Содержание

Введение 11

1 Статистические данные отказов устройств ЖАТ по сети дорог 14

1.1 Отказы устройства АЛСН. 15

1.2 Отказы устройств САУТ 17

1.3 Отказы устройств автоблокировки с тональными рельсовыми цепями и аппаратуры ТРЦ 21

1.4 Показатели эксплуатационной работы за 2006, 2007 года Кулундинской дистанции СЦБ 24

2 Характеристика показателей качества ЭЭ 27

2.1 Установившееся отклонение, размах напряжения. 27

2.2 Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения. 32

2.3 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения 34

2.4 Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности. 35

2.5 Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности. 36

2.6 Отклонение частоты. 37

3 Контроль качества ЭЭ 37

3.1 Продолжительность и периодичность контроля ПКЭ 37

3.2 Анализ качества электрической энергии 39

3.3 Пункты контроля качества электрической энергии 39

3.4 Источники перенапряжения и их воздействия на устройства СЦБ 40

4. Стойки питания устройств СЦБ 45

4.1 Типы стоек питания и оборудование распределения питания применяемое на посту ЭЦ станции Кулунда 52

4.2 Приборы, применяемые для диагностирования качества ЭЭ 53

4.3 МПИ-СЦБ (рисунок 4.1) 54

57

4.4 ИВК «Омск-М» 57

5 Техника безопасности при производстве работ на электрооборудовании 70

6 Экономический раздел дипломного проекта 83

Заключение 88

Библиографический список. 89

В конверте на обороте обложки:

Диск CD-R:

файл диплом.doc – пояснительная записка;

файл дем.лист.ppt – демонстрационные листы.

Демонстрационные листы:

Введение 11

1 Статистические данные отказов устройств ЖАТ по сети дорог 14

1.1 Отказы устройства АЛСН. 15

1.2 Отказы устройств САУТ 17

1.3 Отказы устройств автоблокировки с тональными рельсовыми цепями и аппаратуры ТРЦ 21

1.4 Показатели эксплуатационной работы за 2006, 2007 года Кулундинской дистанции СЦБ 24

2 Характеристика показателей качества ЭЭ 27

2.1 Установившееся отклонение, размах напряжения. 27

2.2 Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения. 32

2.3 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения 34

2.4 Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности. 35

2.5 Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности. 36

2.6 Отклонение частоты. 37

3 Контроль качества ЭЭ 37

3.1 Продолжительность и периодичность контроля ПКЭ 37

3.2 Анализ качества электрической энергии 39

3.3 Пункты контроля качества электрической энергии 39

3.4 Источники перенапряжения и их воздействия на устройства СЦБ 40

4. Стойки питания устройств СЦБ 45

4.1 Типы стоек питания и оборудование распределения питания применяемое на посту ЭЦ станции Кулунда 52

4.2 Приборы, применяемые для диагностирования качества ЭЭ 53

4.3 МПИ-СЦБ (рисунок 4.1) 54

57

4.4 ИВК «Омск-М» 57

5 Техника безопасности при производстве работ на электрооборудовании 70

6 Экономический раздел дипломного проекта 83

Заключение 88

Библиографический список. 89

Введение

В железнодорожной отрасли всегда остро стоял вопрос о безопасности движения. Качественное электроснабжение устройств железнодорожной автоматики и телемеханики уменьшит количество отказов этих и продлит срок службы устройств. Дипломная работа посвящена организации контроля показателей качества электрической энергии на вводной панели электропитания поста ЭЦ на станции Кулунда Алтайского отделения Западносибирской железной дороги, а также в участках цепи при поиске неисправностей и несоответствий требованиям.

Целью дипломного проекта – является отображение целесообразности контроля показателей качества электроэнергии чаще чем 1 раз в 2 года и выбор оптимальных средств измерения. Для повышения производительности труда и в зависимости от мест­ных условий, интенсивности работы устройств СЦБ, их состояния и на­значения начальником службы и начальником дистанции сигнализа­ции и связи железной дороги периодичность технического обслужива­ния для отдельных работ может быть увеличена в соответствии с требованиями Инструкции по техническому обслуживанию устройств сигнализации, централизации и блокировки и указания "Об увеличе­нии периодичности технического обслуживания устройств СЦБ" [4].

Предприятия транспорта потребляют ежегодно свыше 6 млрд. кВт-ч, без учета мощности, расходуемой электрифицируемыми дорогами на тягу. На фоне высокой цены электроэнергии и постоянном росте её стоимости появилась энергетическая политика железнодорожного транспорта. Определяющей особенностью энергетической политики железнодорожного транспорта, его железных дорог и предприятий на перспективу и важнейшим приоритетом энергетической стратегии отрасли в целом становится всеобщее топливо-энергосбережение с одновременным повышением эффективности потребления этих ресурсов. На основе применения новых технических решений, теоретически обоснованных расчетов и научных разработок по экономии электроэнергии Департаментом электрификации и электроснабжения предусматривается ряд технических средств по контролю за показателями качества электрической энергии и по уменьшению влияний, искажающих качество электроэнергии:

– разработка более экономичных (с меньшими потерями) систем электрической тяги и сокращение электропотребления на собственные нужды;

– разработка высокого класса технических средств учета и контроля потребления электроэнергии на тягу поездов и не транспортными потребителями;

– снижение потерь электроэнергии в стационарной энергетике, в системе электроотопления поездов, электрообогрева стрелок, в деповском и стационарном хозяйствах на основе применения режимного освещения и автоматики управления;

Выдержки, описанные выше, из решения Департамента электрификации и электроснабжения доказывают актуальность темы дипломного проекта.

Устройства электроснабжения должны обеспечивать надежное электроснабжение:

– электроподвижного состава для движения поездов с установленными весовыми нормами, скоростями и интервалами между ними при требуемых размерах движения;

– устройств СЦБ, связи и вычислительной техники как потребителей электрической энергии I категории. С разрешения ОАО РЖД до завершения переустройства допускается электроснабжение этих устройств по II категории;

– всех остальных потребителей железнодорожного транспорта в соответствии с установленной ОАО РЖД категорией.

Диаграмма роста отказов устройств СЦБ по всей сети железных дорог (рисунок 1).

Рисунок 1 – Среднее распределение отказов устройств СЦБ по месяцам

Из рисунка 1 видно, что существуют четыре пика резкого увеличения числа отказов в течение года. В январе отказы рельсовых цепей (стыковых соединителей) и стрелочных переводов увеличиваются по вине службы П; рельсовых цепей (стыковых соединителей), электроприводов, аппаратуры по вине службы Ш. Второй пик приходится на март и связан с увеличением отказов изолирующих стыков по вине службы П и ростом отказов кабельных линий. В июне возрастает число отказов из-за неисправности стрелочных переводов по вине службы П, аппаратуры и сигналов по вине службы Ш. В июне и июле наблюдается тенденция увеличения отказов по вине службы Э. В декабре происходит рост отказов рельсовых цепей (стыковых соединителей), стрелочных переводов по вине службы П; электроприводов, аппаратуры, рельсовых цепей (стыковых соединителей) по вине службы Ш. Таким образом, располагая надежными системами автоматики и телемеханики, обеспечивающими безопасность движения поездов, надежность напольного оборудования остается низкой, и максимальный пик отказов в году объясняется виной службы Э.

1 Статистические данные отказов устройств ЖАТ по сети дорог

Надежное электроснабжение подразумевает под собой резервное питание и минимальный интервал времени на подключение данного вида питания.

При наличии аккумуляторного резерва источника электроснабжения автоматической и полуавтоматической блокировки, он должен быть в постоянной готовности и обеспечивать бесперебойную работу устройств СЦБ и переездной сигнализации в течение не менее 8 ч при условии, что питание не отключалось в предыдущие 36 ч. Время перехода с основной системы электроснабжения автоматической и полуавтоматической блокировки на резервную или наоборот не должно превышать 1,3 с. Для обеспечения надежного электроснабжения должны проводиться периодический контроль состояния сооружений и устройств электроснабжения, измерение их параметров вагонами-лабораториями, приборами диагностики и осуществляться плановые ремонтные работы.

Номинальное напряжение переменного тока на устройствах СЦБ должно быть 110, 220 или 380 В. Отклонения от указанных величин номинального напряжения допускаются в сторону уменьшения не более 10 %, а в сторону увеличения — не более 5 % [1].

Параметры, характеризующие качество тока. Анализ качества электрической энергии. Анализ КЭ – выявление причин несоответствия показателей КЭ установленным требованиям. Установленные требования к КЭ – требования к КЭ, установленные в законах, регламентах, нормативных документах, договорах энергоснабжения, технических условиях на присоединение, а также в иных документах. Показатель качества – количественная характеристика одного или продукции нескольких свойств продукции, входящих в ее качество, рассматриваемая применительно к определенным условиям ее создания и эксплуатации или потребления. Качество продукции – совокупность свойств продукции, обусловливающих ее пригодность удовлетворять определенные потребности в соответствии с ее назначением.

Анализ параметров качества электрического тока дает, в первую очередь, возможность анализировать и предсказывать поведение различных электрических приборов, что в конечном счете приведет к увеличению безопасности движения поездов и к экономии затрат при своевременном поиске отказа. При качестве электропитания, не отвечающим нормам, снижается надежность работы и срок службы электрических устройств, что приводит к более раннему замену аппаратуры или выхода её из строя. Устройства СЦБ потребляют от 50% до 80% электроэнергии службы Ш, по договору с энергоснабжающей организацией, служба оплачивает электроэнергию, которая отвечает требованиям к качеству, требования к качеству электроэнергии описаны в [1,3].

Целесообразность применения анализаторов параметров качества эл. тока. Качественное электропитание имеет большое значение для безопасного и штатного режима работы устройств ЖАТС и как следствие для безопасности и скорости перевозочного процесса.

Ниже приведены статистические данные по некоторым устройствам СЦБ [2].

1. Отказы устройства АЛСН.

На работу рельсовых цепей и автоматической локомотивной сигнализации оказывают мешающее воздействие блуждающие токи, линии электроснабжения, асимметрии тягового тока, работа сварочных агрегатов.

По хозяйству Э зарегистрировано в 2007 году 11619 сбоев, что на 4% больше, чем в 2006 году (11215сбоев).

Основные причины сбоев:

– нестабильное питание – 24% от общего количества сбоев по хозяйству;

– выключение электроэнергии – 21%.

Из рисунка 1.1 видно, что 45% от общего числа сбоев в работе устройств АЛСН занимают причины по вине службы Э.

Рисунок 1.1 – Диаграмма причин сбоев в работе устройств АЛСН

По данным департамента автоматики и телемеханики ОАО «РЖД» сводного анализа работы устройств АЛСН приводятся диаграммы (рисунки 1.2, 1.3) количества сбоев в работе устройств АЛСН по вине службы Э на Зап-Сибирской дороге и по всей сети дорог за 2006 и 2007 гг.

Рисунок 1.2 – диаграмма количества сбоев устройств АЛСН на Заподно-Сибирской дороге

Рисунок 1.3 – диаграмма количества сбоев устройств АЛСН на всей сети дорог

По хозяйствам сбои АЛС (рисунок 1.4) по всем дорогам распределились в 2007г следующим образом:

– по вине работников хозяйства пути и сооружений – 119216 (31%);

– по локомотивному хозяйству – 50590 (13%);

– по хозяйству автоматики и телемеханики – 30052 (8%);

– по хозяйству электрификации и электроснабжения – 11619 (3%);

– сбои, не отнесенные за конкретными службами, в том числе однократные – 172392 (45%).

Рисунок 1.4 – диаграмма распределения сбоев в работе устройств АЛСН между службами

Стоит отметить, что к сбоям, не отнесенным за конкретными службами, имеет отношение несоответствие с требованиями качества электроэнергии. Несоответствие – отличие одного или нескольких показателей КЭ от установленных в нормативных документах требований.

1.2 Отказы устройств САУТ

Для проведения анализа работы устройств САУТ использованы данные АСУ-Ш2 (КЗ-АЛС) от 03.07.2007 г.

По данным анализов служб Ш в эксплуатации на сети железных дорог находится 13204 путевых точек САУТ [2]. В 2007 году зафиксировано 107,9 тысяч сбоев в работе путевых и локомотивных устройств САУТ (рисунок 1.5) из них по вине хозяйства электрификации и электроснабжения – 0,7 тыс. (0,6%).

Рисунок 1.5 – диаграмма количества отказов устройств САУТ на всей сети дорог и отказов по вине службы Э в 2007 году

По данным департамента автоматики и телемеханики ОАО «РЖД» сводного анализа работы устройств АЛСН приводятся диаграммы количества сбоев в работе устройств САУТ (рисунки 1.6, 1.7) по вине службы Э на Зап-Сибирской дороге и по всей сети дорог за 2006 и 2007 гг.

Рисунок 1.6 – диаграмма количества отказов устройств САУТ на Зап-Сибирской дороге и отказов по вине службы Э в 2006 и 2007 годах

Рисунок 1.7 – диаграмма количества отказов устройств САУТ на всей сети дорог и отказов по вине службы Э в 2006 и 2007 годах

Основной причиной сбоев стало отключение электроэнергии – 41%. Состояние надежности устройств ЖАТ на сети железных дорог характеризуется следующими показателями, полученными в результате статистического анализа данных из АСУ-Ш-2 (рисунки 1.8, 1.9, 1.10, 1.12).

Рисунок 1.8 – Диаграмма количества нарушений нормальной работы устройств ЖАТ по вине хозяйства электрификации и электроснабжения 2006 и 2007 годах

Рисунок 1.9 – Диаграмма доли отказов устройств ЖАТ от их общего количества по вине хозяйства электрификации и электроснабжения в 2006 и 2007 годах

Рисунок 1.10 – Диаграмма распределениия доли нарушений нормальной работы устройств ЖАТ по хозяйствам за 2007 год

Отказам, допущенных на станциях оборудованных системами МПЦ и РПЦ в 2007 году (таблица 1.1).

Таблица 1.1 – Данные по отказам, допущенных на станциях оборудованных системами МПЦ и РПЦ в 2007 году

Наименование показателя		МПЦ					РПЦ
		Ebilock 950	МПЦ-И	ЭЦ-ЕМ	МПЦ-2	Всего	ЭЦ-МПК	на базе ТУМС	Диалог-Ц	Всего
Всего отказов		312	13	96	14	435	214	32	90	336
Всего отказов собственно МПУ:		68	5	6		79	19	1	11	31
Виновная служба	Э	3		4		7	13	1	3	17
Отказы, связанные с обслуживанием, пользованием, внешним воздействием	коммутационные и атмосферные перенапряжения	6				6	1		1	2
	влияние других служб и организаций	4		4		8	13	1		14
	в т.ч. неустойчивое электроснабжение	3		4		7	13	1	3	17

1.3 Отказы устройств автоблокировки с тональными рельсовыми цепями и аппаратуры ТРЦ

Общее количество нарушений нормальной работы устройств автоблокировки с ТРЦ за 2007 год по сравнению с 2006 годом уменьшилось на 1,4 % и составило 2154 случаев, в том числе по вине работников хозяйств:

Ш – 838 случаев (с учетом повреждения устройств строительными организациями – 40 случаев), П – 472 случая, Э – 226 случаев, Д – 10 случаев, повреждение устройств посторонними лицами – 282 случая.

Процентное распределение доли отказов устройств автоблокировки с ТРЦ по хозяйствам приведено на рисунке 1.11.

Рисунок 1.11 – Диаграмма процентного распределение доли отказов устройств автоблокировки с ТРЦ по хозяйствам

Количества отказов автоблокировки с ТРЦ (таблица 1.2, 1.3)

Таблица 1.2 – Сравнение количества отказов автоблокировки с ТРЦ по службам

Служба	Количество отказов АБТ
	2007	2006	Динамика изменения	% от общего кол-ва
Ш	838	1005	-16,6%	38,9%
Посторон. лица	282	311	-9,3%	13,1%
П	472	652	-27,6%	21,9%
Э	226	213	+6,1 %	10,5%
Д	10	4	увеличение в 2,5 раза	0,5%
Всего:	2154	2185	-1,4 %	100%

Рисунок 1.12 – Диаграмма количества отказов автоблокировки с ТРЦ по вине службы Э в 2006 и 2007 годах

Таблица 1.3 – Сравнение количества отказов автоблокировки с тональными рельсовыми цепями при централизованном (АБТЦ) и децентрализованном (АБТ) размещении аппаратуры

За какой службой отнесены отказы	АБТЦ		АБТ
	Кол-во отказов	Кол-во отказов на 100 км	Кол-во отказов	Кол-во отказов на 100 км
всего	1493	27,5	661	38,5
Ш	598	11	234	13,6
П	332	6,1	139	8,1
Э	151	2,8	77	4,5
Посторонние лица	208	3,8	112	6,5

1.4 Показатели эксплуатационной работы за 2006, 2007 года Кулундинской дистанции СЦБ

Количество отказов устройств СЖАТ (рисунок 1.13).

Рисунок 1.13 - Диаграмма количества отказов устройств СЖАТ

Количество отказов устройств СЖАТ по вине службы Ш (рисунок 1.14).

Рисунок 1.14 - Диаграмма количества отказов устройств СЖАТ по вине службы Ш

Отказы устройств СЖАТ распределенные по службам (рисунки 1.15, 1.16).

Рисунок 1.15 – Диаграмма отказов, распределенная по службам за 2006 г

Рисунок 1.16 – Диаграмма отказов, распределенная по службам за 2007 г

Количество перекрытий сигналов за 2006 и 2007 года (таблица 1.4).

Таблица 1.4 – Количество перекрытий сигналов за 2006 и 2007 года

Год	Количество перекрытий сигналов	По вине службы Э	По вине службы П	По вине службы Ш
2006	1	0	1	0
2007	1	1	0	0

Приём и отправление поездов при запрещающих показаниях светофоров (таблица 1.5).

Таблица 1.5 – Количество проследований поезда на запрещающее показание светофора

Год	Количество нарушений	По вине службы Э	По вине службы П	По вине службы Ш
2006	4	0	2	2
2007	7	1	1	4

Задержка поездов по вине службы Ш (таблица 1.6).

Таблица 1.6 – Количество задержек поездов

Год	Количество задержек поездов	По вине службы Ш	Тип задержанного поезда	Время задержки (чч:мм)
2006	1	1	грузовой	00:38
2007	1	1	грузовой	01:08

Соотношение использования количества тока для устройств СЦБ от общего потребления службы Ш (рисунок 1.17).

Рисунок 1.17

2 Характеристика показателей качества ЭЭ

Шесть основных показателей качества электрической энергии:

– установившееся отклонение, размах напряжения;

– коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения;

– коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения;

– коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;

– коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности;

– отклонение частоты.

2.1 Установившееся отклонение, размах напряжения.

Провал напряжения – внезапное понижение напряжения в точке электрической сети ниже 0,9 , за которым следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему уровня через промежуток времени от десяти миллисекунд до нескольких десятков секунд.

Временное перенапряжение – повышение напряжения в точке электрической сети выше 1,1 продолжительностью более 10 мс, возникающее в системах электроснабжения при коммутациях или коротких замыканиях.

Отклонение напряжения.

Причинами несоответствий по установившемуся отклонению напряжения могут быть:

– неверно выбранный коэффициент трансформации трансформатора 6-10/0,4 кВ или не проведенное своевременно сезонное переключение отпаек этих трансформаторов;

– разнородность нагрузок линий 0,38 кВ и несовместимость требований потребителей к на шинах 0,4 кВ трансформаторов 6-10/0,4 кВ;

– значительная несимметрия фазных нагрузок в сетях 0,4 кВ;

– значительные потери напряжения в распределительной сети, превышающие предельные значения;

– отсутствие трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) в центре питания распределительной сети;

– отсутствие автоматического регулятора напряжения (АРН) в центр питания (ЦП) или его неиспользование;

– некорректная работа АРН или неправильно выбранный закон регулирования напряжения в ЦП. Центр питания – распределительное устройство генераторного напряжения электростанции или распределительное устройство вторичного напряжения понизительной подстанции энергосистемы, к которым присоединены распределительные сети данного района ;

– разнородность нагрузок распределительных линий 6-10 кВ и несовместимость требований потребителей всей распределительной сети к на шинах ЦП;

– ошибки в планировании диспетчерских графиков спроса и предложения в реактивной мощности;

– отсутствие договорных отношений или некорректно определенные договорные условия по допустимому диапазону в ТОП (точка общего присоединения);

– неверно заданные параметры регулирующих устройств на генераторах, повышающих трансформаторах и автотрансформаторах связи, отсутствие или недостаточное использование специальных устройств в межсистемных линиях и питающих сетях энергосистем, регулирующих реактивную мощность (синхронных компенсаторов, батарей статических компенсаторов и шунтирующих реакторов), пониженная пропускная способность питающих сетей и др.;

– превышение потребителем разрешенной ему мощности или нарушение договорных условий по использованию специальных средств, регулирующих реактивную мощность (батарей статических конденсаторов, синхронных двигателей).

Временное перенапряжение. Измерение коэффициента временного перенапряжения в относительных единицах (рисунок 2.2) осуществляют следующим образом:

– измеряют амплитудные значения напряжения в вольтах, киловольтах на каждом полупериоде основной частоты при резком (длительность фронта до 5 мс) превышении уровня напряжения, равного 1,1 ;

– определяют максимальное из измеренных амплитудных значений напряжения ;

Пример метода анализа качества электрической энергии по установившемуся отклонению напряжения.

Если ширина фактического диапазона не превышает допустимый, но фактический диапазон смещен относительно допустимого так, что нарушаются установленные требования, то причиной несоответствия могут быть:

– неправильно выбранная отпайка трансформатора 6-10/0,4 кВ;

– неверно выбранные уставки РПН в ЦП;

– потери напряжения в сети 0,38 кВ, превышающие допустимые;

– неоднородность нагрузок потребителей, присоединенных в сети 220/380 В;

– постоянно включенная мощность конденсаторной батареи (КБ).

Поиск конкретной причины несоответствия проводят, используя последовательно все возможные корректирующие мероприятия, с учетом необходимости выполнения установленных требований у других потребителей распределительной электрической сети. Корректирующее мероприятие – мероприятие, предпринятое для устранения причин существующего несоответствия и предотвращения их повторного возникновения.

Провалы напряжения. Предельно допускаемое значение провала напряжения. Предельно допускаемое значение длительности провала напряжения в пункте контроля, в сетях до и выше 1000 В, устанавливают в соответствии с выдержками времени релейной защиты, автоматики и отключающих аппаратов, установленных в рассматриваемой распределительной сети. Пункт контроля КЭ – пункт электрической сети, в котором проводят измерение показателей КЭ при контроле качества электроэнергии. В качестве пункта контроля КЭ может быть использована точка общего присоединения, граница раздела балансовой принадлежности, выводы приемников электрической энергии, а также другие точки электрической сети, в том числе выбранные по согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем [5].

Предельно допустимые значения размаха изменения напряжения (рисунок 2.3) в точках общего присоединения к электрическим сетям при колебаниях напряжения определяются по специальным кривым. Провалы напряжения (рисунок 2.1), а точнее их характер характеризуют КЭ (качество электрической энергии). Качество электрической энергии по длительности провалов напряжения в точке общего присоединения считают соответствующим требованиям стандарта, если наибольшее из всех измеренных в течение продолжительного периода наблюдения (как правило, в течение года) длительностей провалов напряжения не превышает предельно допустимого значения. Точка общего присоединения (далее - ТОП) – электрически ближайшая к рассматриваемому потребителю электроэнергии точка электрической сети знергоснабжающей организации, к которой присоединены или могут быть присоединены другие потребители электроэнергии [5].

Глубину провала напряжения в процентах (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 – Провал напряжения

Рисунок 2.2 – Временное перенапряжение

Рисунок 2.3 – Графики провалов и подъемов напряжения

Импульс напряжения (рисунок 2.5). Импульсное напряжение в вольтах, киловольтах (рисунок 2.4) измеряют как максимальное значение напряжения при резком его изменении (длительность фронта импульса не более 5 мс).

Рисунок 2.4 – Параметры импульсного напряжения

Рисунок 2.5 – Импульсы напряжения

Отклонение напряжения характеризуется показателем установившегося отклонения напряжения, для которого установлены следующие нормы:

– нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на выводах приемников электрической энергии равны соответственно ±5 и ±10% от номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 721 и ГОСТ 21128 (номинальное напряжение).

2.2 Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения.

Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения является одним из показателей качества электрической энергии, он зависит от ряда факторов, более важное значение имеет фактический вклад. Фактический вклад – измеренные в точке общего присоединения или в точке коммерческого контроля значения показателей КЭ, характеризующие фактическое влияние искажающих электроприемников (ЭП) рассматриваемого потребителя на КЭ в этой точке. Искажающий электроприемник – приемник электрической энергии с нелинейной электрической характеристикой или с несимметричным или колебательным режимом работы, подключение которого к сети приводит или может привести к несинусоидальности, колебаниям напряжения или несимметрии трехфазной системы напряжений в электрической сети [6].

Фактический вклад в искажение синусоидальности напряжения или искажения симметрии напряжений в ТОП на расчетном интервале времени определяют статистической обработкой результатов определения фактических вкладов. На основе данных о фактическом вкладе в ТОП по отдельным гармоническим составляющим напряжения рассчитывают фактический вклад по коэффициенту искажения синусоидальности кривой напряжения в ТОП. Точка общего присоединения – точка электрической сети общего назначения, электрически ближайшая к сетям рассматриваемого потребителя электрической энергии (входным устройствам рассматриваемого приемника электрической энергии), к которой присоединены или могут быть присоединены электрические сети других потребителей (входные устройства других приемников) [5].

Пример. Целью проведения специализированных измерений являлось определение фактического вклада каждого из объектов с искажающими электроприемниками в уровень несинусоидальности в ТОП. Нормально допустимые значения коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения K_U(n) в точках общего присоединения к электрическим сетям с разным номинальным напряжением приведены в [3]. Фактический вклад присоединенных объектов по каждой гармонической составляющей определяется следующим образом (был проведен опыт).

1-ая гармоника. Источником напряжения 1-ой гармоники является энергосистема.

3-я гармоника. Фазовый угол сдвига между током 3-ей гармонической составляющей (энергосистема) и напряжением 3-ей гармонической составляющей в ТОП больше +90°, но меньше -90°, в то время как фазовые углы между токами 3-ей гармонической составляющей фидеров 1, 2 и напряжением 3-ей гармонической составляющей в ТОП меньше +90°, но больше -90°. Следовательно, энергосистема является единственным источником искажений по 3-ей гармонической составляющей и ее фактический вклад определяется уровнем 3-ей гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 1,37%.

5-ая гармоника. Фазовый угол сдвига между током 5-ой гармонической составляющей фидера 2 и напряжением 5-ой гармонической составляющей в ТОП больше +90°, но меньше -90°, а фазовые углы токов 5-ой гармонической составляющей энергосистемы и фидера 1 меньше +90°, но больше -90°. Следовательно, нагрузка фидера 2 является единственным источником искажений по 5-ой гармонической составляющей, фактический вклад которой определяется уровнем 5-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 3,06%.

7-ая гармоника. Фазовые углы сдвига по 7-ой гармонической составляющей напряжения распределены аналогично 5-ой гармонике, представленной выше. Следовательно, единственным источником искажений по 7-ой гармонической составляющей является нагрузка фидера 2, фактический вклад которой определяется уровнем 7-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 1,69%.

9-ая гармоника. Фазовый угол сдвига между током 9-ой гармонической составляющей энергосистемы и напряжением 9-ой гармонической составляющей в ТОП больше +90°, но меньше -90°, в то время как фазовые углы между токами 9-ой гармонической составляющей фидеров 1, 2 и напряжением 9-ой гармонической составляющей в ТОП меньше +90°, но больше -90°. Следовательно, энергосистема является единственным источником искажений по 9-ой гармонической составляющей и ее фактический вклад определяется уровнем 9-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 0,14%.

11-ая гармоника. Фазовые углы сдвига между токами 11-ой гармонической составляющей фидеров 2 и 1 и напряжением 11-ой гармонической составляющей в ТОП больше +90°, но меньше -90°, а фазовый угол между током 11-ой гармонической составляющей энергосистемы и напряжением 11-ой гармонической составляющей в ТОП меньше +90°, но больше -90°. Следовательно, нагрузки фидеров 2 и 1 являются источниками искажений по 11-ой гармонической составляющей.

13-ая гармоника. Фазовый угол сдвига между током 13-ой гармонической составляющей фидера 1 и напряжением 13-ой гармонической составляющей в ТОП больше +90°, но меньше -90°, а фазовые углы токов 13-ой гармонической составляющей энергосистемы и фидера 2 меньше +90°, но больше -90°. Следовательно, нагрузка фидера 1 является единственным источником искажений по 13-ой гармонической составляющей, фактический вклад которой определяется уровнем 13-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 0,76%.

Для характеристики ЭЭ (электрическая энергия) выбираются нечетные гармоники, так как четные гармоники являются неинформативными, их амплитуда в несколько раз меньше, чем амплитуда нечетных гармоник. Больший вклад в искажение параметров ЭЭ вносят нечетные гармоники.

2.3 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения

Нормально допустимые и предельно допустимые значения коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения в точках общего присоединения к электрическим сетям с разным номинальным напряжением приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Значения коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения в процентах

Нормально допустимое значение при , кВ				Предельно допустимое значение при , кВ
0,38	6-20	35	110-330	0,38	6-20	35	110-330
8,0	5,0	4,0	2,0	12,0	8,0	6,0	3,0

Несинусоидальность напряжения.

– коэффициент искажения синусоидальности кривой междуфазного (фазного) напряжения.

– коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения;

Основными причинами потенциальных и существующих несоответствий по несинусоидальности напряжения (рисунок 2.6) (по и ) могут быть:

– развитие инфраструктуры электрических сетей (схем, оборудования и параметров питающих и распределительных сетей) без учета существующей несинусоидальности напряжения и возможных новых источников несинусоидальности;

– присоединение источников несинусоидальности и источников реактивной мощности, в том числе резонансных фильтров, к существующим электрическим сетям ЭСО (энергоснабжающая организация) без учета их возможного влияния на искажение синусоидальности напряжения в сети;

– отсутствие договорных условий между ЭСО и потребителями с искажающими электроприемниками, оказывающими влияние на уровень несинусоидальности напряжения в ТОП;

– отсутствие расчетов напряжений высших гармоник в электрических сетях, к которым присоединены потребители с искажающими электроприемниками, при возможных переключениях, вызванных плановыми ремонтами или аварийными режимами.

Источником несинусоидальности напряжения (рисунок 2.6) в электрических сетях является электрооборудование и электроприемники с нелинейной вольт-амперной характеристикой, к которым относят:

– преобразовательные установки различных видов (выпрямители, инверторы, частотные преобразователи, регуляторы напряжения, электроподвижной состав переменного и постоянного тока и т.д.);

– аппараты с электрической дугой или аппараты, использующие электрический разряд (дуговые печи, сварочные установки, люминесцентное освещение и т.д.);

– установки с магнитными цепями, работающими в режиме насыщения (трансформаторы, дроссели с сердечником и т.д.);

– вращающиеся машины (генераторы, двигатели).

Несинусоидальность напряжения (рисунок 2.6) в ТОП может создаваться как искажающими ЭП потребителей, непосредственно присоединенных к ТОП, так и оборудованием ЭСО, работающим в режимах, способствующих проявлению нелинейности их вольт-амперных характеристик или появлению резонансных режимов. Через электрическую сеть ЭСО на несинусоидальность напряжения в рассматриваемой ТОП могут оказывать влияние искажающие ЭП потребителей, присоединенных к другим точкам ЭСО. Для выявления причин несоответствия в ТОП по и определяют фактический вклад (ФВ) в значения и , оказываемый искажающими ЭП (электрооборудованием) каждого объекта, присоединенного к рассматриваемой ТОП, а также фактический уровень искажений синусоидальности напряжений, генерируемый в ТОП из вышерасположенных сетей ЭСО.

Рисунок 2.6 – Несинусоидальность напряжения

2.4 Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности.

Разложение несимметричной системы на системы прямой, обратной и нуле­вой последовательностей фаз. Любую несимметричную систему трех токов, напряжений, потоков одинаковой частоты (обозначим их А, В, С.) можно однозначно представить в виде трех систем: нулевой, прямой и обратной последовательностей фаз [7].

Система прямой последовательности (рисунок 2.7 а) состоит из трех векторов А, В, С, равных по модулю и повернутых относительно друг друга на 120 °, причем вектор В отстает от вектора А на 120 °

Система обратной последовательности (рисунок 2.7 б) состоит из векторов А, В, С , равных по модулю и повернутых относительно друг друга на 120°, причем вектор В опережает вектор А на 120 °:

Рисунок 2.7 а, б – Система прямой (а) и обратной (б) последовательности

К источникам несимметрии напряжений и токов относят следующие:

– нетранспонированные линии электропередачи и неравномерно присоединенные однофазные бытовые нагрузки, создающие систематическую несимметрию напряжений;

– дуговые сталеплавильные печи, однофазные печи электрошлакового переплава, электроподвижной состав переменного тока, однофазные сварочные агрегаты, разновременно включающиеся по фазам бытовые нагрузки и др., создающие случайную несимметрию напряжений.

Несимметрия напряжений в ТОП может создаваться как искажающими ЭП потребителей, непосредственно присоединенных к ТОП, так и оборудованием ЭСО, работающим в режимах, способствующих появлению несимметрии напряжений в ТОП. Кроме того, через электрическую сеть ЭСО на несимметрию напряжений в рассматриваемой ТОП могут оказывать влияние искажающие ЭП потребителей, присоединенных к другим точкам этой электрической сети ЭСО.

Нормально допустимое и предельно допустимое значение коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности в точках общего присоединения к электрическим сетям равны 2,0 и 4,0 % соответственно.

2.5 Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности.

Система нулевой последовательности (рисунок 2.8) образована тремя вектора­ми, совпадающими по фазе [7].

Рисунок 2.8 – Система нулевой последовательности

Нормально допускаемое и предельно допускаемое значения коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности.

Нормально допускаемое и предельно допускаемое значения коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности в пунктах контроля, являющихся точками присоединения трехфазных потребителей (электроприемников) к четырехпроводным электрическим сетям с номинальным напряжением 0,38 кВ (шины 0,4 кВ трансформаторной подстанции или вводнораспределительное устройство дома), равны соответственно 2,0 и 4,0%.

Основными причинами появления несоответствий по могут являться:

– несимметрия нагрузок по фазам в электрических сетях 0,22/0,38 кВ;

– значительные сопротивления элементов схемы замещения, в том числе сопротивление нулевой последовательности линий и распределительных трансформаторов 6-10/0,4 кВ.

Причиной потенциальных несоответствий по может быть проектирование распределительных сетей 0,22/0,38 кВ без учета несимметрии фазных нагрузок.

2.6 Отклонение частоты.

Основными причинами несоответствий по отклонению частоты могут быть:

– отсутствие достаточного резерва мощности и пропускной способности элементов сети;

– ошибки в планировании диспетчерских графиков спроса и предложения в активной мощности, в подборе электростанций для размещения первичного резерва, в том числе - необходимого при аварийных нарушениях баланса мощности, в планировании дополнительных резервов пропускной способности линий для выдачи первичного резерва при внезапных нарушениях баланса;

– несвоевременность предоставления резерва мощности для его использования в режимах первичного, вторичного или третичного регулирования в соответствии с заданными системным оператором требованиями.

Нормально и предельно допускаемые значения отклонений частоты в любом из пунктов контроля в электрической сети устанавливают в соответствии с [3]: ±0,2 Гц и ±0,4 Гц соответственно.

3 Контроль качества ЭЭ

3.1 Продолжительность и периодичность контроля ПКЭ

При претензионных испытаниях электрической энергии общая продолжительность непрерывных измерений ПКЭ (показатель качества электрической энергии) устанавливается соглашением между энергоснабжающей организацией и потребителями и должна составлять не менее одних суток.

Энергоснабжающая организация должна проводить периодический контроль качества поставляемой потребителям ЭЭ. Периодический контроль КЭ – контроль, осуществляемый в целях управления КЭ, при котором поступление информации о контролируемых показателях и их оценка происходит периодически с интервалами, определяемыми организацией, осуществляющей контроль КЭ, но в пределах, установленных [3].

Контроль КЭ – проверка соответствия показателей КЭ установленным требованиям. Потребитель по своему усмотрению проводит контроль любых ПКЭ, установленных [3], и обязан проводить периодический контроль КЭ по тем показателям, источником ухудшения которых он является [7]. При периодическом контроле КЭ рекомендуется, чтобы общая продолжительность непрерывного контроля ПКЭ составляла 7 суток. Допускается уменьшение общей продолжительности контроля КЭ, если в недельном цикле достоверно определены сутки (несколько суток), результаты измерений КЭ за которые являются репрезентативными для недельного цикла. При этом минимальная продолжительность непрерывного контроля каждого ПКЭ (за исключением длительности провала напряжения) для определения их соответствия требованиям должна быть не менее 24 ч.

Допускается определять соответствие нормам стандарта по суммарной продолжительности времени выхода измеренных значений данного показателя за нормально и предельно допустимые значения. При этом качество электрической энергии соответствующим требованиям стандарта, если суммарная продолжительность времени выхода параметра за нормально допустимые значения составляет не более 5% от установленного периода времени, т.е. 1 ч 12 мин, а за предельно допустимые значения - 0% от этого периода времени.

Интервал между очередными измерениями ПКЭ при периодическом контроле КЭ устанавливается энергоснабжающей организацией и должен составлять:

– для установившегося отклонения напряжения – не реже двух раз в год в зависимости от сезонного изменения нагрузок в распределительной сети центра питания, а при наличии автоматического встречного регулирования напряжения – не реже 1 раза в год. При незначительной динамике максимальной нагрузки ЦП (не более 10% за год) и при отсутствии существенных изменений в электрической схеме сети и ее элементах в процессе эксплуатации допускается увеличивать интервал времени между двумя контрольными проверками установившегося отклонения напряжения, но не реже 1 раза в 2 года;

– для остальных ПКЭ за исключением отклонения частоты и длительности провала напряжения – не реже одного раза в два года при отсутствии изменений электрических схем сети и ее элементов в процессе эксплуатации и при незначительных изменениях нагрузки потребителя, ухудшающего КЭ.

Периодический контроль отклонений частоты при отсутствии организованного в энергоснабжающей организации постоянного контроля этого ПКЭ рекомендуется проводить не реже 2-х раз в год в режимах наибольших и наименьших годовых нагрузок. Интервал между контрольными проверками допускается увеличивать, но не реже 1 раза в 2 года.

Существует перечень наиболее вероятных виновников ухудшения КЭ с указанием на конкретный параметр ЭЭ [3].

3.2 Анализ качества электрической энергии

Анализ качества электрической энергии при нарушении требований к КЭ включает следующие операции:

– установление причин несоответствий;

– выявление объектов, режимы работы электрооборудования которых обусловили появление несоответствия в ТОП.

По результатам анализа принимают решения о корректирующих и (или) предупреждающих мероприятиях. После проведения соответствующих мероприятий должна быть оценена их результативность. Оценку выполняют на основе протоколов контроля КЭ, который должен быть проведен непосредственно после выполнения указанных мероприятий, а также, при необходимости, протоколов измерений с целью анализа КЭ. Для оценки результативности принятых мер в течение определенного периода времени, например, в течение года, следует использовать результаты планового периодического контроля КЭ или данные, получаемые от автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ).

3.3 Пункты контроля качества электрической энергии

Пункты контроля показателей несинусоидальности и коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности. В качестве пунктов контроля в распределительной электрической сети для измерения показателей несинусоидальности и несимметрии напряжений по обратной последовательности следует выбирать ТОП (ТКЭ) с потребителями, являющимися источниками ухудшения качества электрической энергии (далее искажающие потребители). Дополнительно следует рассмотреть целесообразность контроля КЭ в ТОП (ТКЭ) с восприимчивыми потребителями, ближайшими к искажающим потребителям, и точки электрической сети с установленными статическими компенсирующими устройствами.

Пункты контроля коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности. В качестве пунктов контроля коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности следует выбирать шины 0,4 кВ трансформаторов 6-35/0,4 кВ, питающих коммунально-бытовую нагрузку. В качестве пунктов контроля могут быть также выбраны шины трехфазного вводно-распределительного устройства жилого дома. Выбор конкретных пунктов контроля осуществляют с учетом результатов измерений токов в линиях 0,4 кВ и напряжений на шинах 0,4 кВ трансформаторов 6-35/0,4 кВ, проводимых энергоснабжающей организацией два раза в год в период наибольших и наименьших годовых нагрузок. При этом в первую очередь выбирают точки распределительной сети, в которых была зарегистрирована наибольшая несимметрия фазных токов и напряжений.

Пункты контроля отклонения частоты и длительности провала напряжения. В качестве пунктов контроля выбирают любой пункт электрических сетей, в том числе любые ТКЭ. В качестве пунктов контроля КЭ выбирают ТКЭ с потребителем, являющимся одной из сторон заявленной претензии. При необходимости дополнительно могут быть выбраны другие пункты контроля, результаты измерений в которых позволяют установить обоснованность претензий, предъявляемых к КЭ участвующими в споре сторонами, например, ближайшая к рассматриваемому потребителю ТОП, если последняя не является ТКЭ с этим потребителем, точка в системе электроснабжения потребителя, приближенная к источнику ухудшения КЭ, точка электрической сети энергоснабжающей организации более высокого класса напряжения, электрически ближайшая к ТОП с рассматриваемым потребителем.

В качестве пунктов контроля могут рассматриваться:

– выводы электроприемников (ЭП);

– вводно-распределительное устройство 220-380 В (ВРУ), клеммы ;

– шины 0,4 кВ трансформаторной подстанции 6-10/0,4 кВ (ТП);

– шины 6-10 кВ ТП;

– шины распределительных подстанций 6-10 кВ (РП);

– шины 6-10 кВ подстанций 35-220/6-10 кВ, являющихся центрами питания (ЦП) распределительных сетей;

– шины 35-220 кВ трансформаторных подстанций 35-220/6-10 кВ.

3.4 Источники перенапряжения и их воздействия на устройства СЦБ

В эксплуатационных условиях устройства СЦБ и цепи электропитания подверга­ются воздействиям атмосферных и коммутационных перенапряже­ний, что ухудшает выходные параметры устройств, либо выводит их из работоспособного состояния.

В низковольтных устройствах СЦБ перенапряжения возни­кают от влияния линий электропередачи и контактных сетей элек­трических железных дорог постоянного и переменного тока, вклю­чения или выключения основного или резервного электропитания устройств СЦБ и др. Одним из источников перенапряжений являются токи мол­нии, вызываемые грозовыми разрядами. Токи молнии представля­ют собой кратковременные импульсы (волны) с фронтом волны от 1,5 до 90 мкс и длиной волны до 100 мкс. Амплитуда токов молнии достигает размеров свыше 200 кА. Однако такие токи молнии встречаются очень редко. Чаще наблюдаются токи молнии до 20 кА. Крутизна тока молнии изменяется от 5 до 50 кА/мкс. Каждый разряд молнии состоит из трех-четырех им­пульсов.

Вследствие возвышения над поверхностью земли и большой протяженности основными объектами воздействия грозовых разря­дов являются воздушные высоковольтные линии (ВЛ) напряже­нием 6 и 10 кВ или 27,5 и 35 кВ, от которых питаются устройства СЦБ и объединенные линии сигнализации и связи (ЛСС). Железнодорожная колея, расположенная на поверхности земли, меньше подвержена грозовым разрядам, чем линии. В большей степени эти линии подвержены разрядам молнии на открытой местности (86% общего числа разрядов молнии) и в меньшей степени — в лесной полосе (10%) и в населенных пунктах (4%).

Линейные сооружения СЦБ подверга­ются как прямым ударам, так и разрядам молнии вблизи них (кос­венным разрядам молнии). При этом в воздушных линиях и в же­лезнодорожной колее возникают атмосферные перенапряжении распространяющиеся в ней в виде волн различной длительности по обе стороны от разряда молнии. В качестве стандартной принята волна прямого удара молнии с фронтом Т_ф=1,5 мкс и длиной Т_в = 40 мкс (1,5/40 мкс), а волна косвенного разряда молнии Тф=10 мкс, длина Т_в = 700 мкс (10/700 мкс). На ВЛ напряжением 6 и 10 кВ с треугольным расположе­нием проводов прямым ударам молнии подвергается, главным об­разом, верхний высоковольтный провод на вершине опоры. Этот провод экранирует нижние высоковольтные провода на траверсах, в которые включают, как правило, линейные трансформаторы ОМ для их защиты от прямых ударов молнии. При прямом ударе молнии в рельс амплитуды атмосферных перенапряжений определяются амплитудой тока молнии и сопро­тивлением растекания рельс — земля. Так, например, при токе молнии 100 кА и переходном сопротивлении рельс — земля 1 Ом амплитуда атмосферных перенапряжений в точке прямого удара молнии достигает 100 кВ. Распространение атмосферных перена­пряжений по рельсам происходит с большим затуханием. Практи­чески на расстоянии 200 м атмосферные перенапряжения в рель­сах полностью затухают. Поэтому прямые удары молнии в рельсы опасны в том случае, если они происходят вблизи сигнальной ус­тановки (ближе 200 м). Опасность поражений ВЛ, ЛСС и рельсовых цепей (РЦ) характеризуется не только амплитудой, но и частотой воздействия токов молнии, которая зависит от длины линии, высоты подвеса проводов и интенсивности грозовой деятельности на данном участ­ке дороги. Для полупроводниковых приборов (ПП) большое значе­ние имеет не только амплитуда, но и длительность воздействующей волны атмосферных перенапряжений: чем она больше, тем раньше при той же амплитуде наступает пробой р–n – перехода в обратном направлении или тепловое разрушение кристаллов, обра­зующих р–n – переход, в прямом направлении. Ввиду того что ча­стота возникновения и длительность импульсов U_ИНД больше, чем прямые удары молнии, косвенные разряды молнии представляют большую опасность для ПП, чем прямые удары молнии. Атмосферные перенапряжения, возникающие в ВЛ, ЛСС, и РЦ, проникают в низковольтные силовые цепи напряжением 110/220 В, а также в линейные сигнальные и рельсовые цепи. Эти перенапряжения превосходят электрическую прочность изоля­ции сигнальных и путевых приборов СЦБ, которая равна от 500 до 2500 В.

На электрифицированных участках железных дорог од­ним из источников перенапряжений являются короткие замыкания контактных сетей, происходящие при пробое или перекрытии изо­ляции опор контактной сети, а также при срабатывании роговых или трубчатых разрядников, размещенных на этих опорах и при­соединенных к рельсу. Ввиду того что опоры контактной сети и разрядники присоеди­нены к одной нити рельсовой колеи, токи короткого замыкания в отличие от тяговых проходят не по обеим полуобмоткам дросселя-трансформатора (ДТ), расположенного у каждой сигнальной установки автоблокировки (АБ), а по его одной полуобмотке. В ре­зультате электромагнитной индукции во вторичной (дополнитель­ной) обмотке ДТ возникают кратковременные, так называемые коммутационные перенапряжения, в десятки и сотни раз превыша­ющие рабочее напряжение РЦ. Амплитуда импульсов коммутационных перенапряжений (КП) зависит от амплитуды и скорости нарастания токов короткого замыкания, коэффициента трансформации ДТ, а также вида нагруз­ки. Наибольшие КП возникают при разомкнутых контактах трансмиттерного реле Т. Так, например, при токах короткого замыкания контактной сети постоянного тока 3500 А на питающем конце РЦ частотой 50 Гц коммутационные перенапряжения достигают 5100 В, а на приемном конце — 1800 В. При коротком замыкании контактной сети переменного тока на питающем и приемном кон­цах РЦ частотой 25 Гц коммутационные перенапряжения равны соответственно 4100 и 2200 В. Длительность импульса коммутационных перенапряжений и токов определяется временем срабатывания быстродействующих выключателей на тяговых подстанциях, а также электрическими параметрами контактной сети и РЦ. На участках железных дорог с электротягой постоянного и переменного тока максимальная длительность импульса коммутационных перенапряжений и токов равна соответственно 100 и 600 мс.

На участках железных дорог с электротягой переменного тока опасные перенапряжения образуются не только в аварийных режимах работы контактной сети или в случае срабатывания разрядников, а также при нормальной работе электротяги вследствие асимметрии РЦ (например, в результате обрыва приварного рель­сового соединителя). Так, например, при асимметрии тягового то­ка, равной 12 А, на питающих концах РЦ частотой 25 Гц (в пер­вичной цепи изолирующего трансформатора) возникают перена­пряжения до 600 В. Длительность этих перенапряжений измеряется часами, и по­этому они не менее опасны, чем коммутационные перенапряжения, вызванные токами короткого замыкания контактной сети, дли­тельность которых доли секунды. Коммутационные перенапряжения и перенапряжения, воз­никающие вследствие асимметрий РЦ, так же как атмосферные перенапряжения, проникают (на питающем конце РЦ) в силовые цепи напряжением 110/220 В и затем воздействуют на различные сигнальные приборы, включенные в эти цепи (кодовые трансмит­теры, дешифраторные ячейки типа БС-ДА, полупроводниковые преобразователи типа ППШ-3 и др.). На приемном конце РЦ ука­занным перенапряжениям подвергаются защитные фильтры и пу­тевые реле типов ИМВШ-110, АНВШ2-2400 и др. Коммутационные перенапряжения возникают при пере­ключении с основного фидера питания устройств СЦБ на резерв­ный и наоборот, а также при включении и выключении источника постоянного или переменного тока в электрических цепях с индуктивностями. Амплитуда этих перенапряжений изменяется от четырехкратного до двадцатикратного значения рабочего напряжения электрической цепи. Длительность импульса достигает не­сколько сотен миллисекунд. Поэтому для обеспечения надежной работы устройств СЦБ необходимо вышеперечисленные перенапряжения ограничить до значений безопасных для устройств СЦБ, в том числе полупро­водниковых приборов [8].

Типы устройств чувствительных к качеству ЭЭ.

Путевой фильтр ФПМ. Путевой фильтр ФПМ предназначен для защиты выходных цепей генератора путевого от влияния атмосферных перенапряжений, гармоник тягового тока и кодовых токов автоматической локомотивной сигнализа­ции. Важнейшей его задачей является обеспечение требуемого по условиям работы тональной рельсовой цепи малого обратного входного сопротивления её питающего конца. Кроме того, фильтр служит для гальванического разделения выходной цепи генератора и кабельной ли­нии.

Путевой приёмник ПП. Путевой приёмник ПП предназначен для приёма сигналов из рельсовой цепи и для включения путевого реле.

Пример формы сигналов в различных точках схемы приёмника показаны на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 – Формы сигналов в различных точках схемы приемника ПП

Принцип построения защиты. Для того чтобы обеспечить эффективную грозозащиту уст­ройств СЦБ, необходимо прежде всего отвести в землю токи мол­нии, возникающие в низковольтных силовых цепях напряжением 110/220 В, в линейных сигнальных и рельсовых цепях. Для этого предусматриваются разрядники, которые включаются между про­водом и землей [8].

Защита устройств СЦБ на участках дорог с автономной тягой.

На участках с автономной тягой сигнальные и путевые приборы автоблокировки, автоматической локомотивной и переездной сигнализации, в том числе полупроводниковые приборы, должны быть защищены главным образом от атмосферных перенапряжений, возникающих в линейных сигнальных цепях, силовых цепях напряжением 110/220 В и в рельсовых цепях, разрядниками. На двухпутных участках дороги должны быть защищены все линейные цепи без исключения с обоих концов кабельного ввода [8].

Питание устройств АиТ осуществляется согласно схеме электроснабжения поста ЭЦ Кулнда (приложение В). КТП – (комплексная трансформаторная подстанция). С КПТ организовано питание административного здания ШЧ и поста ЭЦ кабелем АПВБ 3х50+1х25, алюминиевый полихлорвиниловая изоляция бронированный (приложение В).