s 62 % — нахождение неисправности элемента;

■s 13% — восстановление.

При всем многообразии публикаций, посвященных диагностике систем электроснабжения, в большинстве из них предметами исследования являются объект (элемент) системы и его техническое состояние. Говоря о железнодорожной электроэнергетике, мы зачастую в своих рассуждениях ограничиваемся контактной сетью.

Действительно, в системе электроснабжения техническая диагностика отдельных элементов является основой ее жизнедеятельности. Определение жизненного цикла или остаточного ресурса — важная задача с точки зрения повышения надежности работы и снижения эксплуатационных расходов на обслуживание.

Вместе с тем, диагностику в системе электроснабжения нельзя воспринимать только как средство, дающее возможность определить предотказное состояние отдельных элементов или системы в целом и, тем более, нельзя ограничиваться понятием «диагностика контактной сети».

Специфика и структура системы электроснабжения железнодорожных потребителей, обеспечивающих безопасность движения поездов, является многоуровневой, глубоко резервируемой, включающей в себя комплексы регулирования. Основой систем автоматического резервирования, регулирования уровней напряжения, мощности, других параметров является диагностика.

В нашей первой статье (см. журнал «Локомотив» № 7, 2015 г.) мы дали ретроспективу разработок, осуществленных и реализованных на Свердловской дороге. Основой их является диагностический комплекс.

Структуру, тактико-технические характеристики, принцип работы диагностических комплексов, не нашедших широкого применения на других дорогах, мы покажем в следующих номерах журнала. Сейчас предлагаю рассмотреть вариант систематизации диагностических комплексов устройств электроснабжения. Основой данного варианта систематизации является предмет диагностики и направление управленческого решения по ее результатам.

О Диагностика системы электроснабжения по соответствию конечных параметров нормативным.

Цель: определить необходимость и возможность обеспечения нормативных выходных параметров системы, изменившихся под влиянием внешних факторов, благодаря использованию внутренних возможностей системы.

Оцениваемые параметры: уровни напряжения на выходе системы в различных ее точках; потребляемые токи; потребные мощности; показатели качества электроэнергии; параметры ненормальных (аварийных) режимов и т.д.

Управленческое решение: включение АВОР преобразующих агрегатов, автоматическое регулирование напряжения в контактной сети, на сигнальной точке, автоматический переход на резервные элементы (трансформаторы, линии, коммутационная аппаратура), автоматическое изменение параметров компенсирующих устройств, введение ограничений тяговых режимов.

© Диагностика отдельных элементов системы электроснабжения по конечным параметрам на основе оценки их возможного влияния на систему в целом.

Цель: определить состояние отдельных элементов системы и оценить влияние их состояния на выходные параметры системы в целом; определить возможность приведения элемента к нормативным параметрам.

Оцениваемые параметры: аналогично п. 1, но на выходе элемента.

Управленческое решение: АПВ, АВР отдельных элементов системы.

© Диагностика элементов системы по внутренним параметрам на соответствие нормативным требованиям.

Цель: определить состояние отдельных элементов системы, их работоспособность, остаточный ресурс.

Оцениваемые параметры: паспортные данные, наработка.

Управленческое решение: планирование видов, периодичности обслуживания, срока службы.

С понятием «диагностика» неразрывно связаны понятия: исправного/неисправного состояния системы или элемента; работоспособного/неработоспособного; функционирующего правильно/неправильно.

Очень важно четко сформулировать подходы к ним. От этого будут зависеть принципы планирования, а, следовательно, расходы на содержание и обновление устройств электроснабжения. Очень надеюсь, что ответы на эти вопросы мы получим с реализацией комплекса УРРАН.    ■

ЧАСТИЧНО-НЕСЕЛЕКТИВНАЯ ЗАЩИТА КОНТАКТНОЙ СЕТИ

Как известно, защиты всех выключателей контактной сети межподстанционной зоны образуют так называемую систему защит, в которой их зоны и временные характеристики срабатывания связаны друг с другом. Широко известны и наиболее часто используются две системы защит — селективная и неселективная.

При селективной системе защит короткое замыкание (к.з.) в любой точке межподстанционной зоны вызывает отключение только выключателей, ближайших к месту к.з. (рис. 1,а). Так, при к.з. в точках К.,, К₂ и К₃ отключаются только выключатели В2 первой тяговой подстанции (ТП1) и выключатель В4 поста секционирования (ПС).

Однако для этого в соответствии с «Руководящими указаниями по релейной защите» приходится выполнять двухзонными основные дистанционные защиты (защиты сопротивления) выключателей фидеров тяговых подстанций и поста секционирования. Таким образом, для выключателя В2 это будут зоны действия I — без выдержки времени (t_3l = 0) и II — с выдержкой времени t_3M (рис. 1 ,в). Совместно они реализуют временную характеристику срабатывания защиты выключателя В2, показанную на рис. 1,г.

Показывая на рис. 1 ,б и 1 ,в зоны действия ступеней защиты, авторы полагают, что читателю известна некоторая принятая условность в их изображении, заключающаяся в том, что истинные зоны действия защит начинаются не от шин подстанции, как для простоты принято показывать на схемах и как это сделано и в настоящей статье, а за трансформаторами тока, размещаемыми за или перед фидерными выключателями зоны. Например, применительно к рис. 1 ,б истинная зона действия защиты выключателя В2 начинается с сечения контактной сети по а — а за трансформатором тока ТТ, а не от шин тяговой подстанции ТП1.

Аналогичным образом показываются и зоны действия дистанционных защит выключателей поста секционирования. Например, первая и вторая зоны защиты выключателя В4 поста секционирования настраиваются так, как это показано на рис. 1 ,д. Вкупе это реализует временную характеристику срабатывания, показанную на рис. 1 ,е.

Длины первых зон защит выполняются обычно в 0,85L , где L — расстояние от тяговой подстанции до поста секционирования (см. рис. 1,6 и 1,в). Если пренебречь относительно малым временем срабатывания измерительного органа дистанционной защиты, то в случае к.з. в точке К₃, расположенной в зоне длиной в 0,15L вблизи поста секционирования, при селективной системе защит выключатель В2 тяговой подстанции ТП 1 отключится с суммарным временем t_B + t_3n, где t_B — время срабатывания выключателя, a t_3ll

— выдержка времени второй зоны защиты (см. рис. 1,в). С таким же временем выключатель В4 поста секционирования отключит к.з. в точке К,, находящейся в зоне 0,15L вблизи тяговой подстанции ТП1.

Поскольку в устройствах электроснабжения используют современные вакуумные выключатели и микропроцессорные защиты, можно принять t_B равным 0,1... 0,2 с, a t_3l| — 0,3... 0,4 с. Таким образом, со стороны подстанций ТП1 и ТП2 к местам К₁ и К₃ в зоне 0,15L вблизи подстанции ТП1 и ПС будут притекать токи к.з. втече-ние времени t_B +1₃ = (0,1... 0,2) + (0,3... 0,4) = (0,4... 0,6) с, т.е. пока не отключатся выключатели В2 и В4.

Если в месте к.з. образуется электрическая дуга (происходит дуговое к.з.), то столь массированное воздействие токов к.з. почти наверняка приведет к пережогу провода контактной сети. Неселективная система защит тяговой сети позволяет уменьшить вероятность пережога проводов.

В случае ее применения первая и вторая зоны защит выключателей ТП и ПС выполняются без выдержек времени (рис. 2,в и 2,г). Поэтому к.з. в любой точке межподстанционной зоны приводит к отключению всех выключателей тяговых подстанций, питающих