Пояснительная записка (1219318), страница 3
Текст из файла (страница 3)
Рисунок 1.9 – Причины отключений ФКС
по ЭЧ2 Могоча за 2014 год.
Из таблицы 1.3 видно, что ежегодно количество отключений ФКС увеличивается. Основная причина отключения фидеров контактной сети, по данным ДЭЛ ЗабЖД, вызвана неисправностью на электроподвижном составе.
Рисунок 1.10 – Причины отключений ФКС
по ЭЧ10 Ерофей Павлович за 2014 год.
По сравнению с Могочинской дистанцией, на ЭЧ10 (Ерофей – Павлович) количество отключений ФКС в два раза меньше, но так же основное количество отключений вызвано неисправностями на электроподвижном составе.
За 2014 год количество отключений ФКС по ЭЧ2 (Могоча) составило 2086 раз (табл. 1.3), больше половины отключений вызвано неисправностями на эпс (1290 раз). По ЭЧ10 (Ерофей – Павлович), ситуация аналогичная, большее количество отключений ФКС 637 раз (табл. 1.4) раз за 2014 год так же вызвана неисправностями на эпс. Однако, достаточно большая часть отключений происходит по неустановленным причинам. Высокий процент успешных АПВ позволяет предположить, что защиты ложно реагируют на большие токовые нагрузки. Возникает вопрос о правильной работе дистанционных защит на ТП, и их отстройка от нагрузочного режима.
1.4 Типы эксплуатируемых защит КС и их характеристики
Реализация таких требований, как быстродействие, селективность и устойчивость функционирования, применительно к защитам тяговой сети переменного тока имеет свою специфику, обусловленную особенностями нормального и аварийного режимов, свойствами приемников электроэнергии (электровозов и электропоездов), схемами питания сети, типами применяемых коммутационных аппаратов [2].
Для электрических локомотивов, как приемников электроэнергии, характерно постоянное перемещение вдоль контактной сети. Отключение напряжения и последующая его подача в сеть, в результате действия АПВ, сопровождается так называемым набросом напряжения на включенную силовую цепь локомотива [12]. Это может привести к появлению кругового огня по коллектору тяговых двигателей, буксованию, поломке сцепных приборов. Поэтому необходимо обеспечивать такие условия функционирования релейной защиты, чтобы ложные отключения по ее вине не происходили, а все повреждения в контактной сети безусловно отключались. Схема питания контактной сети в процессе эксплуатации может временно изменяться: для ремонтных работ отключается какая-либо секция контактной сети, выводятся на ревизию посты секционирования, по аварийным условиям двустороннее питание может быть заменено односторонним и т.п. Желательно, чтобы при таких изменениях не появлялись «мертвые зоны», т.е. зоны, в которых защита не может обнаружить, короткое замыкание (к.з.), и не требовалась перенастройка защиты [2].
Чтобы исключить возможность пережога контактных проводов, время отключения к.з. желательно минимизировать. Пережоги возможны в точке контакта провода с полозом токоприемника и в месте возникновения дуги, отжиг возникает при перегреве провода.
При повреждениях на электровозе ток к.з. протекает через тяговую сеть и токоприемник. Нажатие токоприемника на контактный провод сравнительно невелико, поэтому в месте касания провода и токоприемника выделяется тепло и провод нагревается. Температура нагрева провода зависит от значения тока, протекающего через место контакта, и длительности его существования.
Еще более опасным является воздействие на контактный провод открытой электрической дуги, которая, как правило, возникает при к.з. Дуга оказывает сильное термическое действие, повреждает поверхность провода, выплавляет в нем кратеры, сечение провода и его прочность снижаются [2]. Разрыв провода происходит под воздействием растягивающих усилий, создаваемых в контактной подвеске устройствами температурной компенсации. Разрушающее действие дуги характеризуется произведением тока в дуге на время ее существования и измеряется в ампер – секундах (
) [2]. Чем больше это произведение, тем более вероятным является разрыв провода. При токах 500-2000 А пережог медного контактного провода становится возможным, если воздействие дуги превосходит 280-350 Электрическая дуга с током свыше 2000 А может пережечь провод через 0,15-0,17 с [2].
Для исключения пережогов важно не только быстро отключить к. з., но и не допускать повторного включения на устойчивое повреждение. Объясняется это тем, что при к. з., сопровождающемся электрической дугой, провод нагревается очень быстро, а при отключении тока остывает медленно. Между тем, устройства АПВ производят повторное включение через 0,5 – 5 с после отключения к.з. При этом провод, температура которого практически почти не уменьшилась, снова подвергается воздействию электрической дуги и через 0,08 с температура его достигает опасной по условиям разрыва [2].
Таким образом, чтобы исключить возможность пережогов проводов контактной сети при к.з., необходимо отключать повреждения за время не более 0,12-0,14 с и не допускать АПВ при устойчивых к.з. [2]. Современные защиты и выключатели позволяют отключать к.з. за указанное время.
При к.з. должны отключаться ближайшие к месту повреждения выключатели. При к.з. на шинах, например тяговой подстанции, должен отключиться выключатель, через который эти шины получают питание от понизительного трансформатора, а также выключатели всех фидеров контактной сети, чтобы исключить подпитку места повреждения от смежной тяговой подстанции.
Основными методами обеспечения селективности являются введение в действие защит выдержки времени и использование защит (или их отдельных ступеней) со свойством направленности. Возможно использование и других методов, основанных, например, на применении взаимных логических связей разных фидеров [2].
Защита типа УЭЗФМ, эксплуатируемая на части ТП рассматриваемого участка, содержит 2 ступени дистанционной защиты ДЗ1, ДЗ2, с пределами регулирования от 6 до 55 Ом и токовую отсечку . Угловые характеристики приведены на рисунке 1.11. Ступень ДЗ1 снабжена переключателем, с помощью которого угловая характеристика в виде сектора может быть переведена в круговую с блокировкой по току [2].
Рисунок 1.11 – Угловая характеристика защиты типа УЭЗФМ
Защита ИнТер-27,5-ФКС, которая также эксплуатируется на рассматриваемом участке, имеет четыре ступени дистанционной защиты. Первая ступень дистанционной защиты может быть выбрана направленной или ненаправленной с помощью соответствующего программного ключа.
Основные технические данные защиты ИнТер-27,5-ФКС и угловые характеристики срабатывания (УХС), соответственно приведены в таблице 1.5. и рисунке 1.12.
Таблица 1.5 - Технические данные защиты ИнТер-27,5-ФКС
| Функция защиты | Уставка | Диапазон значений уставок | Дискретность уставки |
| 1 Токовая отсечка (ТО) | По току (IТО>), А | От 500 до 4000 | 10 |
| 2 Токовая отсечка два (ТО2) | По току (IТО2>), А | От 1400 до 11200 | 10 |
| 3 Ненаправленная дистанционная защита (ННДЗ) | 1 По сопротивлению(ZННДЗ<), Ом 2 Блокировки: - по току (IБ_ННДЗ<), А; - по напряжению (UБ_ННДЗ<), кВ | От 4,0 до 30,0 От 150 до 1000 От 1,5 до 15,0 | 0,1 10 0,1 |
| 4 Направленная дистанционная защита 1-й ступени (НДЗ1) | 1 По сопротивлению (ZДЗ1<), Ом: 2 По фазовым углам, : - для ДЗ1>; - для ДЗ1< | От 4,0 до 30,0 От 0 до 60 От 90 до 170 | 0,1 1 1 |
| 5 Направленная дистанционная защита 2-й ступени (НДЗ2) | 1 По сопротивлению (ZДЗ2<), Ом: 2 По фазовым углам, : - для ДЗ2>; - для ДЗ2< 3 По времени (TДЗ2), с | От 10,0 до 60,0 От 0 до 60 От 90 до 170 От 0,05 до 1,00 | 0,1 1 1 0,01 |
| 6 Направленная дистанционная защита 3-й ступени (НДЗ3) | 1 По сопротивлению (ZДЗ3<), Ом: 2 По фазовым углам, : - для ДЗ3>; - для ДЗ3< 3 По времени (TДЗ3), с | От 25,0 до 140,0 От 0 до 60 От 90 до 170 От 0,05 до 3,00 | 0,5 1 1 0,01 |
| 7 Общие параметры НДЗ2 и НДЗ3 | 1 По коэффициенту гармоник (KГ>), % 2 По времени ускорения (TУСК), с 3 По соотношению токов (I2/I1<) | От 4,0 до 20,0 От 0,05 до 0,30 От 0,50 до 0,99 | 0,1 0,01 0,01 |
Окончание таблицы 1.5
| Функция защиты | Уставка | Диапазон значений уставок | Дискретность уставки |
| 8 Направленная дистанционная защита 4-й ступени (НДЗ4) | 1 По активному сопротивлению, Ом: - RA>; - RВ>; - RС<; - RD< 2 По реактивному сопротивлению, Ом: - XA>; - XB<; - XC<; - XD> 3 По времени (TДЗ4), с 4 По коэффициенту гармоник (KГ<), % | 0 0 От 4,0 до 350,0 От 4,0 до 350,0 От минус 60,0 до 0,0 От 0,0 до 60,0 От 0,0 до 60,0 От минус 60,0 до 0,0 От 0,1 до 20,0 От 0 до 40 | - - 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,1 0,5 |
| 9 Резервная токовая защита (РТЗ) | 1 По току, А: - для РТЗ1 (IРТЗ1>); - для РТЗ2 (IРТЗ2>); - для РТЗ3 (IРТЗ3>) | От 100 до 3000 От 100 до 3000 От 100 до 3000 | 10 10 10 |
| 10 Защита минимального напряжения (ЗМН) | 1 По напряжению (UЗМН<), кВ 2 По времени (TЗМН), с | От 1,5 до 25,0 От 0,1 до 15,0 | 0,1 0,1 |
| 11 Квазитепловая защита (КВТЗ) | 1 Диапазон регулирования уставки по температуре аварийного отключения (tАВАР>), °С 2 Диапазон регулирования уставки по температуре предупреждения (tПРЕД>), °С 3 Диапазон задания температуры окружающей среды (tОС), °С 4 Диапазон коэффициента нагрева контактного провода (КН), оС/(с А2) 5 Диапазон коэффициента охлаждения контактного провода (КО), 1/с | От 50 до 240 От 50 до 240 От минус 50 до плюс 50 От 0,050 · 10-7 до 6,500 · 10-7 От 0,200 · 10-2 до 0,600 · 10-2 | 1 1 1 10-10 10-5 |
| 12 Логическая защита шин (ЛЗШ) | По времени (TЛЗШ), с | 0,2 | - |
а) – Характеристика срабатывания НДЗ1 (НДЗ2, НДЗ3),
б) – Характеристика срабатывания НДЗ4 ,
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
