовых | пассажирских и пригородных | |
| Свыше 65 | Свыше 20 | 5 (8) |
| До 20 | 6 (8) | |
| Свыше 40 до 65 включительно | Свыше 20 | 6 (8) |
| До 20 | 7 (8) | |
| Свыше 20 до 40 включительно | Свыше 20 | 8 (10) |
| До 20 | 9 (10) | |
| Свыше 10 до 20 включительно | До 10 | 12 |
| До 10 включительно | До 10 | 20 |
| <*> Интервал в обратном направлении больше в 1,4 раза, но не менее 11 мин. Примечание — В скобках указан наименьший интервал между грузовыми соединенными поездами максимального веса. | ||
Расчетные параметры движения поездов на железнодорожных линиях преимущественно с пассажирским движением
5.2.2 При обращении на участке пассажирских поездов со скоростями 161 км/ч и более интервал попутного следования поездов в зоне питания рассматриваемого присоединения определяют для следующих режимов движения:
а) все поезда — пассажирские с указанными скоростями и следуют по данному пути с интервалом 10 мин;
б) пассажирские поезда в интенсивный час на данном пути отсутствуют, а поезда максимальной и расчетной массы следуют с интервалом, определяемым по таблице 5.1.
5.2.3 На участках железных дорог преимущественно с пригородным движением в качестве расчетного интервала попутного следования \theta принимают наименьшее значение межпоездного интервала в часы максимального движения.
5.3 Число поездов в зоне питания
5.3.1 Максимальное число поездов (электропоездов) nэ на одном пути, которое может одновременно находиться в зоне питания рассматриваемого присоединения в интенсивный час, вычисляют для тяговой подстанции и активного поста секционирования по формуле
n_{\text{э}} = \frac{\tau_{\text{зп}}}{\theta} = \frac{60l_{\text{зп}}}{\theta V} , (5.1)
где lзп — длина зоны питания присоединения тяговой подстанции, км;
\tau_{\text{зп}} — среднее время прохода поездом зоны питания lзп, мин;
\theta — интервал попутного следования поездов, принимаемый по 5.2, мин;
V — средняя скорость движения, км/ч.
Для тяговой подстанции, питающей межподстанционную зону без пункта преобразования напряжения системы тягового электроснабжения постоянного тока повышенного напряжения (ППН), в качестве длины зоны питания lзп принимают расстояние от данной до смежной включенной в работу тяговой подстанции или до конца зоны (при одностороннем питании, если оно принято для нормального режима).
При наличии в межподстанционной зоне пункта преобразования напряжения системы электроснабжения постоянного тока повышенного напряжения принимают в качестве расчетного наиболее тяжелый для защиты режим, при котором этот пункт отключен. Для тяговой подстанции в этом режиме зона питания lзп имеет такую же длину, как для межподстанционной зоны без такого пункта. Максимальное число поездов, вычисляемое по формуле (5.1), принимают не более nэ = 2.
Для участков железных дорог преимущественно с грузовым или пассажирским движением значение nэ вычисляют для интервала попутного следования \theta в соответствии с 5.2.1.
Для участков железных дорог при обращении пассажирских поездов со скоростями 161 км/ч и более вычисляют два значения nэ для интервалов попутного следования \theta в соответствии с 5.2.2 а) и б).
Для участков железных дорог преимущественно с пригородным движением значение nэ вычисляют в соответствии с 5.2.3.
В вынужденном режиме при отключении смежной тяговой подстанции принимают nэ = 1.
Примечание — Если вычисленное по формуле (5.1) значение имеет дробную часть не более 0,1, то округление значения nэ до целого числа производят в меньшую сторону, а в остальных случаях — в большую сторону. Если вычисленное по формуле (5.1) значение оказывается меньше единицы, то принимают nэ равным 1.
5.3.2 Для присоединения тяговой подстанции или активного поста секционирования на участке железной дороги преимущественно с грузовым или пассажирским движением число поездов максимальной массы nэ,гм, входящих составной частью в максимальное число поездов nэ, вычисляемое по 5.3.1, принимают равным:
- одному, если число поездов максимальной массы за сутки составляет менее 5% общего числа поездов;
- двум, если число поездов максимальной массы за сутки составляет от 5 до 25% общего числа поездов;
- трем, если число поездов максимальной массы за сутки составляет более 25% общего числа поездов.
Если определенное по такому правилу число поездов максимальной массы nэ,гм оказывается больше максимального числа поездов nэ, вычисленного по формуле (5.1), то принимают nэ,гм равным nэ.
В вынужденном режиме при отключении смежной тяговой подстанции принимают nэ,гм = nэ = 1.
Для участков железных дорог при обращении пассажирских поездов со скоростями 161 км/ч и более значение nэ,гм принимают:
- для режима движения, соответствующего 5.2.2 а) - nэ,гм равным 0;
- для режима движения, соответствующего 5.2.2 б) - как для участков, преимущественно с грузовым или пассажирским движением.
Для участков железных дорог преимущественно с пригородным движением принимают nэ,гм равным 0.
5.3.3 Максимальное число поездов (электропоездов) n_{\text{э}}\prime на одном пути, которое может одновременно находиться в зоне питания рассматриваемого присоединения в интенсивный час, вычисляют для поста секционирования, питающего контактные сети главных путей (вне зависимости от наличия или отсутствия пункта преобразования напряжения), по формуле
n_{\text{э}}\prime = \frac{\tau\prime_{\text{зп}}}{\theta} = \frac{60l_{\text{з}}\prime_{\text{п}}}{\theta V} , (5.2)
где l_{\text{з}}\prime_{\text{п}} — длина зоны питания присоединения поста секционирования, км;
\tau\prime_{\text{зп}} — среднее время прохода поездом зоны питания l_{\text{з}}\prime_{\text{п}} , мин;
\theta — интервал попутного следования поездов, принимаемый по подразделу 3.2, мин;
V — средняя скорость движения, км/ч.
Округление значения n_{\text{э}}\prime осуществляют в соответствии с примечанием к 5.3.1.
Для поста секционирования, питающего контактные сети главных путей, в качестве длины зоны питания l_{\text{з}}\prime_{\text{п}} принимают расстояние от поста секционирования до смежной включенной в работу тяговой подстанции или до конца зоны (при одностороннем питании, если оно принято для нормального режима).
Для участков железных дорог преимущественно с грузовым или пассажирским движением, участков при обращении пассажирских поездов со скоростями 161 км/ч и более и участков преимущественно с пригородным движением вычисление n_{\text{э}}\prime по формуле (5.2) выполняют для интервалов попутного следования в соответствии с пунктом 5.3.1.
В вынужденном режиме при отключении пункта преобразования напряжения или смежной тяговой подстанции принимают nэ равным 1.
5.3.4 Для присоединения поста секционирования, питающего контактные сети, главных путей на участке железной дороги преимущественно с грузовым или пассажирским движением число поездов максимальной массы n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} , входящих составной частью в максимальное число поездов n_{\text{э}}\prime , вычисляемое по 5.3.3, принимают равным:
- одному, если число поездов максимальной массы за сутки не превышает 25% общего числа поездов;
- двум, если число поездов максимальной массы за сутки превышает 25% общего числа поездов.
Если определенное по такому правилу число поездов максимальной массы n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} оказывается больше максимального числа поездов n_{\text{э}}\prime , вычисленного по формуле (5.2), то принимают n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} равным n_{\text{э}}\prime .
В вынужденном режиме при отключении смежной тяговой подстанции принимают n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} = n_{\text{э}}\prime = 1 .
Для участков железных дорог при обращении пассажирских поездов со скоростями 161 км/ч и более значение n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} принимают:
- для режима движения, соответствующего 5.2.2 (а) - n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} равным 0;
- для режима движения, соответствующего 5.2.2 (б) - как для участков, преимущественно с грузовым или пассажирским движением.
Для участков железных дорог преимущественно с пригородным движением принимают n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} равным 0.
5.3.5 Для пункта параллельного соединения принимают nэ,гм = nэ = 1.
5.3.6 Для присоединений, питающих контактную сеть станций или ее отдельных парков, принимают nэ равным 2, nэ,гм равным 1.
5.4 Пусковые токи поездов
5.4.1 В качестве пускового тока электроподвижного состава (ЭПС), для выбора уставок защит принимают наибольшее мгновенное (пиковое) значение тока в режиме трогания поезда с места. Наибольшие значения пускового тока Iпуск определяют по типовым токовым характеристикам (зависимостям тока электроподвижного состава данной серии от скорости его движения) для обращающихся на участке электровозов и электропоездов и режимным картам работы электроподвижного состава.
Примечание - Для электроподвижного состава со ступенчатым реостатным регулированием в режиме пуска наибольшие пики тока возникают при переходе на параллельное соединение тяговых электродвигателей и при ослаблении поля. Пусковой ток электроподвижного состава с импульсным регулированием практически не содержит значимых пиков тока, а его наибольшее значение соответствует окончанию режима трогания поезда с места.
5.4.2 При отсутствии справочных данных допускается наибольшее пиковое значение пускового Iпуск тока для электроподвижного состава со ступенчатым реостатным регулированием определять по формуле, А
I_{\text{пуск}} = \text{к}_{\text{пуск}}I_{\text{ч}} = \text{к}_{\text{пуск}} \frac{\text{Р}_{\text{ч}} \cdot 10^{3}}{U_{\text{э}}\eta} , (5.3)
где Iч — ток часового режима электроподвижного состава, А;
Pч — мощность часового режима электроподвижного состава, кВт;
Uэ — номинальное напряжение электроподвижного состава, равное 3000 В;
кпуск — пусковой коэффициент, значение которого принимают от 1,2 до 1,3;
\eta — коэффициент полезного действия.
Для одного моторного вагона электропоездов приближенное пиковое значение пускового тока вычисляют по формуле
I_{\text{пуск}} = \text{к}_{\text{пуск}}I_{\text{чм}} = \text{к}_{\text{пуск}} \frac{\text{Р}_{\text{чм}} \cdot n_{\text{пар}} \cdot 10^{3}}{n_{\text{д}} \cdot U_{\text{д}}\eta} , (5.4)
где Iчм — ток часового режима моторного вагона, А;
Pчм — мощность часового режима моторного вагона, кВт;
Uд — номинальное напряжение электродвигателя, В;
nпар — число параллельных цепей электродвигателей в конце режима пуска;
nд — число электродвигателей в одном моторном вагоне.
Для электроподвижного состава с импульсным регулированием значение пускового тока вычисляют по формуле, А
I_{\text{пуск}} = 1,05 \frac{(\text{Р}_{\text{ч}} + \text{Р}_{\text{сн}}) \cdot 10^{3}}{U_{\text{э}}} , (5.5)
где Pсн — мощность собственных нужд электроподвижного состава, кВт.
5.4.3 При кратной тяге значение пускового тока Iпуск принимают равным сумме пусковых токов всех электровозов (моторных вагонов) в составе данного поезда.
Технические характеристики электроподвижного состава приведены в приложении А.
5.5 Средние токи присоединений
5.5.1 Средние токи Iср присоединений для питающих линий тяговой подстанции или I_{\text{с}}\prime_{\text{р}} поста секционирования контактной сети главных путей, как составную часть максимального тока Iн,max, учитываемого при выборе уставок защит, вычисляют для числа поездов в зоне питания nэ (n_{\text{э}}\prime) , определяемых по 5.3, за вычетом одного поезда, находящегося в режиме пуска возле подстанций или поста, т.е. для числа поездов nэ — 1 и n_{\text{э}}\prime - 1 . Значения токов Iср и I_{c}\prime_{p} при максимальном числе поездов в зоне питания nэ — 1 и n_{\text{э}}\prime - 1 определяют для категории поездов и их числа в соответствии с 5.1.3 и 5.3.
5.5.2 Значение средних токов присоединений контактной сети главных путей, определяемое по средним токам поездов, вычисляют для участков железных дорог преимущественно с грузовым или пассажирским движением по формулам:
I_{\text{ср}} = [\frac{I_{\text{рас}}(n_{\text{э}} - n_{\text{э},\text{гм}}) + I_{\text{гм}}(n_{\text{э},\text{гм}} - 1)}{\text{к}}] \frac{m + 1}{2} , (5.6)
I_{\text{с}}\prime_{\text{р}} = \frac{I_{\text{рас}}(n_{\text{э}}\prime - n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}}) + I_{\text{гм}}(n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} - 1)}{\text{к}} , (5.7)
где Iрас — средний по длине зоны питания эффективный ток поезда расчетной массы, А;
Iгм — средний по длине зоны питания эффективный ток грузового поезда максимальной массы, А;
nэ — максимальное число поездов на одном пути в зоне питания по 5.3.1;
nэ,гм — то же поездов максимальной массы по 5.3.2;
n_{\text{э}}\prime , n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} — значения максимального числа поездов и числа грузовых поездов максимальной массы по 5.3.3 и 5.3.4 в зоне защиты поста секционирования;
к — коэффициент, равный единице при одностороннем питании и равный двум при двухстороннем питании контактной сети;
m — число присоединений контактной сети главных путей на тяговой подстанции или активном посту секционирования.
5.5.3 Для присоединений контактной сети главных путей тяговой подстанции при отсутствии активного поста секционирования, а также для присоединений контактной сети на активном посту секционирования, значение Iср вычисляют по формуле (5.6) при m равном 1 независимо от числа главных путей.
5.5.4 Если в межподстанционной зоне используется пункт преобразования напряжения (ППН), то вычисление тока Iср по формуле (5.6) для присоединения тяговой подстанции выполняют для режима с отключенным пунктом преобразования напряжения при nэ = nэ,гм = 2. Для поста секционирования в этом режиме принимают n_{\text{э}}\prime = n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} = 2 .
5.5.5 Для участков железных дорог при обращении пассажирских поездов со скоростями 161 км/ч и более вычисление токов Iср и I_{\text{с}}\prime_{\text{р}} по формулам (5.6) и (5.7) в интенсивный час осуществляют как для режима движения только пассажирских поездов, так и для режима движения грузовых поездов максимальной и расчетной массы. В качестве расчетного принимают наибольшее из полученных значений. Для режима движения только пассажирских поездов принимают Iрас, равным среднему по длине зоны эффективному току пассажирского поезда (Iгм = 0). Значения nэ и n_{\text{э}}\prime вычисляют по 5.3.1 и 5.3.4 при интервале попутного следования \theta равном 10 мин, а в формулах (5.6) и (5.7) принимают n_{\text{э},\text{гм}} = n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} = 0 . Для режима движения грузовых поездов максимальной массы и поездов расчетной массы вычисление токов Iср и I_{\text{с}}\prime_{\text{р}} по формулам (5.6) и (5.7) выполняют как для участков преимущественно с грузовым или пассажирским движением.
Для участков железных дорог преимущественно с пригородным движением в формулах (5.6) и (5.7) принимают Iрас, равным среднему по длине зоны питания эффективному току пригородного поезда (Iгм = 0, n_{\text{э},\text{гм}} = n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} = 0 ). Значения nэ и n_{\text{э}}\prime вычисляют по формулам (5.1) и (5.2) при интервале попутного следования \theta в соответствии с 5.2.3.
5.5.6 Среднее по длине зоны питания эффективное значение тока I поезда расчетной массы (I = Iрас) и грузового поезда максимальной массы (I = Iгм) вычисляют по формуле, А
I = \frac{66A_{\text{зп}}\text{к}_{\text{эф}} \cdot 10^{3}}{U\tau_{\text{зп}}\eta} = \frac{1,1A_{\text{зп}}V\text{к}_{\text{эф}} \cdot 10^{3}}{Ul_{\text{зп}}\eta} , (5.8)
где Aзп — расход электроэнергии на движение поезда, соответственно, расчетной или максимальной массы, или пассажирского по всей зоне питания рассматриваемого присоединения по 5.1.3, кВт·ч;
кэф — коэффициент эффективности тока поезда;
U — среднее напряжение контактной сети, принимаемое равным 3000 В;
V — средняя скорость движения поезда по зоне питания, км/ч;
lзп — длина зоны питания рассматриваемого присоединения в соответствии с 5.3.1 и 5.3.2, км;
\tau_{\text{зп}} — среднее время прохода поездом зоны питания длиной lзп, мин;
\eta — коэффициент полезного действия (допускается принимать для грузовых поездов — 0,9, для пассажирских и электропоездов — 0,83).
Значения Aзп и \tau_{\text{зп}} принимают по результатам тягового расчета.
При отсутствии тягового расчета расход электроэнергии Aзп вычисляют по формуле, кВт·ч
\text{А}_{\text{зп}} = \eta wQl_{\text{зп}} \cdot 10^{- 3} , (5.9)
где w — удельный расход электроэнергии на движение поезда данной категории, Вт·ч/(т·км);
Q — максимальная масса грузового поезда, расчетная масса поезда или масса пассажирского поезда, т.
Длину зоны питания lзп принимают по 5.3.1 и 5.3.2. Значение удельного расхода электроэнергии на движение поезда w принимают по таблице 5.3.
Удельный расход электроэнергии
Значение коэффициента эффективности тока поезда кэф зависит от профиля пути и режима ведения поезда. Для расчетов, используемых при выборе уставок защит, его усредненное значение принимают для грузовых и пассажирских поездов 1,26, для пригородных поездов 1,65.
5.6 Граничные значения воздействующих электрических величин
5.6.1 Пиковое значение максимального тока присоединений вычисляют по формулам, А:
I_{\text{н},max} = (I_{\text{пуск}} + I_{\text{с}}\prime_{\text{р}})(\frac{\text{т } - 1}{\text{т}} + \frac{l_{\text{ПВ}}}{\text{т}l_{\text{АВ}}}) ; (5.11)
I_{\text{н},max} = \frac{\text{т } - 1}{\text{т}} I_{\text{пуск}} , (5.12)
где Iпуск — пусковой ток поезда, А;
Iср, I_{\text{с}}\prime_{\text{р}} — средние токи рассматриваемого присоединения, А;
m — число путей с включенной контактной сетью;
lAB — длина зоны питания присоединения тяговой подстанции по 5.3.1, км;
lПB — длина зоны питания присоединения поста секционирования по подразделу 5.3.2, км.
Пиковые значения пусковых токов Iпуск поездов принимают по 5.4. Вычисление средних по длине эффективных значений токов присоединений тяговой подстанции Iср и поста секционирования I_{\text{с}}\prime_{\text{р}} выполняют по 5.5.2 или 5.5.3 для схем питания по 5.1.2, категории поездов — по 5.1.3, максимального числа поездов nэ и n_{\text{э}}\prime , в том числе грузовых поездов максимальной массы nэ,гм и n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} — по 5.3.
Вычисления максимальных токов присоединений осуществляют в следующей последовательности:
- задаются рассматриваемым присоединением на тяговой подстанции, посту секционирования или пункте параллельного соединения;
- определяют по 5.1.2 расчетную схему питания;
- устанавливают по 5.1.3 категории поездов и их массу Q;
- определяют по 5.2 интервал попутного следования \theta ;
- вычисляют по 5.3 значение максимального числа поездов в зоне рассматриваемого присоединения nэ и n_{\text{э}}\prime , в том числе грузовых поездов максимальной массы nэ,гм и n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} ;
- определяют по 5.4 пиковое значение пускового тока поезда Iпуск;
- вычисляют по 5.5.4 значения средних токов поездов I заданных категорий;
- вычисляют по 5.5.2 и 5.5.3 средние токи присоединений Iср и I_{\text{с}}\prime_{\text{р}} ;
- вычисляют по 5.6.1 пиковые значения максимальных токов присоединений Iн,max.
5.6.2 Значение максимального тока Iн,max присоединения, питающего контактную сеть станции или ее отдельных парков, принимают как сумму пускового тока Iпуск одного поезда в соответствии с 5.4 и среднего тока Iср другого поезда, проходящего станцию без остановки, вычисляемого по формуле (5.8) при кэф = 1. Допускается принимать Iн,max = 1,5Iпуск.
5.6.3 Значение максимального тока Iн,max присоединения, питающего локомотивное депо, принимают как сумму токов трех электровозов (электропоездов), двигающихся по деповским путям на маневровых позициях.
5.6.4 Минимальное значение напряжения на шинах тяговой подстанции постоянного тока в нормальном режиме работы принимают 3000 В.
Для постов секционирования и пунктов параллельного соединения в нормальном режиме работы величину этого напряжения принимают 2700 В, а для слабо загруженных участков и в схемах с отключенной тяговой подстанцией — 2400 В.
5.6.5 Значение сопротивления Rн,min, измеряемое защитами выключателей подстанций и постов секционирования контактной сети постоянного тока в нормальном режиме работы, вычисляют по формуле, Ом
R_{\text{н},min} = \frac{U_{\text{н},min}}{I_{\text{н},max}} . (5.13)
5.6.6 В нормальных условиях эксплуатации значение максимального тока и Iн,max присоединения контактной сети главных путей перегонов на тяговых подстанциях и постах секционирования существенно меньше минимальных значений токов короткого замыкания Iк,min в конце защищаемой зоны, поэтому выбор уставки защиты от коротких замыканий трудности не вызывает. При увеличении размеров движения, применении двойной тяги, введении в работу новых мощных локомотивов, значение Iн,max существенно возрастает. На период реконструкции системы электроснабжения под новые условия эксплуатации может временно возникнуть необходимость снижения максимального тока нагрузки Iн,max с тем, чтобы избежать ложных отключений быстродействующих выключателей схемы питания межподстанционной зоны при пуске электроподвижного состава. Соотношения между воздействующей величиной и параметрами короткого замыкания, при которых может быть выбрана надежная защита от коротких замыканий, приведены в приложении Б.
Пример 5.1 Вычислить значения чисел поездов в интенсивный час в зоне питания присоединений тяговой подстанции и поста секционирования, а также средних по длине эффективных токов поездов для двухпутного участка lAB длиной 18 км при параллельной схеме питания в нормальном режиме. Пост секционирования (без пункта преобразования напряжения) находится в середине межподстанционной зоны с расстоянием до смежной тяговой подстанции lПB = 9 км.
Суточные размеры движения: грузовых поездов всего Nг = 42 пары, в том числе максимальной массы Nгм = 6 пар, пассажирских поездов Nп = 30 пар. По таблице 5.1 находим интервал попутного следования \theta = 8\text{мин}.
Грузовые поезда максимальной массы ведутся электровозами ВЛ11м, остальные грузовые поезда — электровозами ВЛ10. Максимальная масса грузового поезда Qгм = 6000 т, масса остальных грузовых поездов Qгр = 4000 т, масса пассажирских поездов Qп = 1200 т. Средняя скорость движения грузового поезда по межподстанционной зоне V = 50 км/ч. Профиль пути — холмисто-горный.
В соответствии с 5.3.1 зона питания присоединения тяговой подстанции A равна расстоянию от этой подстанции до смежной тяговой подстанции B (lзп = lAB = 18 км).
В соответствии с 5.3.4 зона питания присоединения поста секционирования ПС равна расстоянию от этого поста до смежной тяговой подстанции B (l_{\text{з}}\prime_{\text{п}} = l_{\text{ПВ}} = 9\text{км}) .
Находим расчетную массу поезда Qрас:
Q_{\text{рас}} = \frac{Q_{\text{гм}} + Q_{\text{гр}} + Q_{\text{П}}}{3} = \frac{6000 + 4000 + 1200}{3} = 3700\text{т} .
Определяем процент грузовых поездов максимальной массы:
N_{\text{гм},\%} = \frac{N_{\text{гм}} \cdot 100}{N_{\text{г}} + N_{\text{п}}} = \frac{6 \cdot 100}{42 + 30} = 8,33\% .
Поскольку Nгм,% оказалось более 5%, но менее 25%, то в соответствии с 5.3.2 число грузовых поездов максимальной массы в зоне питания тяговой подстанции в интенсивный час принимаем nэ,гм равным 2, а в зоне питания присоединения поста секционирования в соответствии с 5.3.4 имеем n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} = 1 .
Определяем по формулам (5.1) и (5.2) значение расчетного числа поездов nэ в межподстанционной зоне и расчетного числа поездов n_{\text{э}}\prime в зоне между постом секционирования ПС и тяговой подстанцией B:
n_{\text{э}} = \frac{60l_{AB}}{V\theta} = \frac{60 \cdot 18}{50 \cdot 8} = 2,7\text{поездов} ,
n_{\text{э}}\prime = \frac{60l_{\text{П}B}}{V\theta} = \frac{60 \cdot 9}{50 \cdot 8} = 1,35\text{поездов} .
Дробная часть этих чисел больше значения 0,1, поэтому в соответствии с 5.3.1 производим их округление до целого в большую сторону: nэ,гм = 3, n_{\text{э}}\prime = 2 .
Поскольку данные тяговых расчетов не заданы, то средний по зоне ток поездов будем находить на основании расчетного удельного расхода электроэнергии w на тягу поездов в грузовом движении, определяемого по таблице 5.3, w = 17,0 Вт·ч/(т·км).
По формуле (5.9) находим значение расхода электроэнергии на движение по зоне питания lзп = lAB = 18 км поезда:
A_{\text{зп}} = \text{А}_{\text{зп}.\text{рас}} = \eta wQ_{\text{рас}}l_{\text{зп}} \cdot 10^{- 3} = 0,88 \cdot 17 \cdot 3700 \cdot 18 \cdot 10^{- 3} = 996,3\text{кВт} \cdot \text{ч} ;
\text{А}_{\text{зп}} = \text{А}_{\text{зп}.\text{гм}} = \eta wQ_{\text{гм}}l_{\text{зп}} \cdot 10^{- 3} = 0,88 \cdot 17 \cdot 6000 \cdot 18 \cdot 10^{- 3} = 1615,7\text{кВт} \cdot \text{ч} .
По формуле (5.8) находим средние по длине эффективные значения токов поездов:
I = I_{\text{рас}} = \frac{1,1\text{А}_{\text{зп},\text{рас}}V\text{к}_{\text{эф}} \cdot 10^{3}}{Ul_{\text{зп}}\eta} = \frac{1,1 \cdot 996,3 \cdot 50 \cdot 1,26 \cdot 10^{3}}{3000 \cdot 18 \cdot 0,88} = 1450\text{А} ;
I = I_{\text{гм}} = \frac{1,1\text{А}_{\text{зп},\text{гм}}V\text{к}_{\text{эф}} \cdot 10^{3}}{Ul_{\text{зп}}\eta} = \frac{1,1 \cdot 1615,7 \cdot 50 \cdot 1,26 \cdot 10^{3}}{3000 \cdot 18 \cdot 0,88} = 2360\text{А} .
Пример 5.2 Для двухпутного участка (m = 2) с параллельной схемой питания и длиной межподстанционной зоны lAB = 18 км определить расчетные значения токов и сопротивлений, измеряемых защитами на тяговой подстанции A и на посту секционирования ПС, и ток пункта параллельного соединения ППС в режиме интенсивного движения поездов при нормальной схеме питания. Пост секционирования расположен в середине межподстанционной зоны, расстояние от поста секционирования ПС до смежной подстанции B lПB = 9 км. Число грузовых поездов на одном пути в межподстанционной зоне nэ = 3, а в зоне между постом секционирования и смежной подстанцией n_{\text{э}}\prime = 2 ; число грузовых поездов максимальной массы в межподстанционной зоне nэ,гм = 2 и в зоне питания от поста секционирования до смежной подстанции n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} = 1 ; наибольшее пиковое значение пускового тока поезда с электровозом ВЛ11М равно Iпуск = 4100 А; средние токи грузовых поездов максимальной и расчетной масс равны, соответственно, Iгм = 2360 А, Iрас = 1450 А.
Средний ток присоединения тяговой подстанции (без учета поезда, находящегося возле нее в режиме пуска) находим по формуле (5.6)
I_{cp} = \frac{I_{pac}(n_{\text{э}} - n_{\text{э},\text{гм}}) + I_{\text{гм}}(n_{\text{э},\text{гм}} - 1)}{\text{к}} = \frac{1450(3 - 2) + 2360(2 - 1)}{2} = 1910\text{А} .
Максимальное пиковое значение тока этого присоединения определяем по формуле (5.10)
I_{\text{н},max} = I_{\text{пуск}} + I_{\text{ср}} = 4100 + 1910 = 6010\text{А} .
Принимая в соответствии с 5.6.4 минимальное напряжение на шинах тяговой подстанции Uн,min = 3000 В, находим по формуле (5.13) значение минимального сопротивления, измеряемого защитой присоединения на тяговой подстанции в режиме интенсивного движения поездов:
R_{\text{н},min} = \frac{U_{\text{н},min}}{I_{\text{н},max}} = \frac{3000}{6010} = 0,5\text{Ом} .
Средний ток присоединения поста секционирования (без учета поезда, находящегося возле него в режиме пуска) находим по формуле (5.7)
I_{c}\prime_{p} = \frac{I_{pac}(n_{\text{э}}\prime - n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}}) + I_{\text{гм}}(n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} - 1)}{\text{к}} = \frac{1450(2 - 1) + 2360(1 - 1)}{2} = 725\text{А} .
Максимальное пиковое значение тока этого присоединения находим по формуле (5.11)
I_{\text{н},max} = (I_{\text{тр}} + I_{c}\prime_{p})(\frac{m - 1}{m} + \frac{l_{\text{ПВ}}}{ml_{AB}}) = (4100 + 725)(\frac{2 - 1}{2} + \frac{9}{2 \cdot 18}) = 3620\text{А} .
Принимая в соответствии с 5.6.4 на посту секционирования Uн,min = 2700 В, получаем по формуле (5.13) для защиты поста секционирования ПС
R_{\text{н},min} = \frac{U_{\text{н},min}}{I_{\text{н},max}} = \frac{2700}{3620} = 0,75\text{Ом} .
Максимальное пиковое значение тока выключателя пункта параллельного соединения находим по формуле (5.12)
I_{\text{н},max} = \frac{m - 1}{m} I_{\text{тр}} = \frac{2 - 1}{2} 4100 = 2050\text{А} .
6 Определение расчетных параметров короткого замыкания тяговой сети
6.1 Схемы питания межподстанционной зоны с одним постом секционирования
6.1.1 Параметры коротких замыканий для выбора уставок каждой из защит вычисляют для установленных расчетных схем. В расчетной схеме место короткого замыкания соответствует наиболее удаленной точке зоны действия основной защиты или зоны резервирования, а положение выключателей (включен или отключен) в межподстанционной зоне для данной схемы питания соответствует наиболее сложным условиям для рассматриваемой защиты.
Рисунок 6.1 — Основные схемы питания
а) раздельная; б) узловая, в) параллельная;
г) и д) схемы замещения
Рисунок 6.2 — Схемы питания при отключении промежуточной подстанции C
а) узловая — при отключении промежуточной тяговой подстанции C; б) параллельная — при отключении промежуточной тяговой подстанции C
6.1.2 Основные схемы питания, для которых рассматриваются режимы короткого замыкания в межподстанционной зоне для m-путного участка, на котором n путей имеют контактную сеть, находящуюся под напряжением, приведены на рисунках 6.1 и 6.2. На этих схемах приняты следующие обозначения:
ПС, ПС1, ПС2 — посты секционирования;
ППС1, ППС2, ППС3, ППС4 — пункты параллельного соединения;
QA1, ..., QAn, QB1, ..., QBn — выключатели присоединений контактной сети на тяговых подстанциях соответственно A и B;
QПA1, ..., QПAn, QПB1, ..., QПBn, QП1A1, ..., QП1An, QП1C1, ..., QП1Cn, QП2C1, ..., QП2Cn, QП2B1, ..., QП2Bn — выключатели на постах секционирования;
QП11, QП21, — выключатели пунктов параллельного соединения;
lфA, lфB — длины питающих линий соответственно на подстанциях A и B, км;
l1, ... , l7 — длины соответствующих участков контактной сети между смежными узловыми точками, км;
lк — расстояние от подстанции A до места короткого замыкания К, км;
К — место короткого замыкания;
IA, IB — токи соответствующих тяговых подстанций A и B, А.
6.1.3 При расчете параметров короткого замыкания для выбора уставок защиты тяговой сети 3 кВ при наличии пункта преобразования напряжения рассматривается наиболее тяжелый для защиты режим, при котором этот пункт отключен. В этом случае схема питания межподстанционной зоны принимает вид одной из схем, показанных на рисунке 6.1.
6.1.4 При наличии активного поста секционирования (АПС) шины тяговой подстанции A (рисунки 6.1 и 6.2) рассматриваются как сборные шины активного поста секционирования. В этом случае линию, связывающую тяговую подстанцию A с этими шинами, рассматривают как питающую линию длиной lA,АПС присоединения активного поста секционирования на тяговой подстанции A. При отсутствии активного поста секционирования принимают lA,АПС = 0.
6.1.5 Вычисление параметров короткого замыкания для всех расчетных схем питания осуществляется на основе схем замещения. Любая схема замещения тяговой сети при питании от одной или двух тяговых подстанций может быть приведена к Т-образному виду, приведенному на рисунках 6.1, перечисления г) и д). Значения результирующих сопротивлений такой расчетной схемы вычисляют по формулам, Ом
RA,АПС = (rл.АПС + rр,АПС)lA,АПС,
где RпA, RпB — сопротивления тяговых подстанций в межподстанционной зоне lAB, вычисляемые по 6.3.2;
RA,АПС — сопротивление питающей линии от тяговой подстанции A до активного поста секционирования, Ом;
lA,АПС — расстояние от тяговой подстанции A до активного поста секционирования, км.;
rл.АПС — сопротивление единицы длины питающей линии, вычисляемое по 6.3.1.2, на участке lA,АПС, Ом/км;
rр,АПС — сопротивление единицы длины рельсовой сети, вычисляемое по 6.3.4, на участке lA,АПС, Ом/км;
RтсA — сопротивление части схемы замещения тяговой сети (контактной сети и рельсов), по которой протекает ток IA тяговой подстанции A;
RтсB — сопротивление части схемы замещения тяговой сети (контактной сети и рельсов), по которой протекает ток IB тяговой подстанции B;
RтсAB — сопротивление части схемы замещения тяговой сети, по которой протекает сумма токов Iк = IA + IB;
Rтгз — сопротивление троса группового заземления, вычисляемое по 6.3.3.
Значения сопротивлений RтсA, RтсB, RAB вычисляют по формулам, приведенным в таблицах 6.1, 6.2, 6.3, 6.4.
При отсутствии активного поста секционирования принимают RA,АПС = 0
6.1.6 Сопротивление RA,АПС состоит из суммы сопротивлений питающей линии R = Rл, вычисляемой в соответствии с 6.3.1.5, и рельсовой цепи R = Rр, вычисляемой в соответствии с 6.3.4, с учетом расстояния l = lA,АПС, равном длине питающей линии от тяговой подстанции A до активного поста секционирования АПС. При отсутствии такого поста в рассматриваемой межподстанционной зоне принимают RA,АПС = 0.
Сопротивление Rтгз учитывают только в том случае, если в расчетной точке короткого замыкания используется групповое заземление опор. При индивидуальном заземлении опор в этой точке принимают Rтгз = 0.
6.2 Расчетные схемы
6.2.1 Расчетные схемы питания используются для выбора уставок защиты от коротких замыканий и анализа возможных или наступивших нештатных ситуаций в виде отказа защит при фиксированном расположении места короткого замыкания возле узловых точек. Эти схемы приведены в графе 1 таблицы 6.1 (нормальные схемы питания) и таблицы 6.2 (вынужденные схемы питания), на них указан выключатель, для которого определяются параметры короткого замыкания. Приведенным в графе 1 таблиц 6.1 и 6.2 упрощенным схемам соответствуют подробные схемы и обозначения, показанные на рисунках 6.1 и 6.2.
Расчетные схемы короткого замыкания при нормальной схеме питания межподстанционной зоны
Расчетные схемы короткого замыкания при вынужденных схемах питания межподстанционной зоны
Схема № 17(О) таблицы 6.1 соответствует короткому замыканию на шинах активного поста секционирования.
В схемах, приведенных в таблицах 6.1 и 6.2 указаны только те выключатели, на которых уставка срабатывания защиты подлежит расчету. Ток IQ, протекающий через выключатель, указанный в графе 1 таблиц, может быть определен через токи IA, IB соответствующих тяговых подстанций A и B, и число путей n на соответствующем i-м участке, контактные сети которых находятся под напряжением. Формулы для определения тока IQ в каждой из схем приведены в графе 2 таблиц 6.1 и 6.2.
Так, например, для схемы № 1 таблицы 6.1 имеем IQ = IQA1 = IA, для схемы № 6 этой же таблицы IQ = IQA1 = IA/n1, где n1 — число путей на участке l1 (рисунок 6.1, б), контактная сеть которых находится под напряжением, а для схемы № 17 IQ = IQП21 = IA + IB — IB/n4, где n4 — число путей на участке l4 (рисунок 6.1, в), контактная сеть которых находится под напряжением.
В таблицах 6.1 и 6.2 приведены формулы для вычисления значений RтсA, RтсB, RAB, входящих в выражения (6.1).
rфA, rфB — сопротивление 1 км питающих линий смежных тяговых подстанций A и B, соответственно, Ом/км;
rк — сопротивление 1 км контактной сети одного пути, Ом/км;
rр — сопротивление 1 км рельсовой сети всех путей, Ом/км;
lAB — расстояние между тяговыми подстанциями A и B, км;
n1, n2, ... , n7 — число путей соответственно на участках l1, l2, ... , l7 (см. рисунки 6.1 и 6.2), контактная сеть на которых находится под напряжением.
Номера расчетных схем, используемых при выборе уставок срабатывания защит, указаны в таблице 7.1. Остальные расчетные схемы используют для определения параметров коротких замыканий при анализе поведения релейных защит в нештатных ситуациях.
6.3 Параметры схем замещения
6.3.1 Сопротивление проводов контактной сети
6.3.1.1 Значения погонных электрических сопротивлений проводов, используемых для питающих и отсасывающих линий, несущих тросов, а также усиливающих проводов, приведены в таблице В.1 приложения В для температуры 20 °C. Если провод нагрет до температуры t, отличающейся от 20 °C, то его сопротивление вычисляют по формуле, Ом
r_{t} = r_{20}[1 + \beta_{r}(t - 20)] , (6.2)
где rt — погонное сопротивление провода при расчетной температуре t, Ом/км;
r20 — погонное сопротивление этого провода при 20 °C Ом/км;
\beta_{r} — температурный коэффициент сопротивления, 1/°C.
Значения \beta_{r} приведены в таблице В.2 приложения В. В упрощенных расчетах для медных бронзовых, сталемедных, алюминиевых и сталеалюминиевых проводов допускается принимать \beta_{r} = 0,0041/°C .
6.3.1.2 Значения погонных электрических сопротивлений контактных проводов при различной степени износа указаны в таблице В.3 приложения В для температуры 20 °C.
Сопротивление контактных проводов определяется с учетом их фактического износа по формуле
r_{\text{из}} = \frac{100r}{100 - u} , (6.3)
где rиз — погонное сопротивление изношенного контактного провода, Ом/км;
r — погонное сопротивление нового (без износа) контактного провода, Ом/км;
При отсутствии данных об износе сопротивление контактного провода принимают по таблице В.3 приложения В, соответствующее износу 15%. Сопротивление провода при другой температуре вычисляют по формуле (6.2).
6.3.1.3 Погонное сопротивление пучка, состоящего из нескольких параллельно соединенных проводов, вычисляют с использованием формулы
\frac{1}{r} = \frac{1}{r_{1}} + \frac{1}{r_{2}} + ... + \frac{1}{r_{i}} + ... + \frac{1}{r_{q}} = \sum_{i = 1}^{q} \frac{1}{r_{i}} , (6.4)
где r — погонное сопротивление пучка, Ом/км;
r1, r2,..., ri,..., rq — погонные сопротивления соответственно 1-го, 2-го,..., i-го,..., q-го проводов, Ом/км;
Если все q проводов в пучке имеют одну марку (одинаковое сопротивление), то погонное сопротивление пучка вычисляют по формуле, Ом/км
где r1 — погонное сопротивление одного провода, Ом/км.
Погонное сопротивление rК контактной сети одного пути, состоящей из несущих тросов, контактных и усиливающих проводов, находят по формуле
\frac{1}{r_{\text{к}}} = \frac{q_{\text{т}}}{r_{\text{т}}} + \frac{q_{\text{п}}}{r_{\text{п}}} + \frac{q_{y}}{r_{y}} , (6.6)
где qт, qп, qу — соответственно число несущих тросов, число контактных проводов и число усиливающих проводов;
rт, rп, rу — погонные сопротивления соответственно одного несущего троса, одного контактного провода и одного усиливающего провода, Ом/км.
Значения погонных сопротивлений контактной сети для некоторых типов проводов приведены в таблице В.5 приложения В.
При наличии усиливающих проводов износ контактных проводов на общее сопротивление контактной сети влияет мало и его можно не учитывать.
6.3.1.4 При вычислении параметров короткого замыкания для выбора уставок и для анализа работы защит в нештатных ситуациях расчетное сопротивление контактной сети принимают с учетом предварительного нагрева проводов за счет нагрузки нормального режима. Для летнего сезона расчетное значение всех проводов контактной сети принимают для условной температуры 60 °C, для других сезонов допускается принимать 40 °C.
В соответствии с 6.3.1.1 в упрощенных расчетах сопротивление контактной сети при температуре проводов, отличающейся от 20 °C, допускается вычислять по формуле (6.2), в которой в качестве r20 принимают результирующие сопротивление контактной сети при температуре 20 °C, а значение \beta_{r} принимают равным 0,004 1/°C.
6.3.1.5 Сопротивление R отдельных проводов или пучка параллельно соединенных проводов заданной длины вычисляют по формуле, Ом
где r — погонное сопротивление рассматриваемого провода (или пучка проводов), приведенное к расчетной температуре, Ом/км;
6.3.2 Параметры тяговых подстанций
6.3.2.1 Параметры смежных тяговых подстанций A и B учитывают в схеме замещения их сопротивлением RпA, RпB и расчетным напряжением UA,рас, UB,рас на шинах выпрямленного тока.
Сопротивление тяговой подстанции Rп вычисляют по формуле, Ом
R_{\text{п}} = \rho + R_{cy} + R_{\text{оф}} , (6.8)
где \rho — внутреннее сопротивление подстанции, Ом;
Rсу — сопротивление сглаживающего устройства, Ом;
Rоф — сопротивление отсасывающей линии, Ом.
Внутреннее сопротивление подстанции вычисляют по формуле
\rho = \frac{AX_{*}U_{\text{н}}}{(1 - AX_{*})n_{\text{т}}I_{\text{н}}} , (6.9)
где A — коэффициент относительного наклона внешней характеристики тягового преобразователя;
Uн — номинальное напряжение на шинах выпрямленного тока, В;
Iн — номинальный ток одного тягового преобразователя, А;
nт — число включенных в работу тяговых преобразователей;
X* — суммарное индуктивное сопротивление, включенное в каждый из линейных проводов вторичных обмоток тягового преобразователя, выраженное в относительных единицах.
Коэффициент A принимают равным для схем выпрямления «две обратных звезды с уравнительным реактором» и «мостовая трехфазная» равным 0,5, а для эквивалентной двенадцатифазной мостовой схемы — равным 0,26. Номинальное напряжение Uн принимают равным 3300 В. Величину X* вычисляют по формуле
X_{*} = \frac{S_{\text{т}}n_{\text{т}}}{S_{c}} + \frac{(1 \pm \alpha_{\text{з}})\text{и}_{\text{кп}}S_{\text{т}}n_{\text{т}}}{100S_{\text{п}}n_{\text{п}}} + \frac{(1 \pm \alpha_{\text{з}})\text{и}_{\text{кт}}}{100} , (6.10)
где Sт, Sп — номинальные мощности первичных обмоток соответственно тягового преобразователя и силового (понижающего) трансформаторов, МВ·А;
Sс — мощность короткого замыкания на вводах в тяговую подстанцию, МВ·А;
uкт, uкп — напряжения короткого замыкания соответственно преобразовательного и понижающего трансформаторов, %;
\alpha_{\text{з}} — заводской допуск на величину напряжения короткого замыкания;
nп — число включенных в работу понижающих трансформаторов.
Мощность короткого замыкания Sс внешней энергосистемы задается энергоснабжающей организацией. Если параметры внешней энергосистемы заданы не мощностью короткого замыкания, а сопротивлением Xс, Ом, приведенным к напряжению Uб, кВ, или током трехфазного короткого замыкания I(3), А, на вводах в тяговую подстанцию, то мощность Sс вычисляют по формуле, МВ·А
S_{c} = \frac{U_{\text{б}}^{2}}{X_{c}} = \sqrt{3} I^{(3)}U_{\text{ВН}}10^{- 3} , (6.11)
где Uвн — номинальное напряжение обмотки высшего напряжения силового понижающего трансформатора, кВ.
6.3.2.2 Номинальные мощности и напряжения короткого замыкания трансформаторов, а также величину номинального тока тягового преобразователя принимают по справочным данным. Для выпрямительно-инверторных тяговых преобразователей используются параметры выпрямительного режима. Данные для некоторых типов трансформаторов приведены в таблицах Г.1 и Г.2 приложения Г, в которых обозначения В, С, Н относятся к обмоткам соответственно высшего, среднего и низшего напряжений, а Uтс — номинальное напряжение сетевой обмотки трансформатора тягового преобразователя.
6.3.2.3 Для сглаживающего устройства тяговых подстанций допускается принимать Rсу = 0,02 Ом.
Сопротивление отсасывающей линии вычисляют в соответствии с п. 6.3.1. При отсутствии данных об отсасывающей линии допускается принимать Rоф = 0,02 Ом.
6.3.2.4 Расчетное напряжение Uрас тяговой подстанции вычисляют по формуле, В
U_{pac} = \frac{(1 \pm \alpha_{\text{н}})}{1 - \text{АХ}_{*}} U_{\text{н}} - \text{к}_{\text{нп}}\text{п}_{\text{т}}I_{\text{н}}R_{\text{п}} , (6.12)
где \alpha_{\text{н}} — допуск на величину отклонения напряжения на вводах в тяговую подстанцию;
кнп — коэффициент загрузки неповрежденных путей.
Допустимое отклонение напряжения принимают равным \alpha_{\text{н}} = 0,05 со знаком плюс для режима максимума и со знаком минус для режима минимума энергосистемы. Для однопутного участка принимают кнп = 0,5, для многопутных кнп принимают от 0,75 до 1.
6.3.2.5 Значение сопротивления Rп и напряжение Uрас зависят от режима работы внешней энергосистемы: максимального, среднего или минимального.
В максимальном режиме принимают: мощность короткого замыкания на вводах в тяговую подстанцию Sс или сопротивление энергосистемы Xс — соответствующими максимальному режиму внешней энергосистемы, заводской допуск \alpha_{\text{з}} (среднее значение) на величину напряжения короткого замыкания — со знаком «минус», напряжение короткого замыкания uкп понижающего трансформатора с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой — соответствующее минимальному паспортному значению.
В минимальном режиме принимают: значение Sс или Xс — соответствующими минимальному режиму внешней энергосистемы, значение \alpha_{\text{з}} — со знаком «плюс», значение uкп — соответствующее максимальному значению.
Если не заданы другие условия, то при вычислении сопротивления Rп и расчетного напряжения Uрас подстанций по формуле (6.8) для различных режимов внешней энергосистемы используют данные, указанные в таблице 6.3. Если параллельная работа двух понижающих трансформаторов ни в одном из режимов не предусмотрена, то для всех режимов принимают nп = 1.
Исходные данные для формул (6.10) и (6.12)
| Режим энергосистемы | Значения величин | ||||||
| Sс, МВ·А | uкп, % | nп | nт | \alpha_{\text{з}} | \alpha_{\text{н}} | кнп | |
| Минимальный | 500 | макс | 1 | 1 | +0,05 | -0,05 | от 0,5 до 1 |
| Средний | 1000 | ср | То же | То же | 0 | 0 | То же |
| Максимальный | 1500 | мин | 2 | 2 | -0,05 | +0,05 | 0 |
Параметр кнп используется в формуле (6.12) для вычисления расчетного напряжения Uрас тяговой подстанции. В максимальном режиме его принимают равным нулю, в минимальном режиме — в соответствии с пояснениями к формуле (6.12).
Для приближенных расчетов допускается принимать сопротивление тяговых подстанций Rп = 0,14 Ом, Uрас = 3250 В.
Пример 6.1 Вычислить сопротивление и расчетное напряжение двухагрегатной тяговой подстанции с понижающим трансформатором типа ТДТН-25000/110-76У1 и выпрямительно-инверторными преобразователями ВИПЭ-2УЗ с трансформаторами ТДП-12500/10-ЖУ1 в режиме минимума энергосистемы, сопротивление которой, приведенное к напряжению Uб = 115 кВ, равно Xс = 22 Ом.
Отсасывающая линия длиной lоф = 0,5 км состоит из шести проводов АС-185/24.
По формуле (6.11) находим мощность короткого замыкания на вводах в подстанцию:
S_{c} = \frac{U_{\text{б}}^{2}}{\text{Х}_{\text{с}}} = \frac{115^{2}}{22} = 601\text{МВ}·\text{А} .
По таблице Г.1 приложения Г для понижающего трансформатора в режиме минимума энергосистемы находим: Sп = 25 МВ·А, uкп = 18,1%. По таблице Г.2 приложения Г для трансформатора тягового преобразователя находим:
Sт = 11,8 МВ·А, uкт = 7%, Iн = 3200 А.
По формуле (6.10) вычисляем:
\text{Х}_{*} = \frac{11,8 \cdot 1}{601} + \frac{(1 + 0,05) \cdot 18,1 \cdot 11,8 \cdot 1}{100 \cdot 25 \cdot 1} + \frac{(1 + 0,05) \cdot 7}{100} = 0,183 .
По формуле (6.9) находим
\rho = \frac{\text{АХ}_{*}U_{\text{н}}}{(1 - \text{АХ}_{*}) \cdot \text{п}_{\text{т}}I_{\text{н}}} = \frac{0,5 \cdot 0,183 \cdot 3300}{(1 - 0,5 \cdot 0,183) \cdot 1 \cdot 3200} = 1,104\text{Ом} .
По таблице В.1 приложения В для провода АС-185/24 находим r1,20 = 0,154 Ом/км.
По формуле (6.2) приводим это сопротивление к температуре 40 °C:
r1 = [1 + 0,004(40 — 20)] = 0,166 Ом/км.
Погонное сопротивление отсасывающей линии rоф, состоящей из шести проводов, вычисляем по формуле (6.5)
По формуле (6.7) находим сопротивление отсасывающей линии
Сопротивление подстанции находим по формуле (6.8)
R_{\text{п}} = \rho + R_{\text{су}} + R_{\text{оф}} = 0,104 + 0,020 + 0,014 = 0,138\text{Ом} .
Расчетное напряжение вычисляем по формуле (6.12)
U_{pac} = \frac{(1 - 0,05) \cdot 3300}{1 - 0,5 \cdot 0,183} - 0,75 \cdot 1 \cdot 3200 \cdot 0,138 = 3120\text{В} .
6.3.3 Параметры места повреждения
6.3.3.1 Параметры места повреждения контактной сети в режиме короткого замыкания учитывают при выборе уставок защит:
При выборе уставок защит место повреждения изоляции контактной сети характеризуются двумя параметрами: сопротивлением троса группового заземления Rтгз и падением напряжения в дуге Uд. При анализе нештатных ситуаций с обрывом и падением провода на шпальную решетку или землю принимают Uд = 0, но в цепь короткого замыкания вместо Rтгз включают переходное сопротивление «контактная сеть-земля» Rз.
Учет параметров места повреждения Rтгз и Uд осуществляют путем включения их значений в формулы для вычисления:
- наименьших токов IA, IB смежных тяговых подстанций (по 6.4.1);
- наименьших токов Iк,min рассматриваемых присоединений (по 7.4);
- сопротивлений Rк, измеряемых защитой присоединений (по 7.7).
6.3.3.2 При вычислении наибольшего значения Iк,max тока короткого замыкания параметры места повреждения Rтгз и Uд не учитывают. При повреждении изоляции на опоре с индивидуальным заземлением сопротивление Rтгз не учитывают.
6.3.3.3 Сопротивление троса группового заземления вычисляют в соответствии с 6.3.1. Погонное сопротивление троса принимают по таблице В.1 приложения В и пересчитывают по формуле (6.2) для расчетной температуры 40 °C. Сопротивление троса группового заземления вычисляют по формуле (6.7). В качестве расчетной длины троса группового заземления l = lтгз принимают расстояние от точки присоединения заземляющего спуска до наиболее удаленного его конца: для металлических опор lтгз = 0,3 км, для железобетонных опор lтгз = 0,6 км.
Длина и сечение троса группового заземления не должны ограничивать нормальную работу защиты от токов короткого замыкания.
6.3.3.4 Величину падения напряжения в дуге Uд вычисляют по формуле, В
где Lу — длина пути утечки по поверхности одного изолятора, м;
nиз — число изоляторов в гирлянде;
b — коэффициент, учитывающий возможность развития дуги по наикратчайшему пути в воздухе.
Длину пути утечки принимают в соответствии с типом используемых в контактной сети изоляторов на основании справочных данных. При их отсутствии допускается принимать эту длину равной для тарельчатых изоляторов от 0,26 до 0,37 м, а для тарельчатых грязестойких изоляторов — от 0,45 до 0,48 м.
Коэффициент b принимают равным от 0,5 до 0,8. Если применяются защиты с выдержкой времени от 0,2 до 0,3 с, то значение коэффициента b увеличивают в полтора — два раза за счет эффекта растягивания дуги ветром, конвекции воздуха и электродинамических усилий.
6.3.3.5 Величину переходного сопротивления Rз «контактная сеть-земля» при падении провода на землю или шпальную решетку принимают равной от 3,5 до 4,5 Ом. В эту величину входит и сопротивление дуги.
6.3.4 Сопротивление рельсовой сети
Все рельсы на однопутном и многопутном участках считают электрически соединенными параллельно. Значения погонного сопротивления рельсов одного пути при температуре 20 °C приведены в таблице 6.4.
Сопротивление рельсов одного пути
| Тип рельсов | Погонное сопротивление rр1 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 |
| Примечание — Сопротивление рельсовой сети при температуре, отличающейся от 20 °C, вычисляют по формуле (6.2) при \beta_{r} = 0,0061/°C . | |||
Погонное сопротивление rр рельсов многопутного участка вычисляют по формуле, Ом/км
где rр1 — погонное сопротивление рельсов одного пути, Ом/км;
Сопротивление рельсовой сети Rр на участке от тяговой подстанции до точки короткого замыкания вычисляют по формуле, Ом
где l — расстояние от подстанции до точки короткого замыкания, км.
Шунтирующее влияние земли оказывает незначительное влияние на параметры короткого замыкания, поэтому им пренебрегают (в запас прочности).
Пример 6.2 Для схемы узлового питания (рисунок 6.1, б) без активного поста секционирования (RA,АПС = 0) вычислить параметры результирующей схемы замещения для расчетных схем NN 3, 4, 7, 8 (таблица 6.1). Участок трехпутный (n1 = n2 = 3), контактная сеть на всех путях М-120+2МФ-100+А-185. Расстояние от тяговой подстанции A до поста секционирования ПС l1 = 1 км, расстояние от поста секционирования ПС до тяговой подстанции B l2 = 8 км. Питающие линии выполнены проводами 4xА-185; их длина у подстанции A равна lфп = lфA = 2 км, lA,АПС = 0, у подстанции B lфп = lфB = 0,5 км. Рельсы Р65 с длиной звеньев 25 м. Сопротивление троса группового заземления Rтгз = 0,197 Ом, Rз = 0. Сопротивления подстанций RпA = RпB = Rп = 0,139 Ом.
Погонное сопротивление одного провода питающей линии, состоящей из четырех проводов марки А-185 равно 0,157 Ом/км (см. таблицу В.1 приложения В). Погонное сопротивление питающей линии, состоящей из 4-х проводов марки А-185 при температуре 40 °C находим по формулам (6.2) и (6.5)
r_{\text{ф}} = \frac{0,157}{4} [1 + 0,004(40 - 2)] = 0,042\text{Ом}/\text{км} .
Погонное сопротивление контактной сети при температуре 40 °C находим по таблице В.3 приложения В: rк = 0,047 Ом/км. Погонное сопротивление рельсов находим по таблице 6.4 и формуле (6.14): rр = rр1/m = 0,014/3 = 0,005 Ом/км.
По формулам, приведенным в таблице 6.1 для расчетной схемы № 3, находим (l1 = lAП, l2 = lПB)
RтсA = (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 = = (0,042·2 + 0,047·7)/3 + 0,005·7 = 0,173 Ом,
RтсB = (rфBlфB + rкl2)/n2 + rрl2 = = (0,042·0,5 + 0,047·8)/3 + 0,005·8 = 0,172 Ом,
По формулам (6.1) вычисляем
RA = RпA + (rл,АПС + rр,АПС)lA,АПС + RтсA = 0,139 + 0 + 0,173 = 0,321 Ом,
RB = RпB + RтсB = 0,139 + 0,172 = 0,311 Ом.
RAB = RтсAB + Rтгз = 0 + 0,197 = 0,197 Ом.
Для расчетной схемы № 4 по таблице 6.1 находим:
RтсA = rрl1 = 0,005·7 = 0,035 Ом, R_{\text{тсВ}} = \infty ,
RAB = rфAlфA + rкl1 + Rтгз = 0,042·2 + 0,047·7 + 0,197 = 0,610 Ом.
По формулам (6.1) вычисляем
RA = RпA + (rл,АПС + rр,АПС)lA,АПС + RтсA = 0,139 + 0 + 0,035 = 0,174 Ом,
R_{B} = R_{\text{пВ}} + R_{\text{тс}B} = R_{\text{пВ}} + \infty = \infty .
Для расчетной схемы № 7 по формулам, приведенным в таблице 6.1 находим
RтсA = (rфAlфA + rкl1)/n1 + (rфBlфB + rкl2)/n2 + rрlAB = (0,042·2 + 0,047·7)/3 + (0,042·5 + 0,047·8)/3 + 0,005·(7 + 8) = 0,345 Ом,
По формулам (6.1) находим для расчетной схемы № 7:
RA = RпA + (rл,АПС + rр,АПС)lA,АПС + RтсA = 0,139 + 0 + 0,345 = 0,484 Ом,
RB = RпB + RтсB = 0,139 + 0 = 0,139 Ом.
Для расчетной схемы № 8 по таблице 6.1 находим
RтсA = (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрlAB = (0,042·2 + 0,047·7)/3 + 0,005·(7 + 8) = 0,213 Ом,
RAB = rфBlфB + rкl2 + Rтгз = 0,042·0,5 + 0,047·8 + 0,197 = 0,594 Ом.
По формулам (6.1) для расчетной схемы № 8 получаем
RA = RпA + (rл,АПС + rр,АПС)lA,АПС + RтсA = 0,139 + 0 + 0,213 = 0,352 Ом,
R_{B} = R_{\text{пВ}} + R_{\text{тс}B} = R_{\text{пВ}} + \infty = \infty .
6.4 Вычисление параметров короткого замыкания для расчетных схем
6.4.1 Токи в расчетной схеме
6.4.1.1 Для схем питания (рисунки 6.1 и 6.2), а также для расчетных схем, приведенных в таблицах 6.1 и 6.2, токи IA, IB смежных подстанций и ток Iк в месте короткого замыкания вычисляют по формулам, А
I_{A} = \frac{(U_{A,\text{рас}} - U_{\text{д}})(1 + \frac{R_{AB}}{R_{B}}) - (U_{B,pac} - U_{\text{д}}) \frac{R_{AB}}{R_{B}}}{R_{A} + R_{AB}(1 + \frac{R_{A}}{R_{B}})} , (6.16)
I_{B} = \frac{(U_{B,\text{рас}} - U_{\text{д}})(1 + \frac{R_{AB}}{R_{A}}) - (U_{A,pac} - U_{\text{д}}) \frac{R_{AB}}{R_{A}}}{R_{B} + R_{AB}(1 + \frac{R_{B}}{R_{A}})} , (6.17)
где UA,рас, UB,рас — расчетные напряжения смежных тяговых подстанций A и B, определяемые в соответствии с 6.3.2, В;
Uд — падение напряжения в дуге, вычисляемое в соответствии с 6.3.3, В;
RA, RB, RAB — результирующие сопротивления схемы замещения межподстанционной зоны при заданных схеме питания и месте короткого замыкания, определяемые по формулам (6.1) и по формулам, приведенным в таблицах 6.1, 6.2, 6.7 и 6.9.
Допускается принимать расчетные напряжения UA,рас, UB,рас смежных подстанций A и B одинаковыми UA,рас = UB,рас = Uрас. В этом случае токи подстанций вычисляют по формулам, А
I_{A} = \frac{U_{pac} - U_{\text{д}}}{R_{A} + R_{AB}(1 + \frac{R_{A}}{R_{B}})} , (6.19)
I_{B} = \frac{U_{pac} - U_{\text{д}}}{R_{B} + R_{AB}(1 + \frac{R_{B}}{R_{A}})} , (6.20)
6.4.1.2 Ток выключателя IQ в расчетных схемах (IQ = IQA1, IQ = IQПB1, ...) определяют по формулам, приведенным в таблицах 6.1 и 6.2 для соответствующих схем.
6.4.1.3 Для всех схем используют следующую последовательность расчетов:
- вычисляют значения сопротивлений RпA, RпB и расчетных напряжений UA,рас, UB,рас тяговых подстанций по 6.3.2;
- задаются расчетной схемой (таблицы 6.1 и 6.2);
- для выбранной расчетной схемы вычисляют значения сопротивлений RтсA, RтсB, RAB по формулам, приведенным в таблицах 6.1 и 6.2;
- вычисляют значения RA, RB по формулам (6.1);
- вычисляют токи IA и IB по формулам (6.16), (6.17) или (6.19), (6.20);
- вычисляют ток выключателя IQ в расчетной схеме по формуле, приведенной в таблицах 6.1 или 6.2 для заданной схемы.
Пример 6.3 Для исходных данных, приведенных в примерах 6.1 и 6.2 определить ток IQA1 = Iк,min выключателя QA1 тяговой подстанции A в расчетной схеме № 3 таблицы 6.1 (при отсутствии активного поста секционирования).
В примере 6.1. вычислены сопротивление и напряжение тяговой подстанции:
RпA = 0,138 Ом, UA,рас = 3120 В.
Падение напряжения в дуге при двух изоляторах в гирлянде находим по формуле (6.13)
Uд = 1350Lуnизb = 1350·0,26·2·0,76 = 535 В.
По формулам, приведенным в таблице 6.1 для схемы № 3, в примере 6.2 вычислены:
RтсA = 0,173 Ом, RтсB = 0,172 Ом, RAB = Rтгз = 0,197 Ом.
По формулам (6.1) находим:
RA = RпA + (rл,АПС + rр,АПС)lA,АПС + RтсA = = 0,138 + 0 + 0,173 = 0,311 Ом,
RB = RпB + RтсB = 0,138 + 0,172 = 0,310 Ом.
По формулам (6.19) находим:
I_{A} = \frac{U_{pac} - U_{\text{д}}}{R_{A} + R_{AB}(1 + \frac{R_{A}}{R_{B}})} = \frac{3120 - 535}{0,311 + 0,197(1 + \frac{0,311}{0,310})} = 3660\text{А}.
По формуле, приведенной в таблице 6.1 для схемы № 3, находим ток выключателя QA1
IQA1 = IA/n1 = Iк,min = 3660/3 = 1220 А.
6.4.2 Напряжения в узловых точках
Напряжения на шинах подстанций A и B вычисляют по формулам
UA = UA,рас — IARпA, UB = UB,рас — IBRпB. (6.21)
При наличии активного поста секционирования, получающего питание от тяговой подстанции A, напряжение на его шинах с учетом 6.1.5 по формуле, В
UA = UA,рас — IA(RпA + RA,АПС). (6.22)
Напряжение Uут в узловой точке (на шинах поста секционирования ПС, а также на пунктах параллельного соединения ППС) для расчетных схем, приведенных в таблицах 6.1 и 6.2, вычисляют по формуле, В
в которой значения входящих в нее величин принимают по таблице 6.5.
Составляющие формулы (6.23)
| Номер схемы <1> | Шифр узловой точки | Значения составляющих | ||
| U | I | R | ||
| 3 | ПС | UB | IB | (rфBlфB + rкl2)/n2 + rрl2 |
| 6, 7, 8 | ПС | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 |
| 9 | ПС | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 |
| 10, 11, | ППС1 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 |
| 12 | ПС | UB | IB | rфBlфB/n4 + rк(l3/n3 + l4/n4) + rр(l3 + l4) |
| ППС2 | UB | IB | (rфBlфB + rкl4)/n4 + rрl4 | |
| 13, 14, | ППС1 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 |
| 15, 16 | ПС | UA | IA | rфAlфA/n1 + rк(l1/n1 + l2/n2) + rр(l1 + l2) |
| ППС2 | UA | IA | rфAlфA/n1 + rк(l1/n1 + l2/n2 + l3/n3) + rр(l1 + l2 + l3) | |
| 17 | ППС1 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 |
| ПС | UA | IA | rфAlфA/n1 + rк(l1/n1 + l2/n2) + rр(l1 + l2) | |
| ППС2 | UB | IB | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 | |
| 19, 22 | ППС1 | UB | IB | rфBlфB/n7 + rк[l7/n7 + l6/n6 + l5/n5 + l4/n4 + l3/n3 + l2/(n2 — 1)] + rр(l7 + l6 + l5 + l4 + l3) |
| ПС1 | UB | IB | rфBlфB/n7 + rк(l7/n7 + l6/n6 + l5/n5 + l4/n4 + l3/n3) + rр(l7 + l6 + l5 + l4 + l3) | |
| ППС2 | UB | IB | rфBlфB/n7 + rк(l7/n7 + l6/n6 + l5/n5 + l4/n4) + rр(l7 + l6 + l5 + l4) | |
| ППС3 | UB | IB | rфBlфB/n7 + rк(l7/n7 + l6/n6 + l5/n5) + rр(l7 + l6 + l5) | |
| ПС2 | UB | IB | rфBlфB/n7 + rк(l7/n7 + l6/n6) + rр(l7 + l6) | |
| 20, 23 | ПС1 | UA | IA | rфAlфA/n1 + rк(l1/n1 + l2/n2) + rр(l1 + l2) |
| ППС2 | UB | IB | rфBlфB/n7 + rк[l7/n7 + l6/n6 + l5/n5 + l4/(n4 — 1)] + rр(l7 + l6) | |
| ППС3 | UB | IB | rфBlфB/n7 + rк[l7/n7 + l6/n6 + l5/(n5 — 1)] + rр(l7 + l6) | |
| ПС2 | UB | IB | rфBlфB/n7 + rк(l7/n7 + l6/n6) + rр(l7 + l6) | |
| 21, 24 | ПС2 | UA | IA | rфAlфA/n1 + rк(l1/n1 + l2/n2 + l3/n3 + l4/n4 + l5/n5) + rр(l1 + l2 + l3 + l4 + l5) |
| ППС4 | UB | IB | (rфBlфB + rкl7)/(n7 — 1) | |
| <1> По таблицам 6.1 и 6.2 | ||||
Если в формулах (6.21), (6.22) и (6.23) значения токов IA, IB, I вычислены с учетом падения напряжения в дуге Uд и сопротивления троса группового заземления Rтгз, то для полученных значений UA, UB, Uут при выборе уставок используют обозначения Uк,max.
6.4.3 Сопротивление, измеряемое защитой выключателя
Сопротивление RQ петли короткого замыкания, измеряемое защитой выключателя Q, вычисляют по формуле, Ом
где IQ — ток, протекающий через выключатель Q, А; Uут — напряжение той узловой точки, к которой подключен выключатель Q, В.
Если в формуле (6.24) значения Uут и IQ, вычислены с учетом падения напряжения в дуге Uд и сопротивления троса группового заземления Rтгз, то для полученного значения RQ, при выборе уставок используют обозначения Rк,max.
6.5 Особенности определения параметров коротких замыканий при неравенстве сопротивлений контактной сети разных путей
6.5.1 Для узловой схемы питания по рисунку 6.1, перечисление б), вычисляют:
Rк1,1, Rк1,2 — сопротивления контактной сети и питающих линий на длинах соответственно l1 + lфA и l2 + lфB 1-го пути, Ом;
Rк2,1, Rк2,2 — сопротивления контактной сети и питающих линий на длинах соответственно l1 + lфA и l2 + lфB 2-го пути, Ом;
Rк3,1, Rк3,2 — сопротивления контактной сети и питающих линий на длинах соответственно l1 + lфA и l2 + lфB 3-го пути, Ом.
Для схемы параллельного питания по рисунку 6.1, перечисление в), вычисляют:
Rк1,1, Rк1,2, Rк1,3, Rк1,4, — сопротивления контактных сетей и питающих линий соответственно на длинах l1 + lфA, l2, l3, l4 + lфB 1-го пути, Ом;
Rк2,1, Rк2,2, Rк2,3, Rк2,4, — сопротивления контактных сетей и питающих линий соответственно на длинах l1 + lфA, l2, l3, l4 + lфB 2-го пути, Ом;
Rк3,1, Rк3,2, Rк3,3, Rк3,4, — сопротивления контактных сетей и питающих линий соответственно на длинах l1 + lфA, l2, l3, l4 + lфB 3-го пути, Ом.
Для узловой схемы питания по рисунку 6.2, перечисление а), вычисляют:
Rк1,1, Rк1,2, Rк1,3 — сопротивления контактных сетей и питающих линий соответственно на длинах l1 + lфA, l2, l3 + lфB 1-го пути, Ом;
Rк2,1, Rк2,2, Rк2,3 — сопротивления контактных сетей и питающих линий соответственно на длинах l1 + lфA, l2, l3 + lфB 2-го пути, Ом;
Rк3,1, Rк3,2, Rк3,3 — сопротивления контактных сетей и питающих линий соответственно на длинах l1 + lфA, l2, l3 + lфB 3-го пути, Ом.
Для параллельной схемы питания по рисунку 6.2, перечисление б), вычисляют:
Rк1,1, Rк1,2, Rк1,3, Rк1,4, Rк1,5, Rк1,6, Rк1,7 — сопротивления контактных сетей и питающих линий соответственно на длинах l1 + lфA, l2, l3, l4, l5, l6, l7 + lфB 1-го пути, Ом;
Rк2,1, Rк2,2, Rк2,3, Rк2,4, Rк2,5, Rк2,6, Rк2,7 — сопротивления контактных сетей и питающих линий соответственно на длинах l1 + lфA, l2, l3, l4, l5, l6, l7 + lфB 2-го пути, Ом;
Rк3,1, Rк3,2, Rк3,3, Rк3,4, Rк3,5, Rк3,6, Rк3,7 — сопротивления контактных сетей и питающих линий соответственно на длинах l1 + lфA, l2, l3, l4, l5, l6, l7 + lфB 3-го пути, Ом.
1 В сопротивлениях, перечисленных в 6.5.1, первая цифра в индексах означает номер пути, вторая — номер участка между смежными узловыми точками.
2 На двухпутной железнодорожной линии все сопротивления контактной сети и питающих линий 3-го пути принимают равными бесконечности (\infty) .
3 На однопутной железнодорожной линии все сопротивления контактной сети и питающих линий 2-го и 3-го пути принимают равными бесконечности (\infty) .
6.5.2 Для каждого i-го участка между смежными узловыми точками вычисляют эквивалентное сопротивление Rэ,i контактных сетей разных путей при их параллельном соединении.
Для параллельно соединенных контактных сетей 1-го и 2-го путей используют формулу, Ом:
R_{\text{э},i} = R_{\text{э},1 - 2,i} = \frac{1}{\frac{1}{R_{\text{к}1,i}} + \frac{1}{R_{\text{к}2,i}}} . (6.25)
Для параллельно соединенных контактных сетей 2-го и 3-го путей используют формулу, Ом
R_{\text{э},i} = R_{\text{э},2 - 3,i} = \frac{1}{\frac{1}{R_{\text{к}2,i}} + \frac{1}{R_{\text{к}3,i}}} ; (6.26)
Для параллельно соединенных контактных сетей 1-го, 2-го и 3-го путей используют формулу, Ом
R_{\text{э},i} = R_{\text{э},1 - 2 - 3,i} = \frac{1}{\frac{1}{R_{\text{к}1,i}} + \frac{1}{R_{\text{к}2,i}} + \frac{1}{R_{\text{к}3,i}}} . (6.27)
6.5.3 Ток контактной сети каждого из путей на i-м участке между смежными узловыми точками по рисункам 6.1 и 6.2 при их параллельном соединении вычисляют по формулам
где Iк1,i, Iк2,i, Iк3,i — токи контактной сети соответственно 1-го, 2-го и 3-го пути на i-м участке, А;
Кдт1,i, Кдт2,i, Кдт3,i — коэффициенты распределения (доли) суммарного тока параллельно включенных контактных сетей соответственно для контактной сети 1-го, 2-го и 3-го пути на i-м участке;
Iкс,i — суммарный ток параллельно включенных контактных сетей разных путей на i-м участке, А.
Коэффициенты распределения на i-м участке вычисляют для контактной сети каждого пути.
Если параллельно соединены контактные сети 1-го и 2-го путей, то используют формулы, Ом
\text{К}_{\text{дт}1,i} = \frac{R_{\text{э},1 - 2,i}}{R_{\text{к}1,i}} ; (6.31)
\text{К}_{\text{дт}2,i} = \frac{R_{\text{э},1 - 2,i}}{R_{\text{к}2,i}} . (6.32)
Если параллельно соединены контактные сети 2-го и 3-го путей, то используют формулы, Ом
\text{К}_{\text{дт}2,i} = \frac{R_{\text{э},2 - 3,i}}{R_{\text{к}2,i}} ; (6.33)
\text{К}_{\text{дт}3,i} = \frac{R_{\text{э},2 - 3,i}}{R_{\text{к}3,i}} . (6.34)
Если параллельно соединены контактные сети 1-го, 2-го и 3-го путей, то используют формулы, Ом
\text{К}_{\text{дт}1,i} = \frac{R_{\text{э},1 - 2 - 3,i}}{R_{\text{к}1,i}} ; (6.35)
\text{К}_{p2,i} = \frac{R_{\text{э},1 - 2 - 3,i}}{R_{\text{к}2,i}} ; (6.36)
\text{К}_{\text{дт}3,i} = \frac{R_{\text{э},1 - 2 - 3,i}}{R_{\text{к}3,i}} . (6.37)
6.5.4 Результирующие сопротивления схемы замещения тяговой сети при коротком замыкании вычисляют по формулам (6.1). Значения входящих в эти формулы величин RтсA, RтсB, RтсAB для каждой из расчетных схем вычисляют по формулам, приведенным в таблицах 6.6 и 6.7.
Токи IA, IB тяговых подстанций вычисляют в соответствии с 6.4.1. Токи рассматриваемых выключателей для каждой из расчетных схем указаны в таблицах 6.6 и 6.7.
Напряжения на шинах тяговых подстанций A и B вычисляют по формуле (6.21). Напряжения в узловых точках определяют по формуле (6.23) в соответствии с указаниями, приведенными в таблице 6.8.
Сопротивление цепи короткого замыкания, измеряемое защитой выключателя Q, вычисляют по формуле (6.24).
Расчетные схемы и формулы для коротких замыканий при неодинаковых сопротивлениях контактной сети разных путей
Расчетные схемы и формулы для коротких замыканий при вынужденных схемах питания межподстанционной зоны и неодинаковых сопротивлениях контактной сети разных путей
Составляющие формулы (6.23) при неравенстве сопротивлений контактной сети разных путей
| Номер схемы <1> | Шифр узловой точки | Значения и формулы составляющих | ||
| U | I | R | ||
| 3 | ПС | UB | IB | RтсB |
| 6, 7, 8, 9 | ПС | UA | IA | RтсA |
| 10, 11 | ППС1 | UA | IA | Rэ,1 + rрl1 |
| ПС | UB | IB | Rэ,3 + Rэ,4 + rр(l3 + l4) | |
| ППС2 | UB | IB | Rэ,4 + rрl4 | |
| 12 | ППС1 | UB | IB | Rэ,2-3,2 + Rэ,3 + Rэ,4 + rр(l3 + l4) |
| ПС | UB | IB | Rэ,3 + Rэ,4 + rр(l3 + l4) | |
| ППС2 | UB | IB | Rэ,4 + rрl4 | |
| 13, 14, 16 | ППС1 | UA | IA | Rэ,1 + rрl1 |
| ПС | UA | IA | Rэ,1 + Rэ,2 + rр(l1 + l2) | |
| ППС2 | UA | IA | Rэ,1 + Rэ,2 + Rэ,3 + rр(l1 + l2 + l3) | |
| 17 | ППС1 | UA | IA | Rэ,1 + rрl1 |
| ПС | UA | IA | Rэ,1 + Rэ,2 + rр(l1 + l2) | |
| ППС2 | UB | IB | Rэ,4 + rрl4 | |
| 17(О) | ПС | UB | IB | Rэ,2 + rрl2 |
| 19, 22 | ППС1 | UB | IB | Rэ,2-3,2 + Rэ,3 + Rэ,4 + Rэ,5 + Rэ,6 + Rэ,7 + rр(l3 + l4 + l5 + l6 + l7) |
| ПС1 | UB | IB | Rэ,3 + Rэ,4 + Rэ,5 + Rэ,6 + Rэ,7 + rр(l3 + l4 + l5 + l6 + l7) | |
| ППС2 | UB | IB | Rэ,4 + Rэ,5 + Rэ,6 + Rэ,7 + rр(l4 + l5 + l6 + l7) | |
| ППС3 | UB | IB | Rэ,5 + Rэ,6 + Rэ,7 + rр(l5 + l6 + l7) | |
| ПС2 | UB | IB | Rэ,6 + Rэ,7 + rр(l6 + l7) | |
| ППС4 | UB | IB | Rэ,7 + rрl7 | |
| 20, 23 | ППС1 | UA | IA | Rэ,1 + rрl1 |
| ПС1 | UA | IA | Rэ,1 + Rэ,2 + rр(l1 + l2) | |
| ППС2 | UB | IB | Rэ,2-3,4 + Rэ,2-3,5 + Rэ,6 + Rэ,7 + rр(l4 + l5 + l6 + l7) | |
| ППС3 | UB | IB | Rэ,2-3,5 + Rэ,6 + Rэ,7 + rр(l5 + l6 + l7) | |
| ПС2 | UB | IB | Rэ,6 + Rэ,7 + rр(l6 + l7) | |
| 21, 24 | ПС2 | UA | IA | Rэ,1 + Rэ,2 + Rэ,3 + Rэ,4 + Rэ,5 + rр(l1 + l2 + l3 + l4 + l5) |
| ППС4 | UB | IB | Rэ,2-3,7 | |
| <1> По таблицам 6.6 и 6.7 | ||||
6.6 Особенности определения параметров коротких замыканий при двух постах секционирования
6.6.1 Схемы питания межподстанционной зоны приведены на рисунках 6.3 и 6.4. Расчетные схемы для режимов коротких замыканий приведены в таблице 6.9. Результирующие сопротивления схемы замещения вычисляют по 6.1.5. Формулы для вычисления составляющих RтсA, RтсB, RAB и токов рассматриваемого выключателя приведены в таблице 6.9 для каждой из расчетных схем. Другие параметры схемы замещения принимают по 6.3.
Рисунок 6.3 — Схема питания межподстанционной зоны с двумя постами секционирования
Рисунок 6.4 — Схема питания межподстанционной зоны с двумя постами секционирования при выпадении промежуточной подстанции
Расчетные схемы и формулы для режимов короткого замыкания при двух постах секционирования в межподстанционной зоне
6.6.2 Токи IA, IB смежных тяговых подстанций находят по 6.4.1. Напряжения на шинах тяговых подстанций A и B вычисляют по формуле (6.21). Напряжения на шинах постов секционирования вычисляют по формуле (6.23), в которой значения входящих в нее величин находят по таблице 6.10.
Составляющие формулы (6.23) при двух постах секционирования
| Номер схемы <1> | Шифр узловой точки | Значения составляющих | ||
| U | I | R | ||
| 25 | ПС2 | UB | IB | (rфBlфB + rкl3)/n3 + rрl3 |
| 28 | ПС1 | UB | IB | (rфBlфB + rкl3)/n3 + rкl2/n2 + rр(l2 + l3) |
| ПС2 | UB | IB | (rфBlфB + rкl3)/n3 + rрl3 | |
| 29, 30 | ПС1 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 |
| 32 | ПС1 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 |
| ПС2 | UB | IB | (rфBlфB + rкl3)/n3 + rрl3 | |
| 33, 34, 35, 36 | ПС1 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 |
| ПС2 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rкl2/n2 + rр(l1 + l2) | |
| 37 | ПС1 | UB | IB | rк(l2/n2 + l3/n3 + l4/n4) + (rфBlфB + rкl5)/n5 + rр(l2 + l3 + l4 + l5) |
| ПС2 | UB | IB | rк(l3/n3 + l4/n4) + (rфBlфB + rкl5)/n5 + rр(l3 + l4 + l5) | |
| ПС3 | UB | IB | rкl4/n4 + (rфBlфB + rкl5)/n5 + rр(l4 + l5) | |
| ПС4 | UB | IB | (rфBlфB + rкl5)/n5 + rрl5 | |
| 38 | ПС1 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 |
| ПС2 | UB | IB | rк(l3/n3 + l4/n4) + (rфBlфB + rкl5)/n5 + rр(l3 + l4 + l5) | |
| ПС3 | UB | IB | rкl4/n4 + (rфBlфB + rкl5)/n5 + rр(l4 + l5) | |
| ПС4 | UB | IB | (rфBlфB + rкl5)/n5 + rрl5 | |
| 39 | ПС1 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 |
| ПС2 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rкl2/n2 + rр(l1 + l2) | |
| ПС3 | UB | IB | rкl4/n4 + (rфBlфB + rкl5)/n5 + rр(l4 + l5) | |
| ПС4 | UB | IB | (rфBlфB + rкl5)/n5 + rрl5 | |
| 40 | ПС1 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 |
| ПС2 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rкl2/n2 + rр(l1 + l2) | |
| ПС3 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rк(l2/n2 + l3/n3) + rр(l1 + l2 + l3) | |
| ПС4 | UB | IB | (rфBlфB + rкl5)/n5 + rрl5 | |
| 41 | ПС1 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 |
| ПС2 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rкl2/n2 + rр(l1 + l2) | |
| ПС3 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rк(l2/n2 + l3/n3) + rр(l1 + l2 + l3) | |
| ПС4 | UA | IA | (rфAlфA + rкl1)/n1 + rк(l2/n2 + l3/n3 + l4/n4) + rр(l1 + l2 + l3 + l4) | |
| <1> По таблице 6.9 | ||||
Сопротивление цепи короткого замыкания, измеряемое защитой выключателя Q, вычисляют по формуле (6.24).
7 Выбор уставок защит присоединений питающих линий контактной сети тяговых подстанций и активных постов секционирования, питающих контактную сеть главных путей перегонов
7.1 Общие положения
7.1.1 Особенности и области применения защит контактной сети с опорами, заземленными на рельсы — в соответствии с СТО РЖД 07.021.1.
Рассматриваемым защитам присвоены следующие шифры:
- максимальная импульсная токовая защита — МИЗ;
- токовая отсечка — ТО;
- максимальная токовая защита прямого направления — МТЗ;
- максимальная токовая защита обратного направления — МТЗО;
- защита минимального напряжения — ЗМН;
- защита от превышения напряжения — ЗПН;
- направленная дистанционная защита — ДЗ;
- квазитепловая защита — КВЗТ.
7.1.2 Выбор уставок защит (кроме КВЗТ) производят на основе сравнения параметров нормального режима при максимальных нагрузках и установившегося режима короткого замыкания в заданной точке тяговой сети. В основе выбора лежат нормативные требования по обеспечению показателей устойчивости функционирования защиты от коротких замыканий, приведенные в 4.4. Параметры нормального режима, в том числе при наличии пунктов преобразования напряжения, определяют в соответствии с разделом 5.
При расчете параметров короткого замыкания для каждого из видов защиты, в зависимости от места ее установки, заданными (обязательными для использования в расчетах) являются схема питания межподстанционной зоны и место повреждения контактной сети, режим (максимальный или минимальный), параметры места повреждения и нормативные значения коэффициентов, обеспечивающие требования устойчивости функционирования защиты (особые условия).
7.1.3 Общая сводка условий для выбора уставок максимальной импульсной токовой защиты, токовой отсечки, максимальной токовой защиты прямого направления, направленной дистанционной защиты, защиты минимального напряжения и их проверки на соответствие нормативным требованиям приведены в таблице 7.1.
Общая сводка условий для выбора уставок защит и их проверки на соответствие нормативным требованиям
| Вид защиты | Условия выбора и проверки уставок | NN расчетных схем по таблицам 6.1 и 6.2 | Режимы, при которых необходимо вычислять указанные параметры <1> | Особые условия | ||
| ТП <2> | ПС <2> | ППС <2> | ||||
| МИЗ | Выбор Iу,МИЗ >= кзIн,max | - | - | - | норм | кз >= 1,15 |
| Проверка | ||||||
| Iу,МИЗ <= кэуIк,min (для ПС: Iу,МИЗ <= Iк,min) | 1, 4, 12 | 8, 15 | 11, 14, 16, 17 | мин | кэу по 4.4.6 - 4.4.8 | |
| Iу,МИЗ <= Iк,min — 300 | 1, 3, 4 12 | 8, 15 | 11, 14, 16, 17 | То же | ВАБ-43-6300 | |
| МИЗ (особ) | Выбор Iу,МИЗ >= кзIн,max | - | - | - | вынужд | кз >= 1,15 |
| Проверка как для МИЗ (осн) | 18, 19 | 20, 21 | 22, 23, 24 | мин | как для МИЗ (осн) | |
| ТО | Выбор Iу,ТО >= котсIк,max | 1, 3 | 7 | - | макс | котс = 1,2 — 1,6, Uд = 0 |
| Проверка | ||||||
| кч = Iк,min/Iу,ТО | 2, 5 | 9 | - | мин | кч >= 1,2 | |
| Iу,ТО >= кзIн,max | - | - | - | норм | кз = 1,1 — 1,3 | |
| МТЗ | Выбор Iу,МТЗ >= кзIн,max | - | - | - | норм | кз = 1,1 — 1,3 |
| Проверка кч = Iк,min/Iу,МТЗ | 1, 4, 12 | 8, 15 | 11, 14, 17 | мин | кч >= 1,25 (осн) кч >= 1,15 (рез) | |
| МТЗ (особ) | Выбор Iу,МТЗ >= кзIн,max | - | - | - | вынужд | кз = 1,1 — 1,3 |
| Проверка кч = Iк,min/Iу,МТЗ | 18, 19 | 20, 21 | 22, 23, 24 | мин | кч >= 1,25 | |
| ЗМН | Выбор Uу,ЗМН >= Uн,min/кз | - | - | - | То же | кз = 1,1 — 1,3 |
| Проверка кч = Uу,ЗМН/Uут | 5 | 6 | 11, 14 | «» | кч >= 1,25 | |
| ЗМН | Выбор Uу,ЗМН >= Uн,min/кз | - | - | - | «» | кз = 1,1 — 1,3 |
| (особ) | Проверка кч = Uу,ЗМН/Uут | - | 20, 21 | 22, 23, 24 | «» | кч >= 1,25 |
| ДЗ | Выбор Rу,ДЗ >= кч Rк | 1, 4 | 8, 15 | - | «» | кч = 1,25 |
| Проверка R_{\text{у},\text{ДЗ}} \leq \frac{\text{к}_{\text{а}}U_{\text{н},min}}{\text{к}_{\text{з}}I_{\text{н},max}} | - | - | - | норм | кз = 1,1 — 1,3 | |
| ДЗ (особ) | Выбор Rу,ДЗ >= кчRк | 18, 19 | 20, 21 | - | мин | кч = 1,15 |
| Проверка R_{\text{у},\text{ДЗ}} \leq \frac{\text{к}_{\text{а}}U_{\text{н},min}}{\text{к}_{\text{з}}I_{\text{н},max}} | - | - | - | вынужд | кз = 1,1 — 1,3 | |
| <1> Обозначения режимов: макс — максимальный режим (таблица 6.3); мин — минимальный режим (таблица 6.3); норм — режим нормальной работы с максимальными рабочими токами; вынужд — вынужденный режим при отключении одной тяговой подстанции и отсутствии короткого замыкания, соответствующий проследованию по межподстанционной зоне одного грузового поезда средневзвешенной массы. <2> Аббревиатуры ТП, ПС и ППС соответствуют месту расположения рассчитываемой защиты: ТП — тяговая подстанция или активный пост секционирования; ПС — пост секционирования; ППС — пункт параллельного соединения. Примечания 1 При вычислении Iк,min, Rк, Uут = Uк,max для всех указанных в таблице защит на ТП, ПС и ППС учитывают параметры места повреждения изоляции контактной сети в соответствии с 6.3.3. 2 При использовании в качестве расчетных схем № 3 и № 7 для защит МТЗ, МИЗ и ДЗ возможны излишние отключения выключателей присоединений смежных путей при коротком замыкании в конце зоны защиты. 3 При выборе уставок защит МТЗ, МИЗ и ДЗ для расчетных схем NN 4, 8, 15 возможно каскадное отключение выключателя при коротком замыкании в конце защищаемой зоны. | ||||||
В графе 1 этой таблицы приведен шифр видов защиты. В этой же графе в необходимых случаях указано назначение защиты: (осн) — основная, (рез) — резервная, (особ) — особая уставка для вынужденных режимов в соответствии с 4.4.4.
В графе 2 таблицы 7.1 приведены формулы для выбора уставок и их проверки на соответствие нормативным требованиям. В этих формулах использованы следующие обозначения:
Iу,МИЗ, Iу,ТО, Iу,МТЗ — уставки срабатывания по току для защит соответственно максимальной импульсной токовой защиты, токовой отсечки, максимальной токовой защиты прямого направления;
Iн,max — максимальный ток нормального режима, протекающий через тот выключатель Q, для которого рассчитывается уставка срабатывания защиты;
Iк,min — наименьшее значение тока выключателя Q с рассматриваемой защитой при коротком замыкании в конце зоны защиты или зоны резервирования;
IQ — ток короткого замыкания, протекающий через тот выключатель Q, для которого рассчитывается защита, в заданных условиях;
Uу,ЗМН — уставка срабатывания защиты минимального напряжения;
Uут = Uк,max — напряжение в узловой точке тяговой сети, где расположена защита, при коротком замыкании в заданных условиях;
Uн,min — минимальное напряжение нормального режима в узловой точке тяговой сети (шины тяговой подстанции или поста секционирования, пункт параллельного соединения), где расположена защита, для которой рассчитывается уставка;
Rу,ДЗ — уставка срабатывания по сопротивлению направленной дистанционной защиты;
RQ — сопротивление при коротком замыкании, измеряемое защитой того выключателя Q, для которого рассчитывается эта защита, в заданных условиях в соответствии с 6.4.3.
В заголовке граф 3, 4 и 5 шифр ТП, ПС и ППС соответствует месту расположения рассчитываемой защиты:
ППС — пункт параллельного соединения.
В графах 3, 4 и 5 указан номер расчетных схем (таблицы 6.1 и 6.2) для вычисления параметров короткого замыкания применительно к виду защит, указанных в графе 1.
В графе 6 приведены обозначения режимов, при которых необходимо вычислять указанные в графе 2 параметры:
макс — максимальный режим (таблица 6.3);
мин — минимальный режим (таблица 6.3);
норм — режим нормальной работы с максимальными рабочими токами;
вынужд — вынужденный режим при отключении одной промежуточной тяговой подстанции и отсутствии короткого замыкания, соответствующий проезду по межподстанционной зоне одного грузового поезда средневзвешенной массы.
Результирующие параметры (величины, воздействующие на защиту) коротких замыканий Iк, Uк, Rк, для заданных в таблице 7.1 расчетных схем и режимов вычисляют при соответствующих параметрах тяговых подстанций, указанных в 6.3.2.
Для всех, указанных в таблице 7.1 защит параметры короткого замыкания Iк,min, Uк,max, Rк,max определяют с учетом падения напряжения в дуге Uд (или сопротивления дуги Rд) и сопротивление троса группового заземления Rтгз. При вычислении значения Iк,max параметры дуги и троса группового заземления Rтгз не учитывают.
7.1.4 При использовании расчетных схем для выбора уставок руководствуются следующими положениями.
При нормальной схеме питания для токовой отсечки многопутного участка в качестве основных принимают схемы № 3 и № 7.
Для максимальной импульсной токовой, максимальной токовой и направленной дистанционной защит в качестве основных на тяговой подстанции и посту секционирования многопутных участков при нормальной схеме питания принимают схемы NN 4, 8, 12, 15, при которых обеспечивается селективность действия защит в межподстанционной зоне и их наибольшая чувствительность к коротким замыканиям. Однако использование этих схем предполагает, что при коротком замыкании в конце защищаемой зоны отключение выключателей будет происходить каскадно: сначала отключается выключатель в конце зоны (возле которого произошло замыкание), затем — выключатель пункта параллельного соединения, затем — выключатель рассматриваемого присоединения на тяговой подстанции или на посту секционирования. Процесс каскадного действия происходит естественно за счет перераспределения токов в схеме питания при отключении соответствующего выключателя. При каскадном отключении возрастает время горения дуги в месте повреждения изоляции.
На слабо загруженных участках железных дорог, если обеспечиваются требования устойчивости функционирования, допускается использовать для максимальной импульсной токовой, максимальной токовой и дистанционной защит присоединений тяговых подстанций и постов секционирования расчетные схемы NN 3, 7, 10, 13, при которых отключение выключателей тяговой подстанции и поста секционирования происходит не каскадно, а одновременно. Время горения дуги сокращается. Однако при коротком замыкании в конце защищаемой зоны будут происходить излишние неселективные отключения выключателей присоединений смежных путей.
7.2 Максимальная импульсная токовая защита
7.2.1 Выбор уставок осуществляют в следующей последовательности:
а) по формулам, приведенным в 5, вычисляют для рассматриваемого присоединения наибольшие значения тока нагрузки Iнmax;
б) по таблице 7.1 для рассматриваемого присоединения определяют номер расчетной схемы питания при коротком замыкании (для тяговой подстанции, питающей активный пост секционирования, используют расчетную схему № 17(О) таблицы 6.1;
в) по 6.3.2 вычисляют сопротивления Rп смежных тяговых подстанций и значение расчетного напряжения Uрас;
г) по формуле (6.1) и формулам, приведенным в таблицах 6.1 и 6.2 для выбранной расчетной схемы, находят результирующие сопротивления RA, RB, RAB схемы замещения;
д) по формулам (6.16), (6.17) или (6.19), (6.20) вычисляют значения токов IA, IB смежных тяговых подстанций A и B;
е) по формуле, указанной в таблице 6.1 или таблице 6.2 для данной расчетной схемы, вычисляют ток рассматриваемого присоединения или выключателя. Токи короткого замыкания, вычисленные для режима «макс» (см. 6.3.2.5) при Rтгз = 0 и Uд = 0 обозначают Iк,max. Токи, вычисленные для режима «мин», обозначают Iк,min. Значение Iк,min допускается вычислять по формулам, приведенным в примере 7.1.
ж) выбирают уставку защиты по значениям Iк,max и Iн,max.
7.2.2 Уставку максимальной импульсной токовой защиты IУ = Iу,МИЗ для присоединения тяговой подстанции и активного поста секционирования выбирают по условию (4.8) при кв = 1, т.е., А
в котором коэффициент запаса к3 принимают не менее 1,15. Значение тока Iн,max вычисляют в соответствии с 5.
Выбранная уставка проверяется по наименьшему значению Iк,min при коротком замыкании в конце защищаемой зоны по выражению, А
в котором значение куэ принимают по 4.4.6.
Кроме того, для выключателей с пониженной чувствительностью к переходным процессам при приращении тока (например, ВАБ-43-6300/30-Л, а также выключателей с уменьшенным в эксплуатации пакетом пластин индуктивного шунта или реле РДШ) необходимо соблюдение условия (4.5).
Если одновременное соблюдение условий (4.5), (7.1) и (7.2) не обеспечивается, то руководствуются 4.4.12.
7.2.3 Уставку Iу,МИЗ выключателей на постах секционирования и пунктах параллельного соединения выбирают по условию (7.1) при куэ = 1. Выбранная уставка проверяется по условию, А
7.2.4 Значения токов Iн,max и Iк,min, необходимые для выбора уставки защиты и проверке ее на чувствительность, определяют по 7.2.1.
Вычисление токов Iк,min допускается также по следующим формулам:
- значение тока Iк,min = IQ = IQA1 для выключателя на тяговой подстанции в расчетных схемах NN 1, 3, 4, 12 — по формулам соответственно (7.9), (7.10), (7.11), (7.12);
- значение тока Iк,min = IQ = IQA для выключателя тяговой подстанции в расчетной схеме № 17(О) — по формулам (6.16) или (6.19);
- значение тока Iк,min = IQ = IQПB1 для выключателя поста секционирования в расчетных схемах NN 8, 15 — по формулам соответственно (7.14), (7.15).
- значение тока Iк,min = IQ = IQП11 или Iк,min = IQ = IQП21 для выключателя пункта параллельного соединения в расчетных схемах NN 11, 14, 17 — по формулам соответственно (7.16), (7.17), (7.18), причем в условия (4.4) и (4.5) подставляют наименьшее значение Iк,min из вычисленных для этих трех схем.
7.2.5 Выбранную уставку Iу,МИЗ проверяют на выполнение условий (4.4) и (4.5), в которых значение тока Iк,min в режиме минимума энергосистемы вычисляют для расчетных схем, указанных в таблице 7.1 с учетом 7.1.4. Для выключателя тяговой подстанции, при отсутствии активного поста секционирования, в зависимости от схемы питания используют расчетные схемы NN 1, 4, 12, а при наличии активного поста секционирования — схему № 17(О). Для выключателя поста секционирования — расчетные схемы NN 8, 15, для выключателя пункта параллельного соединения — расчетные схемы NN 11, 14, 17. Выполнение условий проверки уставки Iу,МИЗ для расчетных схем NN 8, 15 означает, что отключение выключателя на посту секционирования QПB1 при коротком замыкании в конце защищаемой зоны может произойти каскадно.
7.2.6 Выбор особых уставок Iу,МИЗ осуществляют по формуле (4.8) при коэффициенте возврата кв = 1, в которой ток Iн,max определяют в соответствии с 5.6.1. Для выбранных уставок проверяется выполнение условий (4.4) и (4.5), в которых значения Iк,min вычисляют для соответствующих расчетных схем как в 7.4.6, 7.4.7.
Пример 7.1 Для узловой схемы питания трехпутного участка без активного поста секционирования (рисунок 6.1, б) рассчитать параметры основной максимальной импульсной токовой защиты для выключателей тяговой подстанции и поста секционирования. На подстанции установлены выключатели ВАБ-43-4000, на посту секционирования АБ 2/4.
Контактная сеть на всех путях М-120+2МФ-100+А-185. Расстояние от тяговой подстанции A до поста секционирования ПС l1 = 7 км, расстояние от поста секционирования ПС до тяговой подстанции B l2 = 8 км. Питающие линии выполнены проводами 4 x А185; их длина у подстанции A равна lфп = lфA = 2 км, lA,АПС = 0, у подстанции B lфп = lфB = 0,5 км. Рельсы Р65 с длиной звеньев 25 м.
Параметры тяговых подстанций RпA = RпB = Rп = 0,138 Ом, UA,рас = UB,рас = Uрас = 3120 В. Трос группового заземления на железобетонных опорах выполнен проводом АС-95/16 с сопротивлением 0,306 Ом/км (таблица В.1 приложения В). С учетом длины троса 0,6 км и приведения сопротивления к температуре 40 °C по формуле (6.2) получаем Rтгз = 1,074·0,306·0,6 = 0,197 Ом.
Максимальный ток нагрузки присоединения тяговой подстанции равен Iн,max = 3000 А, присоединения поста секционирования Iн,max = 2300 А.
Падение напряжения в дуге при двух изоляторах в гирлянде находим по формуле (6.13)
Uд = 1350Lуnизb = 1350·0,26·2·0,6 = 420 В.
Выбираем уставку для максимальной импульсной токовой защиты в соответствии с таблицей 7.1. Для выключателя QA1 на тяговой подстанции A (рисунок 6.1, б) имеем:
Iу,МИЗ >= кз Iн,max = 1,15·3000 = 3450 А. Принимаем Iу,МИЗ = 3500 А.
Для выключателя QПB1 поста секционирования получаем: Iу,МИЗ >= кз Iн,max = 1,15·2300 = = 2650 А. Принимаем Iу,МИЗ = 2700 А.
Проверка выбранных уставок в соответствии с таблицей 7.1 производится для выключателя QA1 по расчетной схеме № 4, а для выключателя QПB1 — по расчетной схеме № 8. Параметры результирующей схемы замещения для этих случаев вычислены в примере 6.2.
Проверяем выбранную уставку выключателя QA1 на чувствительность для расчетной схемы № 4. По таблице 6.1 находим формулы для вычисления RтсA, RтсB, RAB и подставляем их в (6.1). Полученные выражения используем в (6.19) и получаем при IA = Iк,min:
Для выключателя QA1 типа ВАБ-43-4000 условие проверки по формуле (4.4) и таблице 4.2 имеет вид: Iу,МИЗ <= 1,05IQ, т.е. Iу,МИЗ <= 1,05·3448 А или Iу,МИЗ <= 3620 А. Поскольку принято Iу,МИЗ = 3500 А, то условия проверки (4.4) выполняются.
Проверяем уставку выключателя QПB1 на посту секционирования (расчетная схема № 8 по таблице 6.1) на чувствительность к коротким замыканиям. По формулам, приведенным в таблице 6.1, для схемы № 8 вычисляем:
RтсA = (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрlAB = (0,042·2 + 0,047·7)/3 + 0,005·(7 + 8) = 0,213 Ом,
RAB = rфBlфB + rкl2 = 0,042·0,5 + 0,047·8 = 0,397 Ом.
Подставляем RтсA, RтсB, RAB в (6.1) и используем полученное выражение в формуле (6.19) при IA = Iк,min = IQПB1, получаем
Для поста секционирования ПС условие чувствительности в соответствии с выражением (4.4) и 4.4.8 имеет вид Iу,МИЗ <= IQ. Поскольку было принято для поста секционирования Iу,МИЗ = 2700 А, Iк,min = 2857 А, то условие (4.4) выполняется. Поэтому выключатель QПB1 будет отключаться при коротком замыкании в любой точке зоны защиты, но, если это замыкание происходит в конце зоны, то отключение выключателя QПB1 будет каскадным, т.е. после отключения выключателя QB1 на смежной подстанции B.
7.3 Токовая отсечка
7.3.1 Уставку токовой отсечки Iу,ТО выбирают по условию (4.6), в котором Iк,max — ток, протекающий через рассматриваемый выключатель при металлическом («глухом») коротком замыкании в конце зоны защиты. Значение коэффициента отстройки котс принимают в соответствии с 4.4.9.
При вычислении этого тока сопротивление троса группового заземления и падение напряжения в дуге не учитывают (Rтгз = 0, Uд = 0).
Значение тока Iк,max = IQ выключателя Q (QA1 или QПB1 — в соответствии с таблицей 6.1) в условии (4.6) вычисляют по 7.2.1 или по формулам:
I_{\text{к},max} = I_{Q} = I_{QA} = \frac{U_{\text{рас}}}{R_{\text{п}A} + (r_{\text{л},\text{АПС}} + r_{\text{р},\text{АПС}})l_{A,\text{АПС}} + r_{\text{ф}A}l_{\text{ф}A} + (r_{\text{к}} + r_{\text{р}})l_{AB} + r_{\text{ф}B}l_{\text{ф}B}} ; (7.4)
I_{\text{к},max} = I_{Q} = I_{QA} = \frac{U_{\text{рас}}}{n_{1}[R_{\text{п}A} + (r_{\text{л},\text{АПС}} + r_{\text{р},\text{АПС}})l_{A,\text{АПС}} + r_{\text{р}}l_{1}] + r_{\text{ф}A}l_{\text{ф}A} + r_{\text{к}}l_{1}} ; (7.5)
(7.6)где n1, n2 — число путей с включенной в работу контактной сетью на участке соответственно l1 от тяговой подстанции A до поста секционирования ПС и на участке l2 от поста секционирования ПС до тяговой подстанции B (см. рисунок 6.1, б).
Выбранная уставка Iу,ТО должна быть проверена по чувствительности к близким коротким замыканиям и отстроена от нормальных режимов.
7.3.2 Проверку по чувствительности осуществляют по формуле (4.1), в которой Iк,min — это ток, протекающий через рассматриваемый выключатель при коротком замыкании вблизи места его установки в режиме минимума энергосистемы, а Iу — это выбранная уставка Iу,ТО. Для выполнения требований чувствительности коэффициент чувствительности кч должен быть не менее 1,2.
При проверке выбранной уставки Iу,ТО по условию (4.1) значения тока Iк,min = IQ вычисляют по 7.2.1 или по формулам:
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{QA} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{R_{\text{п}A} + (r_{\text{л},\text{АПС}} + r_{\text{р},\text{АПС}})l_{A,\text{АПС}} + R_{\text{тгз}}} ; (7.7)
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{Q\text{П}B_{1}} = \frac{n_{1}(U_{\text{рас}} - U_{\text{д}})}{n_{1}(R_{\text{п}A} + R_{A,\text{АПС}} + r_{\text{р}}l_{1} + R_{\text{тгз}}) + r_{\text{ф}A}l_{\text{ф}A} + r_{\text{к}}l_{1}} . (7.8)
В приведенных формулах значение RпA вычисляют по выражению (6.8), RA,АПС — по выражению (6.1), сопротивление rк контактной сети одного пути на длине 1 км принимают в соответствии с 6.3.1, сопротивление rр рельсовой сети всех путей на длине 1 км принимают в соответствии с 6.3.4, падение напряжения в дуге Uд и сопротивление троса группового заземления Rтгз вычисляют в соответствии с 6.3.3. При вычислении токов считают, что до момента возникновения короткого замыкания контактная сеть всех путей (на участке l1 число таких путей n1, на участке l2 число таких путей n2), была включена в работу.
7.3.3 Отстроенность от максимальных токов нормального режима требуется проверять по формуле (4.8), в которой принимают Iу = Iу,ТО, кв = 1.
При проверке выбранной уставки по условию (4.8) значение тока Iн,max = IQ = IQA1 для тяговых подстанций вычисляют по формуле (5.10), значение тока Iн,max = IQ = IQПB1 для поста секционирования — по формуле (5.11).
7.3.4 Выдержку времени не используют.
Пример 7.2 Выбрать на тяговой подстанции и на посту секционирования уставку двунаправленной максимальной токовой защиты для прямого направления тока, выполняющей функцию токовой отсечки, при узловой схеме питания (рисунок 6.1, б) трехпутного участка (n1 = n2 = 3) с контактной сетью М-120+2МФ-100+Ф-185 и рельсами Р65. Активный пост секционирования отсутствует. Расстояния: lфA = 2 км, l1 = 7 км, l2 = 8 км, lфB = 0,5 км. Сопротивления элементов схемы: RпA = RпB = 0,138 Ом, rк = 0,047 Ом/км, rфA = rфB = 0,042 Ом/км, rр = 0,005 Ом/км, Rтгз = 0,197 Ом.
Расчетное напряжение Uрас = 3120 В, падение напряжения в дуге Uд = 420 В. Ток нагрузки присоединения контактной сети на тяговой подстанции Iн,max = 3000 А, присоединения на посту секционирования Iн,max = 2300 А. Выдержка времени не используется.
Рассматриваем токовую отсечку на выключателе QA1 тяговой подстанции A (рисунок 6.1, б). Определяем значение тока Iк,max для этого выключателя по формуле (7.5) при коротком замыкании на посту секционирования:
По условию (4.6) выбираем уставку:
Iу >= котсIк,max = 1,3·3350 = 4352 А.
Принимаем Iу = Iу,ТО = 4400 А.
Проверяем условие отстроенности от нормальных режимов по формуле (4.8)
I_{\text{у}} \geq \frac{\text{к}_{\text{з}}}{\text{к}_{\text{в}}} I_{\text{н},max}\text{или }4400> \frac{1,2}{1} 3000 = 3600\text{А} .
Условие отстройки выполняется.
Проверяем чувствительность при близких коротких замыканиях. Находим по формуле (7.7) значение Iк,min
I_{\text{к},min} = I_{QA} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{R_{\text{п}A} + (r_{\text{л},\text{АПС}} + r_{\text{р},\text{АПС}})l_{A,\text{АПС}} + R_{\text{тгз}}} = \frac{3120 - 420}{0,138 + 0 + 0,197} = 8060\text{А} .
По формуле (4.1) вычисляем
\text{к}_{\text{ч}} = \frac{I_{\text{к},min}}{I_{\text{у}}} = \frac{8060}{4400} = 1,83 .
Полученное значение кч больше указанного в таблице 4.1, поэтому условие чувствительности выполняется.
Рассматриваем токовую отсечку на выключателе QПB1 поста секционирования ПС (рисунок 6.1, б). Определяем значение тока Iк,max для этого выключателя по формуле (7.6) при коротком замыкании на шинах смежной тяговой подстанции
Принимаем Iу = Iу,ТО = 2500 А.
Проверяем условие отстроенности от нормальных режимов по формуле (4.8)
I_{\text{у}} \geq \frac{\text{к}_{\text{з}}}{\text{к}_{\text{в}}} I_{\text{н},max}\text{или }2500< \frac{1,2}{1} 2300 = 2760\text{А} .
Условие отстройки не выполняется, поэтому увеличиваем значение уставки до Iу = Iу,ТО = 2800 А, при котором условие (4.8) выполняется.
Проверяем выполнение условия чувствительности при близких коротких замыканиях. Находим по формуле (7.8) значение Iк,min
По формуле (4.1) вычисляем
\text{к}_{\text{ч}} = \frac{I_{\text{к},min}}{I_{\text{у}}} = \frac{5318}{2800} = 1,90 .
Сравнивая полученное значение с требованиями по таблице 4.1 устанавливаем, что условие чувствительности выполняется.
7.4 Максимальная токовая защита прямого направления
7.4.1 Уставку максимальной токовой защиты прямого направления Iу,МТЗ выбирают по условию (4.8), в котором для автоматических быстродействующих выключателей и защит без выдержки времени принимают кв = 1.
В условии (4.8) значение тока Iн,max = IQ = IQA1 для тяговых подстанций и активных постов секционирования вычисляют по формуле (5.10), значение тока Iн,max = IQ = IQПB1 для поста секционирования — по формуле (5.11), а значение тока Iн,max = IQ = IQП11 или Iн,max = IQ = IQП21 для пункта параллельного соединения — по формуле (5.12).
7.4.2 Выбранную уставку проверяют на чувствительность к коротким замыканиям в конце зоны защиты по формуле (4.1). Коэффициент чувствительности при этом должен быть не менее указанных в таблице 4.1 значений в зависимости от назначения защиты.
7.4.3 Вычисление значений тока Iк,min для проверки требования чувствительности осуществляют в соответствии с 7.2.1. Допускается также вычислять значение Iк,min по формулам, приведенным в 7.4. При этом RA принимают по (6.1), а входящее в него значение RтсA вычисляют по формулам, указанным в таблицах 6.1 и 6.2 для соответствующих расчетных схем.
7.4.4 При проверке выбранной уставки Iу = Iу,МТЗ максимальной токовой защиты прямого присоединения для присоединения тяговой подстанции на выполнение требований чувствительности по условию (4.1), значение тока Iк,min = IQ = IQA1 если она действует как основная защита в зоне до поста секционирования, определяют в зависимости от схемы питания по формулам, А:
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{QA1} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{R_{\text{п}A} + (r_{\text{л},\text{АПС}} + r_{\text{р},\text{АПС}})l_{A,\text{АПС}} + r_{\text{ф}A}l_{\text{ф}A} + (r_{\text{к}} + r_{\text{р}})l_{AB} + r_{\text{ф}B}l_{\text{ф}B} + R_{\text{тгз}}} ; (7.9)
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{QA1} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{n_{1}[R_{A} + R_{\text{тгз}}(1 + \frac{R_{A}}{R_{B}})]} , (7.10)
в формуле (7.10) отношение RA/RB можно принять равным 1;
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{QA1} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{R_{\text{п}A} + (r_{\text{л},\text{АПС}} + r_{\text{р},\text{АПС}})l_{A,\text{АПС}} + r_{\text{ф}A}l_{\text{ф}A} + (r_{\text{к}} + r_{\text{р}})l_{1} + R_{\text{тгз}}} ; (7.11)
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{QA1} = I_{A} + I_{B} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{\frac{R_{A}R_{B}}{R_{A} + R_{B}} + r_{\text{ф}A}l_{\text{ф}A} + r_{\text{к}}(l_{1} + l_{2}) + R_{\text{тгз}}} . (7.12)
7.4.5 При проверке выбранной уставки IУ = Iу,МТЗ на присоединении поста секционирования на соответствие требованиям чувствительности по условию (4.1), значение тока Iк,min = IQ определяют по формулам:
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{Q\text{П}B1} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{n_{2}[R_{A} + R_{\text{тгз}}(1 + \frac{R_{A}}{R_{B}})]} ; (7.13)
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{Q\text{П}B1} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{R_{A} + r_{\text{к}}l_{2} + r_{\text{ф}B}l_{\text{ф}B} + R_{\text{тгз}}} ; (7.14)
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{Q\text{П}B1} = I_{A} + I_{B} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{\frac{R_{A}R_{B}}{R_{A} + R_{B}} + r_{\text{к}}(l_{3} + l_{4}) + r_{\text{ф}B}l_{\text{ф}B} + R_{\text{тгз}}} . (7.15)
Схема № 8 является расчетной для узлового питания контактной сети (рисунок 6.1, б).
Схема № 15 является расчетной для параллельного питания путей (рисунок 6.1, в) при каскадном отключении выключателя QПB1 после отключения выключателей QB1 и QП21.
7.4.6 При проверке выбранной уставки Iу = Iу,МТЗ защиты на выключателе пункта параллельного соединения по коэффициенту чувствительности используют расчетные схемы NN 11, 14, 17. В схеме № 11 предусмотрено каскадное отключение выключателя QП11 после отключения выключателя QПA1. В схемах № 14 и № 17 предусматривается каскадное отключение выключателя QП21 после отключения соответственно выключателя QB1 или QПB1. Проверка на соответствие требованиям чувствительности должна выполняться для всех трех указанных схем по условию (4.1), значение тока Iк,min = IQ в которой определяют по формулам:
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{Q\text{П}11} = \frac{n_{1} - 1}{n_{1}} I_{A} + I_{B} = \frac{(U_{\text{рас}} - U_{\text{д}})[n_{1}R_{A} + (n_{1} - 1)R_{B}]}{n_{1}[R_{A}R_{B} + (r_{\text{к}}l_{2} + R_{\text{тгз}})(R_{A} + R_{B})]} ; (7.16)
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{Q\text{П}21} = \frac{n_{3} - 1}{n_{3}} I_{A} + I_{B} = \frac{(U_{\text{рас}} - U_{\text{д}})[n_{3}R_{A} + (n_{3} - 1)R_{B}]}{n_{3}[R_{A}R_{B} + (r_{\text{к}}l_{4} + R_{\text{тгз}})(R_{A} + R_{B})]} ; (7.17)
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{Q\text{П}21} = \frac{n_{4} - 1}{n_{4}} I_{A} + I_{B} = \frac{(U_{\text{рас}} - U_{\text{д}})[n_{4}R_{A} + (n_{4} - 1)R_{B}]}{n_{4}[R_{A}R_{B} + (r_{\text{к}}l_{3} + R_{\text{тгз}})(R_{A} + R_{B})]} . (7.18)
7.4.7 Выбор особых уставок Iу,МТЗ максимальной токовой защиты прямого направления осуществляется по формуле (4.8), в которой ток Iн,max для выключателей на присоединениях тяговой подстанции, поста секционирования и пункта параллельного соединения определяют, соответственно, по формулам (5.10), (5.11) и (5.12) с учетом размеров движения при выведении из работы поста секционирования или отключении тяговой подстанции.
Если пост секционирования выведен из работы, а его продольные разъединители замкнуты, обеспечивая раздельное двухстороннее питание контактной сети, то зона действия защиты выключателя на тяговой подстанции должна доходить до шин смежной тяговой подстанции. В этом случае одновременное выполнение условий (4.1) и (4.8) становится возможным лишь при ограничении пика пускового тока поезда максимальной массы и размеров движения. Значение Iн,max вычисляют по формуле (5.10), в которой Iср определяют по формуле (5.6) при nэ = nэ,гм = 1, к = 2.
В том случае, если продольные разъединители поста секционирования разомкнуты, зона действия защиты присоединения на тяговой подстанции не изменяется. Значение Iн,max вычисляют по формуле (5.10), в которой Iср определяют по формуле (5.6) при к = 1. Значение nэ вычисляют в соответствии с 5.3.1 по формуле (5.1), в которой lзп принимают равным расстоянию от тяговой подстанции до поста секционирования, а значение nэ,гм — в соответствии с 5.3.4.
При отключении одной тяговой подстанции вычисление тока Iн,max осуществляют по формулам (5.10) и (5.11), в которых значение Iср находят по формулам (5.6) и (5.7) при nэ = nэ,гм = 1, n_{\text{э}}\prime = n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} = 1 , к = 2.
Выбранные уставки Iу = Iу,МТЗ необходимо проверить по условию (4.1) на выполнение требований чувствительности для заданных расчетных схем при токе Iк,min.
При выведении из работы поста секционирования ток Iк,min выключателя QA1 тяговой подстанции A определяют по формуле (7.9) для расчетной схемы № 1 (если продольные разъединители поста секционирования замкнуты) или по формуле (7.11) для расчетной схемы № 4 (если эти разъединители отключены). Расчеты для схемы № 18 выполняют в эксплуатации, если такая схема питания принята дорогой для использования. При отключении промежуточной тяговой подстанции C расчетной для выключателя QA1 является схема № 19.
При отключении тяговой подстанции C расчетной для выключателя QП1C1 поста секционирования ПС1 при определении Iк,min является схема № 20, а для выключателя QП2B1 на посту секционирования ПС2 — схема № 21.
Для выбора уставки защиты на выключателе QП11 пункта параллельного соединения ППС1 используют расчетную схему № 22, для выключателя QП21 пункта параллельного соединения ППС2 — расчетную схему № 23, а для выключателя QП41 пункта параллельного соединения ППС4 — расчетную схему № 24.
7.4.8 В условии (4.1) значение тока Iк,min = IQ для вынужденных режимов вычисляют по 4.4.2 или по формулам:
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{QA1} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{R_{A} + R_{\text{тгз}}(1 + \frac{R_{A}}{R_{B}})} ; (7.19)
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{QA1} = I_{A} + I_{B} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{\frac{R_{A}R_{B}}{R_{A} + R_{B}} + r_{\text{ф}A}l_{\text{ф}A} + r_{\text{к}}(l_{1} + l_{2}) + R_{\text{тгз}}} ; (7.20)
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{Q\text{П }1C1} = I_{A} + I_{B} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{\frac{R_{A}R_{B}}{R_{A} + R_{B}} + r_{\text{к}}(l_{3} + l_{4} + l_{5}) + R_{\text{тгз}}} ; (7.21)
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{Q\text{П }2B1} = I_{A} + I_{B} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{\frac{R_{A}R_{B}}{R_{A} + R_{B}} + r_{\text{к}}(l_{6} + l_{7}) + R_{\text{тгз}}} ; (7.22)
I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{Q\text{П}11} = \frac{n_{1} - 1}{n_{1}} I_{A} + I_{B} = \frac{(U_{\text{рас}} - U_{\text{д}})[n_{1}R_{A} + (n_{1} - 1)R_{B}]}{n_{1}[R_{A}R_{B} + (r_{\text{к}}l_{2} + R_{\text{тгз}})(R_{A} + R_{B})]} ; (7.23)
; (7.24)I_{\text{к},min} = I_{Q} = I_{Q\text{П}21} = \frac{n_{6} - 1}{n_{6}} I_{A} + I_{B} = \frac{(U_{\text{рас}} - U_{\text{д}})[n_{6}R_{A} + (n_{6} - 1)R_{B}]}{n_{6}[R_{A}R_{B} + (r_{\text{к}}l_{7} + r_{\text{ф}B}l_{\text{ф}B} + R_{\text{тгз}})(R_{A} + R_{B})]} . (7.25)
Пример 7.3 Выбрать на тяговой подстанции и на посту секционирования уставку максимальной токовой защиты, реализуемой быстродействующим выключателем с пониженной чувствительность к переходным процессам или герконовым, гальваномагнитным а также другими видами реле тока, в том числе терминала ЦЗАФ-3,3, при узловой схеме питания без активного поста секционирования (рисунок 6.1, б) трехпутного участка (n1 = n2 = 3) с контактной сетью М-120+2МФ-100+А-185 и рельсами Р65. Расстояния: lфA = 2 км, l1 = 7 км, l2 = 8 км, lфB = 0,5 км. Сопротивления элементов схемы: RпA = RпB = 0,138 Ом, rк = 0,047 Ом/км, rфA = rфB = 0,042 Ом/км, rр = 0,005 Ом/км, Rтгз = 0,197 Ом.
Расчетное напряжение Uрас = 3120 В, падение напряжения в дуге Uд = 420 В. Ток нагрузки присоединения контактной сети на тяговой подстанции Iн,max = 3000 А, на посту секционирования Iн,max = 2300 А. Выдержка времени не используется.
Рассматриваем максимальную токовую защиту прямого направления на выключателе QA1 тяговой подстанции A (рисунок 6.1, б). Выбираем уставку по условию (4.8):
I_{\text{у}} \geq \frac{\text{к}_{\text{з}}}{\text{к}_{\text{в}}} I_{\text{н},max} = \frac{1,15}{1} 3000 = 3450\text{А} .
Принимаем Iу = Iу,МТЗ = 3500 А.
По таблице 6.1 для схемы № 3 находим:
RтсA = (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрl1 = (0,042·2 + 0,047·7)/3 + 0,005·7 = 0,173 Ом.
Вычисляем значение тока Iк,min по формуле (7.10) при коротком замыкании возле поста секционирования при сопротивлении троса группового заземления Rтгз = 0,197 Ом (провод АС-95/16 длиной от любого конца до точки заземления 0,6 км) учитывая, что согласно (6.1) при lA,АПС = 0 имеем RA = RпA + RтсA:
I_{\text{к},min} = I_{QA1} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{n_{1}[R_{A} + R_{\text{тгз}}(1 + \frac{R_{A}}{R_{B}})]} = \frac{3120 - 420}{3[0,138 + 0,173 + 0,197(1 + 1)]} = 1280\text{А}.
Полученное значение 1280 А меньше уставки 3500 А, следовательно при схеме питания № 3 максимальная токовая защита прямого направления к короткому замыканию возле поста секционирования вообще не чувствительна.
Рассмотрим возможность использования максимальной токовой защиты прямого направления при каскадном действии (после отключения выключателя QПB1 на посту секционирования ПС). Этому случаю соответствует (с запасом) расчетная схема № 4 (таблица 6.1). По формуле (7.11) находим для схемы № 4:
Полученное значение меньше уставки 3500 А, следовательно, и в этом случае чувствительность к короткому замыканию в конце зоны (возле поста секционирования) не обеспечивается.
Уменьшим вдвое длину, а, следовательно, и сопротивление троса группового заземления: Rтгз = 0,099 Ом. По формуле (7.11) получим
Находим по формуле (4.1)
\text{к}_{\text{ч}} = \frac{I_{\text{к},min}}{I_{\text{у}}} = \frac{3942}{3500} = 1,13 .
Поскольку полученное значение меньше требуемого 1,25, то чувствительность защиты недостаточна.
Если по обе стороны от поста секционирования на длине около 2 км вместо группового заземления использовать индивидуальные заземления опор, то в формуле (7.11) Rтгз = 0.
Коэффициент чувствительности находим по формуле (4.1)
\text{к}_{\text{ч}} = \frac{I_{\text{к},min}}{I_{\text{у}}} = \frac{4607}{3500} = 1,32 .
Требуемая чувствительность (кч >= 1,25) обеспечивается при каскадном отключении выключателя QA1 и замене возле поста секционирования группового заземления опор на индивидуальные. В расчетной схеме № 12 коэффициент чувствительности будет еще больше.
Рассматривается максимальная токовая защита прямого направления на выключателе QПB1 поста секционирования ПС (рисунок 6.1, б). Выбираем уставку по условию (4.8):
I_{\text{у}} \geq \frac{\text{к}_{\text{з}}}{\text{к}_{\text{в}}} I_{\text{н},max} = \frac{1,15}{1} 2300 = 2645\text{А} .
Принимаем Iу = Iу,МТЗ = 2700 А.
В соответствии с таблицей 7.1 для максимальной токовой защиты прямого направления на посту секционирования расчетной является схема № 8. Рассмотрим поведение защиты при каскадном действии после отключения выключателя QB1 на смежной тяговой подстанции B (рисунок 6.1, б) применительно к расчетной схеме № 8 (таблица 7.1). Для этой схемы по таблице 6.1 находим:
RтсA = (rфAlфA + rкl1)/n1 + rрlAB = (0,042·2 + 0,047·7)/3 + 0,005·15 = 0,213 Ом.
По формуле (7.14) вычисляем учитывая, что при lA,АПС = 0 имеем RA = RпA + RтсA
Находим значение коэффициента чувствительности по формуле (4.1)
\text{к}_{\text{ч}} = \frac{I_{\text{к},min}}{I_{\text{у}}} = \frac{2857}{2700} = 1,06 .
Это значение ниже минимально необходимого 1,25 (таблица 4.1), поэтому чувствительность максимальной токовой защиты прямого направления на посту секционирования не обеспечивается.
Ограничение нормальной работы защиты происходит из-за большого сопротивления троса группового заземления. Следовательно, в данном случае необходимо увеличить сечение и уменьшить длину троса группового заземления, либо на длине не менее 2 км возле тяговых подстанций вместо группового использовать индивидуальное заземление опор. В последнем случае имеем Rтгз = 0 и значение тока Iк,min, вычисленное по формуле (7.14), будет равно 3610 А. Коэффициент чувствительности возрастает до кч = 3610/2700 = 1,33, что выше минимально необходимого 1,25 (таблица 4.1). Следовательно, защита обеспечит требования чувствительности. В расчетной схеме № 6 значение коэффициента чувствительности будет еще больше.
7.5 Максимальная токовая защита обратного направления
7.5.1 Уставку максимальной токовой защиты обратного направления Iу = Iу,МТЗО выбирают по условию (4.8), в котором принимают в качестве Iн,max — наибольшее значение тока присоединения при рекуперации, коэффициент запаса кз принимают от 1,1 до 1,2, коэффициент возврата кв = 0,9.
При отсутствии рекуперации значение Iн,max принимают не менее 500 А.
7.5.2 Выбранную уставку проверяют на чувствительность по условию (4.1). Расчетной точкой короткого замыкания являются шины подстанции или активного поста секционирования. Значение тока присоединения Iк,min = IQA1 для схемы узлового питания (рисунок 6.1, б) вычисляют по 7.2.1 или по формуле, А
I_{\text{к},min} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{r_{\text{ф}A}l_{\text{ф}A} + r_{\text{р},\text{АПС}}l_{A,\text{АПС}} + r_{\text{к}}l_{1} + (\frac{r_{\text{ф}B}l_{\text{ф}B} + r_{\text{к}}l_{2}}{n_{2}} + r_{\text{р}}l_{AB} + R_{\text{п}B})n_{1}} , (7.26)
а для параллельного питания — по формуле, А
I_{\text{к},min} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{r_{\text{ф}A}l_{\text{ф}A} + R_{A,\text{АПС}} + r_{\text{к}}l_{1} + (\frac{r_{\text{к}}l_{2}}{n_{2}} + \frac{r_{\text{к}}l_{3}}{n_{3}} + \frac{r_{\text{ф}B}l_{\text{ф}B} + r_{\text{к}}l_{4}}{n_{4}} + r_{\text{р}}l_{AB} + R_{\text{п}B})n_{1}} . (7.27)
На многопутных участках рекомендуется принимать значения n2 в формуле (7.26) и n3, n4 в формуле (7.27) исходя из условия, что контактная сеть одного из путей отключена.
На выключателе QПA1 поста секционирования (рисунок 6.1) уставка защиты Iу = Iу,МТЗО выбирается по условию (4.8), в котором принимают в качестве Iн,max — значение, вычисленное по формуле (5.11) при l = lПB (расстояние от поста секционирования до тяговой подстанции B) и размерах движения, соответствующих интенсивному часу (см. 5.3), коэффициент запаса кз принимают от 1,1 до 1,2, коэффициент возврата кв = 0,9.
Выбранная уставка проверяется на чувствительность по условию (4.1). Расчетной точкой короткого замыкания являются шины поста секционирования. Значение тока присоединения Iк,min = IQПA1 вычисляют для схемы узлового питания (рисунок 6.1, б) по 4.4.1 или по формуле
I_{\text{к},min} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{r_{\text{ф}A}l_{\text{ф}A} + r_{\text{к}}l_{1} + [r_{\text{р}}l_{1} + R_{\text{п}A} + (r_{\text{л},\text{АПС}} + r_{\text{р},\text{АПС}})l_{A,\text{АПС}}]n_{1}} , (7.28)
а для параллельного питания — по формуле
I_{\text{к},min} = \frac{U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}}{r_{\text{к}}l_{2} + [\frac{r_{\text{ф}A}l_{\text{ф}A} + r_{\text{к}}l_{1}}{n_{1}} + r_{\text{р}}(l_{1} + l_{2}) + R_{\text{п}A} + (r_{\text{л},\text{АПС}} + r_{\text{р},\text{АПС}})l_{A,\text{АПС}}]n_{2}} . (7.29)
Защита отвечает требованиям чувствительности при кч >= 1,25.
7.5.3 Выдержку времени защиты для выключателей тяговых подстанций и постов секционирования принимают от 0,1 до 0,2 с для отстройки от излишних срабатываний при коротком замыкании в контактной сети вблизи выключателя смежного присоединения.
Пример 7.4 Выбрать на тяговой подстанции и на посту секционирования уставку максимальной токовой защиты обратного направления тока при узловой схеме питания без активного поста секционирования (рисунок 6.1, б) двухпутного участка (n1 = n2 = 2) с контактной сетью М-120+2МФ-100+А-185 и рельсами Р65. Расстояния: lA,АПС = 0, lфA = 2 км, l1 = 7 км, l2 = 8 км, lфB = 0,5 км. Сопротивления элементов схемы: RпA = RпB = 0,138 Ом, rк = 0,047 Ом/км, rфA = rфB = 0,042 Ом/км, rр = 0,007 Ом/км.
Расчетное напряжение Uрас = 3120 В, падение напряжения в дуге Uд = 420 В. Ток присоединения тяговой подстанции при рекуперации Iн,max = 1000 А, ток присоединения поста секционирования Iн,max = 2100 А.
Уставка максимальной токовой защиты обратного направления выключателя QA1 тяговой подстанции A (рисунок 6.1, б) должна отвечать условию (4.8):
I_{\text{у}} \geq \frac{\text{к}_{\text{з}}}{\text{к}_{\text{в}}} I_{\text{н},max} = \frac{1,2}{0,9} 1000 = 1333\text{А} .
Принимаем Iу = Iу,МТЗО = 1350 А.
Чувствительность проверяется по формуле (4.1), в которой значение Iк,min вычисляют по формуле (7.26) при условии, что на участке l2 контактная сеть одного из путей отключена (n2 = 2 — 1 = 1):
Находим значение коэффициента чувствительности по формуле (4.1)
\text{к}_{\text{ч}} = \frac{I_{\text{к},min}}{I_{\text{у}}} = \frac{1595}{1350} = 1,18 .
Поскольку максимальная токовая защита обратного направления и защита минимального напряжения резервируют друг друга, то полученное значение кч = 1,18 является достаточным (оно больше нормативного значения 1,15, определяемого по таблице 4.1).
Выдержку времени устанавливаем от 0,15 до 0,2 с.
Находим уставку максимальной токовой защиты обратного направления для выключателя QПA1 поста секционирования ПС (рисунок 6.1, б) по условию (4.8):
I_{\text{у}} \geq \frac{\text{к}_{\text{з}}}{\text{к}_{\text{в}}} I_{\text{н},max} = \frac{1,2}{0,9} 2100 = 2800\text{А} .
Принимаем IУ = Iу,МТЗО = 2900 А.
По формуле (7.28) находим значение тока присоединения поста секционирования при коротком замыкании на его шинах
По формуле (4.1) находим
\text{к}_{\text{ч}} = \frac{I_{\text{к},min}}{I_{\text{у}}} = \frac{3430}{2900} = 1,18 .
При наличии на посту секционирования резервной защиты минимального напряжения коэффициент чувствительности в соответствии с таблицей 4.1 должен быть не менее 1,15. Это условие выполняется.
Принимаем выдержку времени от 0,15 до 0,2 с.
7.6 Защита минимального напряжения
7.6.1 На тяговых подстанциях и активных постах секционирования защиту минимального напряжения используют как резервную для защиты распределительного устройства 3,3 кВ. Она предотвращает подпитку места повреждения от смежных подстанций. Уставку Uу = Uу,ЗМН выбирают по условию (4.9), в котором принимают Uн,min = 3000 В, а значения коэффициентов кз и кв — в соответствии с 4.4.10. Выбранную уставку поверяют на чувствительность к короткому замыканию на шинах по формуле (4.2), в которой значение Uк,max определяется падением напряжения в дуге при перекрытии изолятора. Это падение напряжения определяют по формуле (6.13).
Допускается принимать Uк,max от 700 до 1000 В.
Для отстройки от коротких замыканий на смежных присоединениях контактной сети выдержку времени принимают в соответствии с 4.3.
7.6.2 На постах секционирования защиту минимального напряжения используют для защиты сборных шин. Она может выполнять роль резервной для защиты контактной сети при близких коротких замыканиях. Уставку выбирают так же, как для тяговых подстанций, но при Uн,min = 2700 В. Выдержку времени устанавливают в соответствии с 4.3.
7.6.3 На пунктах параллельного соединения защиту минимального напряжения выполняют без выдержки времени. Ее используют как дополнительную, для ускорения отключения близких коротких замыканий, поскольку ее действие не зависит от действия других выключателей поврежденной зоны. В отличие от других защит, которые срабатывают на пункте параллельного соединения только после отключения выключателя на посту секционирования или тяговой подстанции, защита минимального напряжения приходит в действие мгновенно. Однако, если вблизи пункта параллельного соединения находится электровоз, переходящий кратковременно в режим рекуперации при коротком замыкании в контактной сети, то действие защиты может произойти с задержкой до 0,04 с на время затухания переходных процессов в цепи электровоза.
Уставку защиты минимального напряжения для выключателей пунктов параллельного соединения выбирают по условию (4.9), в котором Uн,min принимают по 5.6.4, коэффициент запаса кз принимают от 1,1 до 1,3, коэффициент возврата кв = 1. Проверку чувствительности осуществляют по формуле (4.2) при коротком замыкании возле смежной тяговой подстанции (схема № 6 по таблице 6.1).
Для пункта параллельного соединения ППС1 (рисунок 6.1, в) расчетной схемой для определения параметров короткого замыкания является схема № 11 (таблица 6.1).
Значение Uк,max вычисляют по формуле
U_{\text{к},max} = U_{\text{ППС}1} = U_{\text{рас}} - I_{A}(R_{\text{п}A} + (r_{\text{л},\text{АПС}} + r_{\text{р},\text{АПС}})l_{A,\text{АПС}} + \frac{r_{\text{ф}A}l_{\text{ф}A} + r_{\text{к}}l_{1}}{n_{1}} + r_{\text{р}}l_{1}) . (7.30)
Ток IA подстанции A вычисляют по формуле (6.19), в которой значения результирующих сопротивлений схемы замещения RA, RB, RAB вычисляют по формулам (6.1) с использованием данных таблицы 6.1 для схемы № 11. Значение Uк,max можно определять также по выражению
U_{\text{к},max} = U_{\text{ППС}1} = (I_{A} + I_{B})R_{AB} + I_{A}r_{\text{р}}l_{2} + U_{\text{д}} = (U_{\text{рас}} - U_{\text{д}}) \frac{R_{AB}(R_{A} + R_{B}) + R_{B}r_{\text{р}}l_{2}}{R_{AB}(R_{A} + R_{B}) + R_{A}R_{B}} + U_{\text{д}}. (7.31)
Если условия чувствительности по выражению (4.2) не выполняются (коэффициент чувствительности кч оказывается меньше 1,25), то это означает, что зона уверенного действия защиты минимального напряжения меньше, чем расстояние от пункта параллельного соединения до поста секционирования.
Пример 7.5 Определить уставку защиты минимального напряжения на пункте параллельного соединения двухпутного (n1 = n2 = n3 = n4 = 2) участка (рисунок 6.1, в) при следующих исходных данных: сопротивления смежных тяговых подстанций RпA = RпB = 0,138 Ом, расчетное напряжение Uрас = 3120 В (см. пример 6.1), сопротивление питающих линий rфA = rфB = 0,042 Ом/км, сопротивление 1 км контактной сети одного пути rк = 0,047 Ом/км (см. пример 6.2), сопротивление рельсовой сети двухпутного участка rр = 0,0075 Ом/км.
Трос группового заземления выполнен проводом АС-150/19 с погонным сопротивлением 0,204 Ом/км. Сопротивление троса группового заземления с приведением его к температуре 40 °C (см. 6.3.1.1) и учетом длины 0,6 км (см. п. 6.3.3) равно Rтгз = 1,074·0,204·0,6 = 0,131 Ом.
Падение напряжения в дуге принимаем Uд = 420 В (см. пример 7.3).
Длина питающих линий: lфA = 2 км, lфB = 0,5 км. Расстояния (см. рисунок 6.1, в): l1 = 3 км, l2 = 4 км, l3 = 4,1 км, l4 = 3,9 км, lAB = 15 км. Протяженность контактной сети от тяговой подстанции A до поста секционирования ПС lAП = l1 + l2 = 3 + 4 = 7 км, протяженность контактной сети от поста секционирования ПС до тяговой подстанции B lПB = l3 + l4 = 4,1 + 3,9 = 8 км.
В соответствии с условием (4.9) при Uн,min = 2700 В, кз = 1,2, кв = 1 получаем
U_{\text{у},\text{ЗМН}} \leq \frac{U_{\text{н},min}}{\text{к}_{\text{з}}\text{к}_{\text{в}}} = \frac{2700}{1,2 \cdot 1} = 2250\text{В} .
Проверяем условия чувствительности для схемы № 11.
По формулам, приведенным в таблице 6.1 для схемы № 11, находим
RтсA = (rфAlфA + rкl1)/n1 + rр(l1 + l2) = = (0,042·2 + 0,047·3)/2 + 0,0075·(3 + 4) = 0,165 Ом,
RтсB = (rфBlфB + rкl4)/n4 + rкl3/n3 + rкl2/(n2 — 1) +
- rр(l3 + l4) = (0,042·0,5 + 0,047·3,9)/2 + 0,047·4,1/2 +
- 0,047·4/(2 — 1) + 0,075·(4,1 + 3,9) = 0,447 Ом,
RAB = rкl2 + Rтгз = 0,047·4 + 0,131 = 0,319 Ом.
По формулам (6.1) находим результирующие сопротивления
RA = RпA + (rл,АПС + rр,АПС)lA,АПС + RтсA = = 0,138 + 0 + 0,165 = 0,303 Ом,
RB = RпB + RтсB = 0,138 + 0,447 = 0,585 Ом.
По формуле (7.31) находим напряжение у пункта параллельного соединения
Находим значение коэффициента чувствительности по формуле (4.2)
\text{к}_{\text{ч}} = \frac{U_{\text{у},\text{ЗМН}}}{U_{\text{ППС}1}} = \frac{2200}{2185} = 1,07 .
Полученное значение коэффициента меньше нормативного 1,25 (см. таблицу 7.1), следовательно уверенное действие защиты будет происходить только при более близких к ППС1 точках короткого замыкания. При глухих коротких замыканиях (Uд = 0) на опоре с индивидуальным заземлением (Rтгз = 0) в этом же примере получаем RAB = 0,188 Ом, а значения RA и RB не изменяются. В таком случае по формуле (7.31) Uк,max = 1642 В и по формуле (4.2) кч = 1,34. При таких условиях защита минимального напряжения уверенно действует при коротких замыканиях в любой точке между пунктом параллельного соединения ППС1 и постом секционирования ПС.
7.7 Направленная дистанционная защита
7.7.1 Направленная дистанционная защита на выключателях тяговых подстанций и активных постов секционирования
7.7.1.1 Уставку Rу,ДЗ направленной дистанционной защиты выбирают по условию, Ом
где Rк,max = RQ — максимальное значение сопротивления петли короткого замыкания, измеряемое защитой выключателя Q, Ом.
Коэффициент чувствительности кч в выражении (7.32) принимают равным 1,25, если защита выполняет роль основной и 1,15 — если она является резервной.
7.7.1.2 Для вычисления Rк,max, входящего в формулу (7.32), используют расчетные схемы № 1 (при раздельном питании) и № 4 (при узловом и параллельном питании) по таблице 6.1. При уставке защиты, выбранной для схемы № 4, отключение выключателя на подстанции (при коротком замыкании возле поста секционирования) происходит каскадно, т.е. после отключения выключателя на посту секционирования.
Допускается для выбора уставки использовать в качестве расчетной схему № 3 (таблица 6.1), при которой отключение выключателя на тяговой подстанции не зависит от состояния выключателя на посту секционирования, при условии принятия дополнительных мер против излишних срабатываний при коротком замыкании за пределами защищаемой зоны (например с помощью выдержки времени).
7.7.1.3 В выражении (7.32) сопротивление Rк,max = RQ, измеряемое защитой выключателя QA1, вычисляют по формулам, Ом
Rк,max = RQA1 = (rл,АПС + rр,АПС)lA,АПС + rфAlфA +
- (rк + rр)lAB + rфBlфB + Rтгз + Rд; (7.33)
Rк,max = RQA1 = (rл,АПС + rр,АПС)lA,АПС + rфAlфA +
- (rк + n1rр)l1 + n1(Rтгз + Rд)(1 + RA/RB), (7.34)
если пост секционирования находится примерно в середине межподстанционной зоны, то в (7.34) можно принять RA/RB = 1;
Rк,max = RQA1 = (rл,АПС + rр,АПС)lA,АПС +
- rфAlфA + (rк + rр)l1 + Rтгз + Rд, (7.35)
где n1 — число путей, по контактной сети которых протекает ток короткого замыкания на участке l1 = lAП (от подстанции до поста секционирования);
В формулах (7.33), (7.34), (7.35) принимают:
а) при отсутствии активного поста секционирования lA,АПС = 0;
б) при наличии активного поста секционирования:
-
для защищаемой зоны от тяговой подстанции до активного поста секционирования lфA = 0, lAB = 0, lфB = 0, l1 = 0;
-
для защищаемой зоны от тяговой подстанции до поста секционирования lфA = 0.
7.7.1.4 Сопротивление дуги Rд вычисляют по формуле, Ом
R_{\text{д}} = \frac{U_{\text{д}}}{I_{\text{к}}} , (7.36)
где Uд — падение напряжения в дуге, определяемое по формуле (6.13), В;
Iк — наименьшее значение суммарного тока, вычисляемое по формуле (6.18), протекающего через место повреждения при коротком замыкании в конце защищаемой зоны для выбранной по таблице 6.1 расчетной схемы, А.
Сопротивление дуги Rд при коротком замыкании возле поста секционирования обычно имеет значение от 0,02 до 0,05 Ом и при коротком замыкании возле смежной тяговой подстанции — от 0,01 до 0,03 Ом.
7.7.1.5 Выбранная по условию (7.32) уставка проверяется на отстроенность от режимов нормальной работы по выражению (4.10) при коэффициентах кз от 1,1 до 1,3 и кв = 1. Если адаптация к предшествующему режиму в защите направленной дистанционной защите не предусмотрена, принимают ка = 1. Значения Iн,max и Uн,min для тяговой подстанции принимают в соответствии с разделом 5.
7.7.1.6 Особую уставку направленной дистанционной защиты на выключателе тяговой подстанции при выведении из работы поста секционирования или отключении тяговой подстанции определяют по формуле (7.32).
Если в процессе эксплуатации предполагается использование схемы № 18 (таблица 6.2), то для нее Rк,max вычисляют по формулам, Ом
Rк,max = RQA1 = 0,5(rфAlфA + rкlAB + rфBlфB) +
- rрlAB + (1 + RA/RB)(Rтгз + Rд),
RA = RпA + 0,5(rфAlфA + rкlAB + rфBlфB) + rрlAB, RB = RпB.
Особую уставку при отключении промежуточной тяговой подстанции определяют по условию (7.32) для расчетной схемы № 19. Значение сопротивления Rк,max = RQ, измеряемое защитой, вычисляют по формуле
R_{\text{к},max} = R_{QA1} = r_{\text{ф}A}l_{\text{ф}A} + r_{\text{к}}(l_{1} + l_{2}) + R_{\text{тгз}} + R_{\text{д}} + (\frac{R_{\text{п}B} + R_{\text{тс}B}}{R_{\text{п}A} + R_{\text{тс}A} + R_{\text{п}B} + R_{\text{тс}B}})r_{\text{р}}(l_{1} + l_{2}) . (7.37)
Значения RтсA, RтсB принимают по таблице 6.2 для схемы № 19.
7.7.1.7 Выбранные уставки проверяют на выполнение условия (4.10) при коэффициентах кз от 1,1 до 1,3 и кв = 1. Если адаптация к предшествующему режиму в направленной дистанционной защите не предусмотрена, принимают коэффициент ка = 1.
7.7.2 Направленная дистанционная защита на выключателях поста секционирования
7.7.2.1 Если направленную дистанционную защиту на выключателях поста секционирования используют как основную, то ее уставку определяют по условию (7.32) для расчетных схем NN 8, 15 при кч = 1,25. Если основной является максимальная импульсная токовая защита, которая перекрывает расстояние от поста секционирования до смежной подстанции, то для направленной дистанционной защиты при тех же расчетных схемах принимают кч = 1,15. Выбор уставок для расчетных схем № 8 и № 5 обеспечивает каскадное отключение выключателя на посту секционирования ПС при коротком замыкании K в конце защищаемой зоны (см. таблицу 6.1), то есть после отключения выключателя на тяговой подстанции B. Допускается выбор уставки производить для расчетной схемы № 7, при которой отключение выключателя на посту секционирования ПС не зависит от положения выключателя на тяговой подстанции B, при условии обеспечения требуемого коэффициента чувствительности и принятия дополнительных мер для исключения излишнего срабатывания при коротком замыкании контактной сети смежных путей.
7.7.2.2 Значение Rк,max = RQ вычисляют по формулам, Ом:
Rк,max = RQПB1 = rфBlфB + (rк + n2rр)l2 +
- n2(1 + RA/RB)(Rтгз + Rд); (7.38)
Rк,max = RQПB1 = rфBlфB + (rк + rр)l2 + Rтгз + Rд; (7.39)
R_{\text{к},max} = R_{Q} = R_{Q\text{П}B1} = r_{\text{ф}B}l_{\text{ф}B} + (r_{\text{к}} + r_{\text{р}} \frac{R_{B}}{R_{A} + R_{B}})(l_{3} + l_{4}) + R_{\text{тгз}} + R_{\text{д}} , (7.40)
где n2 — число путей, по контактной сети которых на участке l2 = lПB протекает ток короткого замыкания.
Значения RтсA и RтсB вычисляют по формулам, приведенным в таблице 6.1, соответственно, для схем № 7, № 8 и № 15. Значения RA и RB определяют по (6.1), значение Rд находят по 7.7.1.4.
Выдержка времени для основной защиты не используется, для резервной ее принимают по 4.3.
7.7.2.3 При отключении тяговой подстанции C для выключателя QП1C1 поста секционирования ПС1 используют расчетную схему № 20 (таблица 6.2), для которой, Ом
(7.41)Значения RтсA и RтсB вычисляют по формулам, приведенным в таблице 6.2, для схемы № 20.
Для выключателя QП2П1 поста секционирования ПС2 расчетной является схема № 21 (таблица 6.2), для которой, Ом
(7.42)7.7.2.4 Выбранную уставку проверяют на отстроенность от нормальных нагрузок по условию (4.10) при коэффициентах кз от 1,1 до 1,3 и кв = 1. Если адаптация к предшествующему режиму в направленной дистанционной защите не предусмотрена, принимают ка = 1. Значения Iн,max вычисляют по формуле (5.11), в которой I_{\text{с}}\prime_{\text{р}} вычисляют по формуле (5.7) при n_{\text{э}}\prime = n_{\text{э}}\prime_{,\text{гм}} = 1 , к = 2. Напряжение Uн,min принимают равным 2400 В.
Пример 7.6 Выбрать на тяговой подстанции и на посту секционирования уставку направленной дистанционной защиты для двухпутного участка со схемой питания, приведенной на рисунке 6.1, в при следующих исходных данных: RпA = RпB = 0,138 Ом, rфA = rфB = 0,042 Ом/км, rк = 0,047 Ом/км, rр = 0,0075 Ом/км. Трос группового заземления — как в примере 7.5, его сопротивление Rтгз = 0,131 Ом. Активный пост секционирования отсутствует (lA,АПС = 0).
По таблицам 6.1 и 7.1 находим, что при определении уставки направленной дистанционной защиты используются расчетные схемы № 4 и № 8 (при отключенном в зоне защиты пункте параллельного соединения). В этом случае схема питания, соответствующая рисунку 6.1, в, преобразуется в схему, показанную на рисунке 6.1, б.
Длина питающих линий: lфA = 2 км, lфB = 0,5 км. Расстояния (см. рисунок 6.1, в): l1 = 3 км, l2 = 4 км, l3 = 4,1 км, l4 = 3,9 км, lAB = 15 км. Протяженность контактной сети от тяговой подстанции A до поста секционирования ПС lAП = l1 + l2 = 3 + 4 = 7 км, протяженность контактной сети от поста секционирования ПС до тяговой подстанции B lПB = l3 + l4 = 4,1 + 3,9 = 8 км.
Сопротивление дуги в соответствии с 7.7.1.4 принимаем Rд = 0,02 Ом.
В нормальном режиме максимальная нагрузка присоединения подстанции Iн,max = 3400 А, присоединения поста секционирования Iн,max = 2900 А.
Если направленная дистанционная защита рассматривается как основная, то принимают кч = 1,25, если — как резервная, то принимают кч = 1,15. В остальном расчеты для основной и резервной защит совпадают.
Защита на присоединении тяговой подстанции
Уставка на тяговой подстанции должна отвечать условию (4.10)
R_{\text{у},\text{ДЗ}} \leq \frac{\text{к}_{\text{а}}U_{\text{н},min}}{\text{к}_{\text{з}}\text{к}_{\text{в}}I_{\text{н},max}} = \frac{1 \cdot 3000}{1,2 \cdot 1 \cdot 3400} = 0,735\text{Ом} .
Выбираем уставку по условию обеспечения чувствительности к коротким замыканиям. Для защиты на присоединении тяговой подстанции расчетной является схема № 4 (см. таблицу 7.1).
Определяем сопротивление Rк,max для схемы № 4 по формуле (7.35) при lA,АПС = 0:
Rк,max = RQA1 = rфAlфA + (rк + rр)lAП + Rтгз + Rд = = 0,042·2 + (0,047 + 0,0075)·7 + 0,131 + 0,02 = 0,617 Ом.
Находим по условию (7.32)
Rу,ДЗ >= кчRк,max = 1,25·0,617 = 0,771 Ом.
Принятая уставка 0,780 Ом превышает наибольшее допустимое по условию (4.10) значение 0,735 Ом, поэтому условие отстроенности (4.10) не выполняется.
Для обеспечения защиты от коротких замыканий необходимо снизить сопротивление троса группового заземления, например, уменьшив вдвое его длину. В этом случае имеем Rтгз = 0,131/2 = 0,066 Ом и для схемы № 4 получаем
Rк,max = RQA1 = (rл,АПС + rр,АПС)lA,АПС + rфAlфA +
- (rк + rр)lAП + Rтгз + Rд = 0 + 0,042·2 +
- (0,047 + 0,0075)·7 + 0,066 + 0,02 = 0,551 Ом.
Уставку находим по условию (7.32)
Rу,ДЗ >= кчRк,max = 1,25·0,551 = 0,689 Ом.
Принимаем Rу,ДЗ = 0,70 Ом. Это значение меньше максимального сопротивления при нагрузке 0,750 Ом, поэтому условие отстройки (4.10) выполняется. При уставке 0,70 Ом защита отключает выключатель QA1 (рисунок 6.1, в) каскадно. Сначала отключается выключатель QПA1 на посту секционирования, потом выключатель QП11 пункта параллельного соединения и лишь после этого — выключатель QA1 тяговой подстанции A.
Если направленная дистанционная защита на тяговой подстанции выполняет роль не основной, а резервной, то ее уставка в соответствии с (7.32) должна отвечать условию Rу,ДЗ >= кчRк,max = 1,15·0,617 = 0,710 Ом. Принимаем Rу,ДЗ = 0,720 Ом. Это значение меньше сопротивления 0,735 Ом, при котором защита отстроена от максимальной нагрузки, что обеспечивает выполнение условия (4.10). Следовательно, как резервная она обладает достаточной чувствительностью к коротким замыканиям в любой точке защищаемой зоны и не нуждается в изменении параметров троса группового заземления, указанных в условии.
Защита на присоединении поста секционирования
В соответствии с (4.10) защита будет отстроена от режима максимальных нагрузок при
R_{\text{у},\text{ДЗ}} \leq \frac{\text{к}_{\text{а}}U_{\text{н},min}}{\text{к}_{\text{з}}\text{к}_{\text{в}}I_{\text{н},max}} = \frac{1 \cdot 2700}{1,2 \cdot 1 \cdot 2900} = 0,776\text{Ом} .
В соответствии с таблицей 7.1 основной является схема № 8, при которой выключатель QПB1 отключается каскадно. По формуле (7.39) находим
Rк,max = RQПB1 = rфBlфB + (rк + rр)lПB + Rтгз + Rд = = 0,042·0,5 + (0,47 + 0,0075)8 + 0,131 + 0,02 = 0,608 Ом.
Уставку находим по формуле (7.32)
Rу,ДЗ >= кчRк,max = 1,25·0,608 = 0,760 Ом.
Принимаем Rу,ДЗ = 0,760 Ом. Поскольку уставка 0,760 Ом меньше значения 0,776 Ом, то условие отстройки выполняется.
Если защита используется как резервная, то
Rу,ДЗ >= кчRк,max = 1,15·0,608 = 0,699 Ом.
Принимаем Rу,ДЗ = 0,70 Ом. Условие отстройки выполняется.
7.8 Квазитепловая защита
7.8.1 Квазитепловая защита выполняет одну из функций защиты от перегрузки.
Рассчитываемая защитой температура определяется как сумма температуры нагрева провода, вычисляемая с периодичностью 1 с на основании решения уравнения теплового баланса, и температуры окружающей среды tокр.
7.8.2 Для ввода в защиту исходных данных, определяющих параметры срабатывания, необходимо:
- установить, для какого из проводов контактной сети необходимо осуществлять контроль за его температурой;
- выбрать уставку аварийного отключения tу и уставку температуры предупреждения tпред;
- определить (вычислить) значения коэффициентов нагрева Кн и охлаждения Ко, входящих в уравнение теплового баланса;
- принять значение расчетной температуры окружающей среды tокр.
7.8.3 Периодичность оперативного изменения значения температуры окружающей среды tокр, вводимого вручную или по каналу АСУ в терминал квазитепловой защиты, устанавливается местными инструкциями, но не реже двух раз в год. Для каждого сезона значение tокр принимают как среднее значение из наибольших показателей за ряд лет.
При вводе два раза в год новых значений tокр принимают расчетное значение температуры окружающей среды:
Примечание - Предпочтительным является ввод в защиту значений температуры окружающей среды автоматически, например, по каналам телемеханики, с периодичностью не более 5 — 10 мин.
При плавке гололеда значение tокр устанавливают равным 0 °C.
7.8.4 В качестве контролируемого по температуре провода контактной сети принимают:
- для тепловой защиты, предотвращающей отжиг проводов, — лимитирующий по нагреву провод, который ограничивает наибольшее длительно допустимое значение тока присоединения. Лимитирующий провод определяют по 7.10.8;
- для тепловой защиты, предотвращающей недопустимое удлинение проводов, — контактный провод.
7.8.5 Уставку аварийного отключения tу для предотвращения отжига проводов выбирают по условию
где tmax — наибольшая длительно допустимая температура контролируемого (лимитирующего) провода, °C;
кз,п — коэффициент запаса, учитывающий дополнительный нагрев провода за счет солнечной радиации, принимаемый равным от 0,85 до 0,95.
Для тепловой защиты, предотвращающей отжиг проводов контактной сети, значение tmax принимают по таблице 7.2.
Допустимые температуры проводов
Уставку температуры предупреждения tпред выбирают по условию
где кз,пред — коэффициент запаса предупреждения, принимаемый равным от 0,8 до 0,95.
7.8.6 Максимальная допустимая температура tmax контактного провода, при которой ближайший к температурному компенсатору фиксатор перемещается в крайнее положение, вычисляют по формуле, °C
t_{max} \leq t_{min} + \frac{\Delta l_{\text{ф},max}}{\alpha l_{\text{аф}}} , (7.45)
где \Delta l_{\text{ф},max} — наибольшее допустимое перемещение фиксатора вдоль пути от крайнего положения, соответствующего минимальной расчетной температуре окружающей среды, м;
lаф — расстояние от ближайшего к компенсатору фиксатора до средней анкеровки, м;
tmin — минимальная расчетная температура окружающей среды данного климатического района, °C;
\alpha — температурный коэффициент линейного расширения провода, 1/°C.
7.8.7 Максимальная допустимая температура tmax контактного провода, при которой грузы температурного компенсатора перемещаются в крайнее нижнее положение, вычисляют по формуле, °C
t_{max} \leq t_{min} + \frac{\Delta l_{\text{г},max}}{\alpha \cdot p \cdot l_{\text{аг}}} , (7.46)
где \Delta l_{\text{г},max} — наибольшая допустимая конструктивная высота перемещения грузов компенсатора от крайнего верхнего положения, соответствующего температуре tmin, до крайнего нижнего положения, м;
lаг — расстояние от компенсатора до средней анкеровки, м;
p — коэффициент передачи компенсатора.
7.8.8 Для медных, низколегированных и бронзовых проводов принимают \alpha = 17 \cdot 10^{- 6}1/°\text{С} , для биметаллических сталемедных и сталеалюминиевых проводов \alpha = 13 \cdot 10^{- 6}1/°\text{С} . Коэффициент передачи p принимают равным для компенсаторов: двухблочного — 2, трехблочного — 4, блочно-полиспастного — 3.
В качестве расчетного для защиты принимают наименьшее из вычисленных по формулам (7.43), (7.45) и (7.46) значение tmax.
Принятое значение уставки срабатывания tу не должно превышать больше, чем на 5 °C величин, указанных в таблице 7.2.
7.8.9 Коэффициент нагревания лимитирующего провода вычисляют по формуле, °C/(с·А2)
\text{К}_{\text{н}} = \frac{\text{К}_{\text{дт},i}^{2}r_{0,i}10^{- 3}}{m_{i}(1 - \frac{u}{100})^{2}C_{i}} , (7.47)
где Кдт,i — коэффициент распределения тока (доля тока присоединения контактной сети) для лимитирующего провода, значение которого определяют по таблице В.5 приложения В или вычисляют в соответствии с 7.8.11;
r0,i — сопротивление 1 км неизношенного лимитирующего провода при температуре 0 °C;
u — средний износ контактного провода (для других проводов принимают u = 0), %;
mi — масса неизношенного лимитирующего провода, определяемая по таблице В.6 приложения В, кг/м;
Ci — удельная теплоемкость лимитирующего провода при температуре близкой к температуре уставки tу, определяемая по таблице В.2 приложения В, Вт·с/(кг·°C).
Для определения сопротивления r0,i при температуре 0 °C, контролируемого по температуре провода, находят вначале его сопротивление при температуре 20 °C по таблицам В.1 или В.2 приложения В, затем по формуле (6.2) вычисляют значение r0,i при температуре 0 °C.
Механическому износу подвергаются только контактные провода, поэтому, если лимитирующий провод не является контактным, то для него u = 0.
7.8.10 Коэффициент охлаждения лимитирующего провода для скорости ветра 1 м/с находят по формуле, 1/с
\text{К}_{\text{о}} = \frac{\alpha\prime_{\text{т},i}F_{\text{и},i}}{m_{i}(1 - \frac{u}{100})^{0,5}C_{i}} , (7.48)
где \alpha\prime_{\text{т},i} — коэффициент теплоотдачи лимитирующего провода при скорости ветра 1 м/с и температуре близкой к температуре уставки tу, принимаемый по таблице В.6 приложения В, Вт/(м2·°C);
Fи,i — площадь поверхности 1 м лимитирующего провода с износом, определяемая по таблице В.6 приложения В или по формуле (7.51), м2/м.
Если лимитирующий провод не является контактным, то значение Fи,i принимают без износа (u = 0).
7.8.11 Определение контролируемого по температуре провода контактной сети (лимитирующего провода), ограничивающего наибольшее допустимое значение тока присоединения, осуществляют в три этапа.
На первом этапе устанавливают доли тока контактной сети (коэффициенты распределения), которые протекают, соответственно, по каждому из несущих тросов Кдт,т, по каждому из контактных проводов Кдт,к и по каждому из усиливающих проводов Кдт,у, по формулам
(7.49)где rэ — эквивалентное сопротивление 1 км контактной сети, Ом/км;
rт, rк, rу — сопротивления 1 км, соответственно, одного несущего троса, одного неизношенного контактного провода, одного усиливающего провода, Ом/км;
nт, nк, nу — число, соответственно, несущих тросов, контактных и усиливающих проводов в контактной сети одного пути;
u — средний износ контактного провода, %.
Значения rт, rк, rу принимают по справочным данным или по таблицам В.1 и В.2 приложения В.
На втором этапе вычисляют наибольшее значение длительно допустимых токов Iт, Iк, Iу, соответственно, одного несущего троса, одного контактного и одного усиливающего проводов по формуле
I_{j} = \sqrt{\frac{10(t_{\text{доп},j} - t_{\text{окр}})\alpha\prime_{\text{т},j}F_{\text{и},j}(100 - u)}{r_{20,j}(1 + \beta_{r,j}t_{\text{доп},j} - 20)}} , (7.50)
где j — индекс провода, принимающий значение «т», «к» или «у», соответственно, для несущего троса, контактного или усиливающего проводов;
tдоп,j — длительно допустимая температура для j-го провода, °C;
tокр — температура окружающей среды, °C;
\alpha\prime_{\text{т},j} — коэффициент теплоотдачи j-го провода, Вт/(м2·°C);
Fи,j — площадь поверхности 1 м длины j-го провода (для контактного провода — с учетом износа), м2/м;
u — средний износ контактного провода (для остальных проводов u = 0), %;
\beta_{r,j} — температурный коэффициент сопротивления, 1/°C.
Значение Fи принимают для соответствующего провода по таблице В.6 приложения В. Для износа u, величина которого в этой таблице не указана, значение Fи для контактного провода вычисляют по формуле
F_{\text{и}} = F - \frac{F - F_{30}}{30} u , (7.51)
где F — площадь поверхности неизношенного контактного провода, м2/м;
F30 — площадь поверхности этого провода с износом 30%, принимаемая по таблице В.6 приложения В, м2/м.
Значение \alpha\prime_{\text{т},j} для соответствующего провода принимают по таблице В.6 приложения В.
Значение температуры tдоп,j принимают по таблице 7.2, температуру окружающей среды tокр принимают 40 °C.
Значение \beta_{r,j} принимают по 6.3.1.1 или по таблице В.2 приложения В.
На третьем этапе определяют тот провод контактной сети, который является лимитирующим по нагреву. Для этого вычисляют следующие значения токов: тока питающей линии Iф,т (при условии, что по несущему тросу протекает допустимый для этого троса ток Ij = Iт), тока питающей линии Iф,к (при условии, что по контактному проводу протекает допустимый для этого провода ток Ij = Iк) и тока питающей линии Iф,у (при условии, что по усиливающему проводу протекает допустимый для этого провода ток Ij = Iу)
I_{\text{ф},\text{т}} = \frac{I_{\text{т}}}{\text{К}_{\text{дт},\text{т}}} ,I_{\text{ф},\text{к}} = \frac{I_{\text{к}}}{\text{К}_{\text{дт},\text{к}}} ,I_{\text{ф},\text{у}} = \frac{I_{\text{у}}}{\text{К}_{\text{дт},\text{у}}} . (7.52)
Наименьшее значение из этих трех токов и определяет тот провод, который является лимитирующим по нагреву.
Пример 7.6 Определить параметры защиты от отжига проводов для контактной сети постоянного тока М-120+2МФ-100+2А-185 при среднем износе контактных проводов 10%.
Определение лимитирующего провода
Поскольку в таблице В.6 приложения В данных, соответствующих износу u = 10% не приведено, то расчет проводится по 7.8.11.
По таблицам В.1 и В.2 приложения В находим rт = 0,156 Ом/км, rк = 0,177 Ом/км при u = 0%, rу = 0,157 Ом/км.
По формулам (7.49) находим значения коэффициентов распределения тока для каждого из проводов контактной сети:
r_{\text{э}} = \frac{1}{\frac{n_{\text{т}}}{r_{\text{т}}} + \frac{n_{\text{к}}}{r_{\text{к}}} (1 - \frac{u}{100}) + \frac{n_{\text{у}}}{r_{\text{у}}}} = \frac{1}{\frac{1}{0,156} + \frac{2}{0,177} (1 - \frac{10}{100}) + \frac{2}{0,157}} = 0,034\text{Ом},
\text{К}_{\text{дт},\text{т}} = \frac{r_{\text{э}}}{r_{\text{т}}} = \frac{0,034}{0,156} = 0,218,\text{К}_{\text{дт},\text{у}} = \frac{r_{\text{э}}}{r_{\text{у}}} = \frac{0,034}{0,157} = 0,217 ,
\text{К}_{\text{дт},\text{к}} = \frac{r_{\text{э}}}{r_{\text{к}}} (1 - \frac{u}{100}) = \frac{0,034}{0,176} (1 - \frac{10}{100}) = 0,174 .
Проверка: nтKдт,т + nкКдт,к + nуКдт,у = 1 или 1·0,218 + 2·0,174 + 2·0,217 = 1. Проверка выполняется.
По таблице В.6 приложения В находим для контактного провода МФ-100 площадь поверхности F = 0,0405 м2/м при отсутствии износа и F30 = 0,0378 м2/м при износе 30%.
По формулам (7.51) вычисляем площадь поверхности 1 м контактного провода с износом 10%:
F_{\text{и}} = F - \frac{F - F_{30}}{30} u = 0,0405 - \frac{0,0405 - 0,0378}{30} 10 = 0,0396\text{м}^{2}/\text{м} .
Исходные данные, необходимые для вычислений по формуле (7.50), находим по таблицам В.1, В.2 и В.6 приложения В и сводим в таблицу 7.3, в которой удельное сопротивление контактного провода r20 = 0,177 Ом/км указано для неизношенного провода.
Сводная таблица параметров проводов
Используя данные таблицы 7.4 находим по формуле (7.50) значения допустимых токов отдельных проводов заданной контактной сети:
По формулам (7.52) находим ток присоединения при условии, что по одному из проводов контактной сети протекает наибольший допустимый для этого провода ток:
I_{\text{ф},\text{т}} = \frac{I_{\text{т}}}{\text{К}_{\text{дт},\text{т}}} = \frac{716}{0,218} = 3284\text{А} ,
I_{\text{ф},\text{к}} = \frac{I_{\text{к}}}{\text{К}_{\text{дт},\text{к}}} = \frac{463}{0,174} = 2661\text{А} ,
I_{\text{ф},\text{у}} = \frac{I_{\text{у}}}{\text{К}_{\text{дт},\text{у}}} = \frac{689}{0,217} = 3175\text{А} .
Наименьший ток из этих трех значений соответствует протеканию допустимого тока по контактному проводу, следовательно, лимитирующим в данном случае является именно контактный провод.
Определение уставки по температуре
Уставку аварийного отключения определяем по формуле (7.43) имея в виду, что температура tmax соответствует длительно допустимой температуре лимитирующего провода, указанной в таблице 7.2.
tу <= кз,пtmax = 0,85·80 = 68 °C.
Уставку температуры предупреждения определяем по формуле (7.44).
tпред <= кз,предtу = 0,9·66 = 59,4 °C.
Определение коэффициентов нагревания и охлаждения
По таблице В.2 приложения В находим для лимитирующего провода (в данном примере — контактного) m = 0,890 кг/м, C = 391 Вт·с/(кг·°C). Остальные данные принимаем по таблице 7.3. Сопротивление r0,к контактного провода находим по формуле (6.2) при t = 0
r_{i} = r_{0.k} = r_{20}[1 + \beta_{r}(t - 20)] = 0,177[1 + 0,004(0 - 20)] = 0,16\text{Ом}/\text{км} .
Коэффициент нагревания лимитирующего провода находим по формуле (7.47)
\text{К}_{\text{н}} = \frac{\text{К}_{\text{дт},i}^{2}r_{0,i}10^{- 3}}{m_{i}(1 - \frac{u}{100})^{2}C_{i}} = \frac{0,174^{2}0,163 \cdot 10^{- 3}}{0,890(1 - \frac{10}{100})^{2}391} = 0,175 \cdot 10^{- 7}°C/(\text{с} \cdot \text{А}^{2}).
Коэффициент охлаждения лимитирующего провода определяем по формуле (7.48)
\text{К}_{\text{о}} = \frac{\alpha\prime_{\text{т},i}F_{\text{и},i}}{m_{i}(1 - \frac{u}{100})^{0,5}C_{i}} = \frac{32,9 \cdot 0,0396}{0,890(1 - \frac{10}{100})^{0,5}391} = 0,416 \cdot 10^{- 2}1/\text{с} .
7.9 Защита от превышения напряжения
Защита устанавливается на тяговых подстанциях, ограничивающих те межподстанционной зоны, где применяется рекуперативное торможение электроподвижного состава. Уставку защиты принимают Uу = Uу,ЗПН = 4 кВ при коэффициенте возврата кв не менее 0,95.
Выдержка времени защиты 0,2 с.
7.10 Выбор уставок защит при профилактическом подогреве проводов и плавке гололеда
При профилактическом подогреве проводов и плавке гололеда на проводах контактной сети используют токовую отсечку.
Уставку этой защиты выбирают по условию
где IQ = Iпл — ток выключателя присоединения контактной сети тяговой подстанции для начального периода плавки при наинизшей расчетной температуре окружающей среды tр (принимают, как правило, tр = -5 °C), А.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОПОДВИЖНОГО СОСТАВА
Технические характеристики электроподвижного состава постоянного тока
ВЫНУЖДЕННЫЕ ОГРАНИЧЕНИЯ ПУСКОВЫХ ТОКОВ ЭЛЕКТРОПОДВИЖНОГО СОСТАВА ПО УСЛОВИЯМ ЗАЩИТЫ ОТ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ РЕАЛЬНОГО УЧАСТКА КОНТАКТНОЙ СЕТИ
Б.1 При проектировании или реконструкции системы электроснабжения железной дороги условия защиты контактной сети от коротких замыканий не должны ограничивать проектные нагрузки. Наибольшие пиковые значения тока нагрузки Iн,max не должны при этом вызывать ложных отключений выключателей, уставки основной защиты на которых обеспечивают надежное срабатывание при наименьшем значении тока короткого замыкания Iк,min в конце защищаемой зоны.
На действующих участках при возрастании размеров движения и массы грузовых поездов пики пусковых токов электровозов, особенно при наименьшем времени разгона поезда, в ряде случаев оказываются соизмеримыми с токами короткого замыкания в конце защищаемой зоны и вызывают ложные отключения выключателей присоединений контактной сети. Для исключения ложных отключений выключателей необходимо либо увеличивать значение Iк,min, что требует дополнительных капитальных затрат, либо на период усиления или реконструкции системы электроснабжения уменьшать значение Iн,max, что не требует дополнительных капиталовложений, но может наложить ограничения на пропускную способность. Для принятия решения в обоих случаях необходимо определить для каждой межподстанционной зоны требуемое соотношение между Iн,max и Iк,min, при котором не будет ложных отключений.
В качестве основной защиты используют максимальную импульсную токовую защиту (МИЗ), максимальную токовую защиту прямого направления (МТЗ), направленную дистанционную защиту (ДЗ). Для максимальной импульсной токовой защиты по 4.4.6 максимальное (пиковое) значение тока нагрузки определяют по условию, А
I_{\text{н},max}< \frac{\text{к}_{\text{уэ}}}{\text{к}_{\text{з}}} I_{\text{к},min} , (Б.1)
в котором значение коэффициента усиления куэ принимают по таблице 4.2, а коэффициент запаса кз — по 4.4.10.
Для максимальной токовой защиты прямого направления по 4.4.7 значение тока Iн,max определяют по условию, А
I_{\text{н},max}< \frac{\text{к}_{\text{в}}}{\text{к}_{\text{з}}\text{к}_{\text{ч}}} I_{\text{к},min} , (Б.2)
в котором значения коэффициентов возврата кв и запаса кз принимают по 4.4.10, а коэффициента чувствительности кч — по таблице 4.1.
Для максимальной токовой защиты прямого направления по 4.4.8 значение тока Iн,max определяют по условию, А
I_{\text{н},max}< \frac{I_{\text{к},min} - 300}{\text{к}_{\text{в}}} , (Б.3)
в котором коэффициент возврата кв принимают по 4.4.10.
Для защиты направленной дистанционной защиты значение тока Iн,max определяют по условию, А
I_{\text{н},max}< \frac{\text{к}_{\text{а}}U_{\text{н},min}}{\text{к}_{\text{з}}\text{к}_{\text{в}}R_{\text{к},max}} , (Б.3)
где Uн,min — наименьшее допустимое напряжение в нормальном режиме на тех шинах, к которым подключен данный выключатель, в соответствии с 5.6.4, В;
Rк,max — максимальное значение сопротивления петли короткого замыкания, измеряемого защитой данного выключателя, Ом.
Б.2 Вычисление значений Iк,min и Rк,max для защит выключателей тяговых подстанций и активных постов секционирования выполняют для расчетных схем по формулам:
- при раздельном питании — схема № 1 (таблица 6.1), формулы (7.9) и (7.33);
- при узловом и параллельном питании — схема № 4 (таблица 6.1), а также при двух постах секционирования — схема № 26 (таблица 6.9), формулы (7.11) и (7.35).
Вычисление значений Iк,min и Rк,max для защит выключателей постов секционирования выполняют для расчетных схем по формулам: при узловом и параллельном питании — схема № 8 (таблица 6.1), а также при двух постах секционирования — схема № 30 (таблица 6.9), формулы (7.14) и (7.39).
Б.3 Если условия, указанные в Б.1, не выполняются, то следует принимать меры в соответствии с 4.4.12, направленные на увеличение значения Iк,min и уменьшение значения Iн,max.
Для увеличения наименьших значений тока короткого замыкания в конце защищаемой зоны Iк,min используют, например, такую меру, как увеличение числа дополнительных проводов.
Для уменьшения наибольшего пикового значения тока нагрузки Iн,max, определяемого по формулам (5.10) и (5.11), можно использовать в эксплуатации, например, такую меру, как снижение пикового значения пускового тока Iпуск электроподвижного состава. Снижение тока Iпуск возможно осуществить, например, за счет увеличения времени разгона поезда. Такую меру следует согласовывать в установленном порядке.
ПАРАМЕТРЫ ПРОВОДОВ КОНТАКТНОЙ СЕТИ 3 кВ
Погонное сопротивление проводов
Погонное сопротивление контактных проводов
Погонное сопротивление контактной сети
nтКдт,т + nкКдт,к + nуКдт,у = 1.
Примечание - Для контактных проводов диаметр провода dпр определен как среднее значение между параметрами A и H.
ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Характеристики понижающих трансформаторов
| Характеристики преобразовательных трансформаторов | ||||
| Тип трансформатора | Электрические характеристики преобразовательных трансформаторов | Sт, МВ·А | Uтс, кВ | |
| uкт, % | Iн, 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 |
| 8,6 | 1250 | ТМПУ-6300/35ЖУ1 | 4,64 | 6 |
| 6,7 | 1250 | 4,64 | 10 | |
| 7,2 | 1250 | 4,64 | 35 | |
| 9,5 | 1250 | ТМПУ-16000/10 ЖУ1 | 11,84 | 6; 10 |
| 6,7 | 3200 | ТМРУ-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; 10 |
| 8,2 | 3150 | ТДП-16000/10 ЖУ1 | 11,6 | 10,5 |
| 7,5 | 3200 | ТДПУ-20000/10 Ж | 11,9 | 10,5 |
| 8,2 | 3200 | 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-12500/10 ЖУ1 | 11,4 | 6; 10 |
| 7,5 | 3150 | ТРДП-16000/35 ЖУ1 | 13,4 | 35 |
| 8,6 | 3150 | ТРДТП-20000/35(10) ИУ1 | 11,0 | 6; 10; 35 |
| 8,0 | 3150 | ТРДТП-12500/110 ИУ1 | 12,7 | 115 |
| 8,0 <*> | 2500 | ТРДТП-16000/10 ЖУ1 | 16,04 | 115 |
| 8,2 <*> | 3150 | ТРДТП-20000/110 ИУ1 | 17,95 | 115 |
| 8,0 <*> | 3150 | ТДРУНГ-20000/110 | 12,5 | 110 |
| 12,6 | 3000 | ТРСЗП-12500/10 | 11,4 | 10,5 |
| 6,0 2500 <*> Для конкретных подстанций значение подлежит уточнению по паспортным данным трансформатора | ||||
Примечание - Для типов трансформаторов, не указанных в таблице, электрические характеристики принимают по технической документации завода-изготовителя.
Федеральное государственное бюджетное учреждение высшего образования «Ростовский государственный университет путей сообщения» (ФГБОУ ВО РГУПС)
Проректор по научной работе д.т.н., проф. А. Н. Гуда
Руководитель разработки д.т.н., проф. Ю. И. Жарков
Ответственный исполнитель к.т.н., доц. В. Г. Лысенко