Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Теоретический раздел. Анализ технической литературы и схем определения проходящих коротких замыканий

1.1 Анализ технической литературы, нормативных документов и базы федерального института промышленной собственности (ФИПС)

1.2 Анализ существующих решений определения проходящих коротких замыканий в тяговой сети переменного тока

1.2.1 Установка для испытания на наличие КЗ с применением токоограничительного резистора Rи, трансформатора напряжения ТН и реле напряжения РН

1.2.2 Указатель с испытательным трансформатором и резистором

1.2.3 Устройство ИКЗ на питающей линии контактной сети

2. Организационный раздел. Схема питания и секционирования контактной сети участка системы 27,5 кВ Суроватиха - Ройка - Горький Сортировочный и расстановка устройств контроля проходящих КЗ

2.1 Подключение ТН для определения наличия проходящего КЗ в контактной сети переменного тока

2.2 Действующая схема питания и секционирования контактной сети системы 27,5 кВ участка Суроватиха (ЭЧЭ-59) - Ройка (ЭЧЭ-58) - Горький Сортировочный (ЭЧЭ-8)

2.3 Расстановка устройств контроля проходящих КЗ в тяговой сети участка Суроватиха (ЭЧЭ-59) - Ройка (ЭЧЭ-58) - Горький Сортировочный (ЭЧЭ-8)

3. Технологический раздел. Схемное решение устройств контроля проходящих КЗ по остаточному и наведёному напряжению с использованием интеллектуального терминала ИнТер

3.1 Характеристика устройства ЦЗА -27,5 - ФКС

3.2 Система защит при использовании ЦЗА-27,5 - ФКС

3.3 Пост секционирования контактной сети переменного тока с интеллектуальными терминалами ИнТер

3.4 Принцип работы аппаратуры УККЗ

3.5 Принцип работы аппаратуры УПКЗ

3.6 Расчёты наведенного напряжения

3.6.1 Электрическое влияние. Однопутный участок с линией ДПР

3.6.2 Расчёт наведенного напряжения действующего участка контактной сети

3.7 Посты секционирования на участках с селективными и неселективными защитами

3.7.1 Устройство поста секционирования контактной сети переменного тока на выключателях с селективной защитой

3.7.2 Устройство поста секционирования контактной сети переменного тока на выключателях с неселективной защитой

3.7.3 Устройство поста секционирования контактной сети переменного тока на разъединителях с неселективной защитой

3.7.4 Пост секционирования на однофазных реклоузерах 25 кВ

3.7.5 Новейший алгоритм устройства автоматизации поста секционирования контактной сети переменного тока на разъединителях

4. Проектный раздел. Принципы автоматизации электроснабжения с устройствами контроля проходящих КЗ

4.1 Проектный вариант поста секционирования с терминалом ИнТер

4.2 Существующий вариант ПСК с защитой УЭЗФМ

4.3 Новый алгоритм автоматизации системы электроснабжения

4.4 Расчёт токов КЗ и проверка выбранного оборудования

4.4.1 Составление схемы замещения и расчёт тока КЗ

4.4.2 Проверка оборудования ПСК Окская на устойчивость

4.4.2.1 Термическая устойчивость

4.4.2.2 Электродинамическая устойчивость

4.5 Конструкция поста секционирования устройствами контроля проходящих КЗ

4.5.1 Конструкция установки и подключения ИнТер 27,5

4.5.2 Подключение устройства ИнТер-27,5-ФКС

5. Экономический раздел

5.1 Единовременные капитальные вложения

5.2 Затраты на эксплуатационную деятельность

5.2.1 Ежегодные затраты на текущий ремонт трансформатора напряжения

5.2.2 Ежегодные затраты на межремонтные испытания трансформатора напряжения

5.2.3 Ежегодные затраты на профилактический контроль, и опробование работы терминалов ИнТер

5.3 Расходы на аварийно - восстановительные работы

5.4 Расходы от задержек подвижного состава

5.5 Экономическая эффективность

6. Раздел по охране труда и технике безопасности

6.1 Меры безопасности при производстве работ по обслуживанию поста секционирования

6.2 Меры безопасности при эксплуатации низковольтных сетей измерительного оборудования поста секционирования

Заключение

Список литературы



Введение

Короткие замыкания (далее КЗ) в тяговой сети сопровождаются аварийными токами, которые могут привести к повреждению контактной подвески. Применение автоматического повторного включения (далее АПВ) значительно улучшает качество электроснабжения подвижного состава, но, к сожалению, ведет и к опасности пережогов проводов контактной сети при устойчивом повреждении.

Проведение контроля контактной цепи на наличие устойчивого (проходящего) перед разрешением действия АПВ устранит этот существенный недостаток.

Возникновение повреждений на питающей линии контактной сети в основном вызывается нарушением изоляции проводов. Ущерб составляется не только из стоимости повреждений контактной цепи и аппаратуры и работ по их восстановлению, но и задержки в движении поездов.

При повторном включении поврежденного участка контактной сети с нарушенной изоляцией может возникнуть пережог контактного провода, аварийно-восстановительные работы занимаю 3…6 часов.

Рассматривая анализ повреждений контактной сети по Трансэнерго (ТЭ) за 9 месяцев 2018 г. согласно системе КАС АНТ усмотрено, что количество повреждений, связанных с пережогом контактного провода или несущего троса составило 120 случаев, а это 30 % от общего числа, и разрушение изоляторов, что составило 62 случая, а это 16 % от общего числа отказов технических средств по ТЭ. На основании вышеуказанного, 46% отказов технических средств (182 случая) напрямую воздействуют на контактную подвеску.

В России активно (по мере финансирования) проводиться замена устаревших защит, без контроля наличия напряжения, на интеллектуальные терминалы ИнТер, которые открывают значимое превосходство аналого-

-цифровой технологии в устройствах электроснабжения Российских железных дорог.



1. Теоретический раздел. Анализ технической литературы и схем определения проходящих коротких замыканий

1.1 Анализ технической литературы, нормативных документов и базы федерального института промышленной собственности (ФИПС)

Анализ показал, что в настоящий момент аварийные ситуации на контактной сети переменного тока показывают, что время отсутствия напряжения на питающей линии контактной сети проходящих КЗ составляет 5…7 с. Вышеуказанный факт указывает на необходимость рационализировать существующие схемы автоматизации электроснабжения тяговой сети. Задача состоит в том, чтобы определять наличие проходящих и с минимальной выдержкой времени вводить АПВ питающих линий контактной сети.

Также был проведен поиск патентов на изобретения и полезные модели на сайте Федерального института промышленной собственности http://new.fips.ru/elektronnye-servisy/informatsionno-poiskovaya-sistema/и найдены следующие патенты:

- Пост секционирования контактной сети переменного тока: патент на полезную модель № 172099 РФ. / Герман Л.А., Субханвердиев К.С. Приоритет от 21 февраля 2017 г.;

- Устройство неселективной защиты выключателя тяговой подстанции переменного тока: патент на полезную модель № 172397 РФ. (51) МПКH02H 3/00 (2006.01)G01R 31/42 (2006.01) / Герман Л. А. [и др.]. Приоритет от 13 февраля 2017 г.;

- Способ частично неселективной защиты тяговой сети переменного тока: № 2647108(51) МПКB60M 3/00 (2006.01)G01R 31/02 (2006.01)G01R 31/08 (2006.01)/ Герман Л. А. [и др.]. Приоритет от 21.09.2016 г.;

- Способ частично неселективной защиты тяговой сети переменного тока: № 264710(51) МПКB60M 3/00 (2006.01)G01R 31/02 (2006.01)G01R 31/08 (2006.01) / Герман Л. А. [и др.]. Приоритет от 21.09.2016 г.;

- Пост секционирования контактной сети переменного тока: патент на полезную модель № 160050 РФ. / Герман Л. А. [и др.]. Приоритет от 28 октября 2015 г.;

- Устройство контроля короткого замыкания в контактной сети: патент на полезную модель № 2365929 РФ. /Герман Л.А., Герман В.Л. Приоритет от 24 марта 2008 г.

В ходе изучения литературы выясняется, что основным недостатком существующей схемы автоматизации электроснабжения является не установка трансформаторов напряжения на питающих линиях тяговых подстанций, что влечет финансовые затраты. Данных затрат можно избежать, если перенести функцию определения устойчивого короткого замыкания на пост секционирования. Это обусловлено тем, что в настоящее время посты секционирования в типовом исполнении выпускаются с уже установленными трансформаторами напряжения.

1.2 Анализ существующих решений определения проходящих коротких замыканий в тяговой сети переменного тока

1.2.1 Установка для испытания на наличие КЗ с применением токоограничительного резистора Rи, трансформатора напряжения ТН и реле напряжения РН

Известно несколько видов испытательных установок, предназначенных для этой цели. Принцип действия одной из них и возможность применения подобной установки для целей определения наличия повреждения в тяговой сети переменного тока, не прибегая к АПВ, разберем ниже.

Сама испытательная установка образована сопротивлением Rи, трансформатором напряжения ТН и реле максимального напряжения РН.

Показателем повреждения на линии служат величина напряжения в контактной сети во время испытания, которое может изменяться между двумя крайними значениями: - максимальным и минимальным. Минимальное будет при глухом у подстанции в точке К1. При этом

U_pmin = 0.

Максимальное напряжение в сети при испытании будет, когда нет ни остаточной нагрузки, ни короткого замыкания.

U_pmах=U

Все промежуточные значения будут определять или наличие на линии в более далеких, чем К1 точках или же присутствие на линии большой нагрузки. Если величина напряжения Up такова, что она заведомо больше, чем максимально возможное значение его при в удаленной точке К2. то тогда, имеет смысл допустить повторное включение силового выключателя. В этом случае реле напряжения срабатывает и, отключая установку, разрешает работу АПВ отключившейся питающей линии. Если же величина Up меньше, чем значение его при повреждении в удаленной точке, то испытательная установка автоматически отключается и затем дает еще две попытки включения в течение выбранного интервала времени (обычно 1…2 мин).

Принципиальная схема (рисунок 1.1) оборудования трех питающих линий [1] установкой для испытания на наличие короткого замыкания:

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема с сопротивлением Rи, ТН и РН Где QS_n1, QS_n2, QS_n3 - разъединители испытательной установки; ШИ - шина испытательной установки; Rи - испытательное сопротивление; U - Напряжение на шинах подстанции; Up - напряжение контактного провода во время испытания; Ip - испытательный ток; ТН - трансформатор напряжения испытательной установки; РН - реле напряжения; Q1, Q2 - выключатели питающих линий Л1 и Л2.

Если же и эти попытки не дают увеличения значения напряжения Up, то испытательная установка блокирует действие АПВ отключившейся линии, и об этом подается сигнал на пульт управления подстанции, а если она теле механизирована, то на диспетчерский пункт. Сама же установка приводится в исходное положение и готова к обслуживанию оставшихся неповрежденными питающих линий. замыкание ток выключатель

Применение установки на питающих линиях 27,5 кВ электрических железных дорог представляется, в свете сказанного, возможным и весьма полезным, так как сокращает ненужное число включений выключателя питающей линии и тем самым предупреждает возможность развития аварий. Но рассмотренная выше установка, требует устанавливать трансформатор напряжения, испытательный резистор, испытательную шину, что значительно удорожает затраты, а также данный метод не учитывает разветвленность контактной сети, наличии наведенного напряжения.

1.2.2 Указатель с испытательным трансформатором и резистором

Традиционно применяются испытательные устройства с испытательным резистором. Однако они себя не оправдали при разветвленной контактной цепи, большой протяженности питающих кабелей и наличии между смежными распределительными устройствами компенсационных установок, которые при исчезновении автоматически не отключаются.

На основе традиционных устройств с испытательным резистором было разработано испытательное устройство с трансформатором.

К новому устройству предъявляются следующие требования:

- уменьшение выделения мощности в испытательном устройстве на протяжении процесса испытания;

- исключение ошибочных вариантов или сокращение их количества;

- нечувствительность к изменению состояния коммутирующих элементов;

- возможность предварительного учета экстремальных ситуаций, например, многопутного развития на станциях, очень длинных питающих или других кабелей, компенсационных установок, подключаемых к распределительным электроустановкам не через включающие устройства, наличие большого количества трансформаторов, предназначенных для обогрева стрелочных переводов, или других эксплуатационных средств, работающих на холостом ходу.

Предлагаемый указатель КЗ разработан на основе электрической схемы с испытательной сборной шиной, хорошо зарекомендовавшей себя на практике, в которой испытательным резистор заменен трансформатором Тр, как показано на (рисунке 1.2). Первичные ввода подсоединены к испытательной и главной сборным шинам.

Вторичную обмотку можно соединить, используя различные варианты:

а) с одним подключением к сети в различных комбинациях

(предпочтителен конструктивный блок, в состав которого входят резистор, конденсатор и соответствующие коммутационные элементы);

б) с одним конструктивным блоком согласования, при этом очень удобно применять автотрансформатор и соединять различные клеммы обмотки с конструктивным блоком согласования.

При включении выключателя нагрузки с отделителем Q6 испытательный трансформатор соединяют с конденсатором Ср1 и резистором Rp1. Автоматически происходит предварительное испытание при уменьшенном испытательном токе с применением программы, хранящейся в компьютерной памяти.

При результате испытания, «бездефектно» автоматически включается выключатель Q65 и проводится основное испытание. Если результатом последнего также является «бездефектно», управление деблокируется для повторного включения силового выключателя.

Принципиальная электрическая схема нового указателя КЗ с испытательным трансформатором приведена на (рисунке 1.2).

Рисунок 1.2 - Схема с испытательным трансформатором Где В - главная сборная шина; Р - испытательная шина; Q1- разъединитель главной сборной шины; Q6 - выключатель нагрузки с отделителем для испытательных СШ; Q64 - выключатель нагрузки с отделителем для испытательного сопротивления; Q65 - разъединитель дополнительной нагрузки; F1 и F2 - высоковольтные предохранители; Rp - включаемое активное сопротивление; Rf - сопротивление места повреждения; Uf - испытательный преобразователь напряжения; Тр - испытательный трансформатор; Ср - включаемый конденсатор.

Если испытание показывает, что на участке воздушной контактной сети имеется повреждение, выключатель Q65 выключается и можно начинать поэтапное ручное испытание.

При подключении испытательного выключателя Q6 к электрической цепи напряжения 15 кВ замыкается цепь тока в первичной обмотке испытательного трансформатора, вторичная обмотка которого подключена к основной нагрузке. Сигнал о необходимости испытания, вырабатывается устройством информации SCH-IN-A, запускает испытательный процесс в дополнительном устройстве.

Во всех случаях безупречно распознавались как наличие КЗ в контактной сети, так и их отсутствие. Лишь при испытаниях находящегося под напряжением и свободно лежащего на балласте троса повреждение было распознано только при предварительном испытании, причем частично. При основном испытании место повреждения не было установлено, очевидно, из-за того, что сухой балласт при хорошей погоде в месте протекания малого тока стал еще суше.

1.2.3 Устройство ИКЗ на питающей линии контактной сети

Условия работы испытательных резисторов для определения места повреждения контактной сети на отечественных железных дорогах существенным образом отличаются от зарубежных из-за несовпадения схем питания, токов нагрузок, длин межподстанционных зон и других факторов, следовательно, применяемые там решения не могут быть использованы в России.

Обзор существующих методов испытания питающей линии контактной сети показал, что из-за не выявления КЗ при пониженном напряжении, неоднородности тяговой сети при высокочастотных испытаниях, ошибочного диагностирования состояния контактной сети при некоторых режимах, громоздкости, высокой стоимости, снижения безопасности

обслуживания, существующие указатели и испытатели КЗ (ИКЗ) не нашли широкого применения. В практике эксплуатации тяговых сетей переменного тока напряжением 27,5 кВ принято двукратное АПВ, а в некоторых случаях возможно и неоднократное подключение источника большой мощности на короткозамкнутый участок контактной сети. Опыт эксплуатации подтверждает, что повторные включения приводят к возрастанию аварии. В результате анализа предложено устройство ИКЗ, схема которого приведена на (рисунке 1.3).

Рисунок 1.3 - Схема включения ИКЗ на питающей линии

Испытательный резистор Rи подключается параллельно питающему выключателю Q. Последовательно с резистором включается испытательный трансформатор тока (ТАи). Нагрузкой его вторичной обмотки является пороговое устройство (ПУ) с реле максимального тока. ТАи, ПУ и средства передачи информации о величине испытательного тока. Так - же как испытательный резистор, находятся под потенциалом контактной сети 27,5 кВ испытательный трансформатор напряжения (TVи) включен между выводом резистора и землей, к его вторичной обмотке подключено ПУ с реле минимального напряжения, которое измеряет величину остаточного напряжения на питающей линии контактной сети после введения Rи в цепь.

При возникновении режима тревоги (КЗ) - релейной защитой выдается сигнал на отключение питающего выключателя. Выключатель Q отключается, что автоматически вводит в цепь КЗ токоограничивающий резистор Rи. При этом производятся замеры величин тока и остаточного напряжения в контактной сети. В случае, когда величина тока, протекающего через резистор, превышает уставку и величина напряжения ниже пороговой, через элемент ИКЗ посылается команды на запрет АПВ и отключение разъединителя QSл для отключения испытательного тока. Величина коммутируемого тока не должна превышать при этом допустимого тока отключения разъединителя. Если величина испытательного тока меньше заданной уставки Iу, или при достижении ею этого порога величина остаточного напряжения на питающей линии выше уставки Uу, выдается сигнал на разрешение АПВ. В этом случае Rи шунтируется выключателем Q, и восстанавливается нормальная схема питания контактной сети.



2. Организационный раздел. Схема питания и секционирования контактной сети участка системы 27,5 кВ Суроватиха - Ройка - Горький Сортировочный и расстановка устройств контроля проходящих КЗ

2.1 Подключение ТН для определения наличия проходящего КЗ в контактной сети переменного тока

Рисунок 2.1 - Подключение трансформатора напряжения

В данной схеме: один высоковольтный вывод подключен к земле, второй вывод присоединен к контактному шлейфу.

Вторичная коммутация остается неизменной.

Для решения задачи, по выводу на диспетчерский пункт сигнализации о наличии устойчивого КЗ в контактной сети составлена следующая схема вторичной коммутации: при наличии на питающей зоне на диспетчерском пункте будет гореть сигнальное табло до тех пор, пока энергодиспетчер не выделит поврежденный участок контактной сети [7].

При отсутствии напряжения в первичной цепи трансформатора напряжения реле KV отпавшее, через реле 1KL, 1KT и контакты KV1, KL1 протекает ток, при этом через реле 2KL и контакт 1KT 2KL1 загорается сигнальное табло, указывающее на наличие. А если напряжение на линии U = 2,5 кВ, то реле KV подтянуто, сигнальное табло на диспетчерском пункте не горит, что указывает об отсутствии устойчивого на линии.

Рассмотрим схему вторичной коммутации трансформатора напряжения на (рисунке 2.2)

Рисунок 2.2 - Схема вторичной коммутации ТН-27,5 кВ

Рисунок 2.3 - Схема однолинейная с подключением трансформатора напряжения НОМ - 35 кВ Где Q1, Q2, Q3 - вакуумные выключатели; ТА1, ТА2, ТА3 - трансформаторы тока; ТV1, TV2, TV3 - трансформаторы напряжения; 1QF1, 1QF2, 1QF3, 2QF1, 3QF1 - разъединители; 1FU1, 2FU1, 3FU1, 3FU2, 3FU3 - плавкие вставки; 1Т1, 1Т2, 2Т1 - понижающие трансформаторы; FV - вентильный разрядник, KV - реле напряжения.

2.2 Действующая схема питания и секционирования контактной сети системы 27,5 кВ участка Суроватиха (ЭЧЭ-59) - Ройка (ЭЧЭ-58) - Горький Сортировочный (ЭЧЭ-8)

Характеристика исследуемых участков:

а) Участок Суроватиха (ЭЧЭ-59) - ПСК Окская:

Участок контактной сети эксплуатационной длины 47 км;

Участок контактной сети развёрнутой длины 77,43 км;

Продольных разъединителей 20 шт.;

Развёрнутая контактная сеть 4 станции и 3 разъезда;

ВЛ ДПР длиной 43 км до станции Чаглово (раздел МР Д2).

б) Участок Ройка (ЭЧЭ-58) - ПСК Окская:

Участок контактной сети эксплуатационной длины 15 км;

Участок контактной сети развёрнутой длины 22,45 км;

Продольных разъединителей 7 шт.;

Развёрнутая контактная сеть 1 станция.

ВЛ ДПР длиной 64 км на 2 направления до станции Чаглово (раздел МР Д2) и станции Дзержинск (раздел МР Д).

в) Участок Горький Сортировочный (ЭЧЭ-8) - ПСК Окская:

Участок контактной сети эксплуатационной длины 27 км;

Участок контактной сети развёрнутой длины 37,89 км;

Продольных разъединителей 6 шт.;

Развёрнутая контактная сеть 1 станция.

2.3 Расстановка устройств контроля проходящих КЗ в тяговой сети участка Суроватиха (ЭЧЭ-59) - Ройка (ЭЧЭ-58) - Горький Сортировочный (ЭЧЭ-8)

В ходе рассмотрения участка Суроватиха (ЭЧЭ-59) - Ройка (ЭЧЭ-58) -Горький Сортировочный (ЭЧЭ-8) выбран оптимальный вариант для установки устройств контроля проходящих КЗ в тяговой сети - пост секционирования Окская (рисунок 2.4)

Рисунок 2.4 - Однолинейная схема участка Суроватиха (ЭЧЭ-59) - Ройка (ЭЧЭ-58) - Горький Сортировочный (ЭЧЭ-8) - ПСК Окская



3. Технологический раздел. Схемное решение устройств контроля проходящих КЗ по остаточному и наведенному напряжению с использованием интеллектуального терминала ИнТер

3.1 Характеристика устройства ЦЗА-27,5-ФКС

Устройство ЦЗА-27,5-ФКС предназначено для выполнения функций защиты и автоматики, контроля и сигнализации, местного и дистанционного управления питающей линией контактной сети переменного тока напряжением 27,5 кВ [5].

Устройство ЦЗА-27,5-ФКС может включаться в автоматизированную систему управления (далее АСУ) подстанции в качестве подсистемы нижнего уровня. В этом случае двусторонний обмен информацией с АСУ производится по стандартному последовательному каналу связи.

Устройство ЦЗА-27,5-ФКС, в зависимости от значения напряжения питания, выпускается в двух вариантах исполнения:

- 1СР.251.249-02.01 - для напряжения питания 220 В постоянного, или переменного тока частотой (50,0 ± 5,0) Гц;

- 1СР.251.249-02.02 - для напряжения питания 110 В постоянного тока.

Конструктивно устройство ЦЗА-27,5-ФКС выполнено в виде двух отдельных блоков: блока защит и автоматики (БЗА) и блока управления (БУ), связь между которыми осуществляется с помощью интерфейсного кабеля. Структурная схема представлена на (рисунке 3.1) [30].

Рисунок 3.1 - Структурная схема ЦЗА -27,5-ФКС

Блок БЗА выполняет все основные функции устройства; БУ служит для индикации, местного управления присоединением, а также выполняет ряд сервисных функций.

Структурная схема блока защиты и автоматики приведена на (рисунке 3.2). Блок БЗА имеет переднее присоединение, что обеспечивает удобство его обслуживания, и представляет собой крейт со вставными модулями, которые имеют следующее назначение.

Рисунок 3.2 - Структурная схема блока защиты и автоматики

Модуль датчиков тока и напряжения (далее МДТН) состоит из промежуточных трансформаторов и прецизионных усилителей.

Промежуточные трансформаторы обеспечивают гальваническую развязку сигналов и их предварительное масштабирование. Первичные обмотки трансформаторов обеспечивают заданную термическую и динамическую стойкость при перегрузках. Прецизионные усилители служат для точного масштабирования сигналов и согласования импедансом промежуточных трансформаторов и аналого-цифрового преобразователя. На лицевой панели МДТН установлены клеммные соединители X1…X6 для подключения внешних цепей от измерительных ТТ и Х7, так же измерительного ТН.

МДТН не требует настройки и регулировки в течение всего срока службы.

Модуль контроллера измерения и защит (МКИЗ) представляет собой модуль аналого-цифрового преобразования и обработки сигналов. Он обрабатывает аналоговые сигналы от ТТ и ТН. Электрические параметры через кросс - плату передаются в модуль контроллера автоматики, где и обрабатываются. Кроме того, МКИЗ осуществляет осциллографирование последних 16-ти аварийных процессов. Считывание осциллограмм из памяти МКИЗ осуществляется по интерфейсу RS - 232 блока БУ со скоростью 9600 бит/с.

Центральный модуль устройства ЦЗА-27,5-ФКС - модуль контроллера автоматики (МКА), имеет в своем составе следующие встроенные элементы: память программ; оперативное запоминающее устройство; электрически перепрограммируемое постоянное запоминающее устройство (ЭППЗУ).

Контроллер автоматики получает значения электрических параметров из МКИЗ и информацию о состоянии дискретных входов из плат ввода. На основании этой информации, а также значений программных уставок, хранящихся в ЭППЗУ, вырабатываются команды управления выходными реле в соответствии с алгоритмами защит, автоматики и управления устройства ЦЗА-27,5-ФКС.

Помимо выполнения функций автоматики этот контроллер передает информацию в блок управления и принимает от него команды управления, а также обеспечивает обмен по последовательным каналам с АСУ и ПЭВМ.

В энергонезависимом ППЗУ микроконтроллера хранятся параметры настройки устройства ЦЗА-27,5-ФКС (уставки), срок хранения при отключенном питании - не менее пяти лет.

Интерфейсы связи (ИС) с внешними устройствами (блок БУ, контроллер АСУ, ПЭВМ) выполнены с гальванической развязкой.

В устройство ЦЗА-27,5-ФКС может быть установлен модуль контроллера резервных защит МКРЗ (производства ВНИИЖТ), реализующий две резервные защиты: токовую отсечку и одну ступень дистанционной защиты.

Плата ввода дискретных сигналов (ПВ l) содержит 16 универсальных ячеек ввода, преобразующих входные сигналы постоянного или переменного тока напряжением 220 В (или 110 В) в логические уровни микросхем.

Плата вывода дискретных сигналов (ПВ2) содержит 15 электромагнитных реле и транзисторный ключ с оптоэлектронной развязкой. Малогабаритные реле обеспечивают требуемую гальваническую развязку. Транзисторные ключи используются в цепях отключения ВВ для увеличения быстродействия защит, работающих без выдержки времени.

Модуль питания (МП) преобразует первичное напряжение питания (постоянное, переменное или выпрямленное) в три вторичных напряжения постоянного тока, необходимых для работы блока БЗА: +5 В и ± 15 В. Модуль питания не чувствителен к изменению полярности постоянного или выпрямленного питающего напряжения и обеспечивает нечувствительность устройства ЦЗА-27,5-ФКС к перерывам питания до 1 с.

В состав блока управления входит плата контроллера и плата индикации.

Связь блока управления с БЗА осуществляется по соединительному кабелю SCFI4. С помощью БУ осуществляется управление работой всего устройства ЦЗА-27,5-ФКС в режиме местного управления. Для этого на лицевой панели БУ расположены соответствующие кнопки и светодиоды.

3.2 Система защит при использовании ЦЗА-27,5-ФКС

Современным микропроцессорным устройством защиты питающей линии контактной сети 27,5 кВ является устройство цифровой защиты и автоматики питающей линии контактной сети 27,5 кВ ЦЗА-27,5-ФКС.

а) Токовая отсечка (ТО) является защитой мгновенного действия на отключение по значению первой гармонической составляющей тока. Время срабатывания ТО при кратности тока короткого замыкания по отношению к току уставки 1,2 не более 25 мс, а при кратности 2,0 - не более 20 мс.

б) Токовая отсечка по мгновенному значению тока (ТО 2) является защитой с мгновенным действием на отключение. При этом уставка по току для ТО2 вводится, соответственно, в мгновенных значениях тока.

При выборе уставки ТО 2 следует учитывать, что в аварийной ситуации мгновенное значение тока может превышать действующее значение установившегося тока короткого замыкания в 2,82 раз (I_ТО2 2,82 I_ТО).

Время срабатывания ТО 2 при кратности тока короткого замыкания по отношению к току уставки 1,2 не более 12 мс, а при кратности 2…7 мс.

в) Дистанционная защита, реализуемая в устройстве ЦЗА-27,5-ФКС, имеет четыре ступени. Первая ступень дистанционной защиты может быть выбрана как направленной, так и ненаправленной, с помощью соответствующего программного ключа.

Ненаправленная дистанционная защита (ННДЗ) является защитой на отключение по значению модуля полного сопротивления. ННДЗ может работать с блокировкой по току или блокировкой по напряжению. Время срабатывания ННДЗ при кратности тока короткого замыкания по отношению к току уставки 1,2…40 мс, а при кратности 2…35 мс.

Направленная дистанционная защита (НДЗ) является защитой на отключение или сигнализацию. Зоны срабатывания первых трёх ступеней НДЗ имеют вид секторов на плоскости комплексного сопротивления, ограниченных сверху дугами, соответствующими значению уставки по модулю полного сопротивления, и двумя значениями углов, задаваемых своими уставками по углу.

НДЗ первой ступени (НДЗ1) является защитой мгновенного действия, а остальные ступени (НДЗ2 НДЗ4) являются НДЗ с программно задаваемой задержкой времени срабатывания. Время срабатывания НДЗ1 при кратности тока короткого замыкания по отношению к току уставки 1,2 не более 40мс, а при кратности 2,0 - не более 35мс

Для защиты от близких КЗ, вызывающих существенное снижение напряжения, первые три ступени НДЗ автоматически резервируются соответствующими ступенями резервной токовой защиты (РТЗ1 РТЗ3). Причем НДЗ2 и РТЗ2, а также НДЗ3 и РТЗ3 имеют соответственно единые элементы выдержки времени. Автоматическое переключение на РТЗ осуществляется при значении напряжения на питающей линии ниже значения константы минимального напряжения, равной 3% от номинального напряжения.

Третьи ступени НДЗ и РТЗ могут работать на отключение или на сигнализацию.

Предусмотрена программная отстройка второй и третьей ступеней НДЗ от токов тяговой нагрузки в контактной сети и от бросков токов намагничивания в трансформаторах электровозов. Отстройка осуществляется путем коррекции измеренного действующего значения первой гармонической составляющей тока питающей линии и измеренного значения полного сопротивления нагрузки питающей линии, если коэффициент гармоник (К_гу) превышает заданную уставку.

Четвертая ступень НДЗ (НДЗ4) имеет зону срабатывания на плоскости комплексного сопротивления в виде четырехугольника, ограниченного:

- слева - положительными значениями активного сопротивления;

- справа - уставкой по значению полного сопротивления;

- снизу и сверху - уставкой по модулю реактивного сопротивления.

С целью отстройки от токов нагрузки в контактной сети предусмотрена блокировка НДЗ4 при превышении значением коэффициента гармоник величины соответствующей уставки К_гу. Для отстройки от уравнительных токов предусмотрена блокировка по условию примерного равенства токов смежных питающих линий - |I1-I2| < 20 А.

Четвертая ступень НДЗ может работать на отключение или на сигнализацию.

Таким образом, используя ЦЗА-27,5-ФКС полностью удовлетворяются требования [1,2]. При этом зона, отключаемая со временем 0,45 с. Составляет 40 % (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 - Зоны отключения

3.3 Пост секционирования контактной сети переменного тока с интеллектуальными терминалами ИнТер

Современный пост секционирования на выключателях отличается введением новых функций: определением устойчивого (проходящего) в отключенной контактной сети и определением места повреждения [4].

Указанные функции пост секционирования приобрел в связи с включением на каждом выключателе питающей линии контактной сети интеллектуального терминала присоединений (далее -- терминала) серии ИнТер (рисунок 3.4). Разработчик и изготовитель поста секционирования терминала ИнТер ООО «НИИЭФА-ЭНЕРГО». При совместном применении этих функций, в частности после аварийного отключения выключателя и определения места повреждения, решается вопрос о возможности повторного включения выключателя.

По каналам ТУ - ТС телемеханики информация от терминала ИнТер передается в диспетчерскую для принятия соответствующих мер по восстановлению напряжения (автоматически или оперативно энергодиспетчером).

Рисунок 3.4 - Схема поста секционирования НИИЭФА-ЭНЕРГО для двухпутных участков железных дорог ПСК-27,5 с интеллектуальными терминалами ИнТер

Где 1QП1-4QП1 - выключатель поста секционирования; 1TA1-4TA1, ТА1, TA2 - трансформатор тока; 1TV1-4TV1 - трансформатор напряжения; 1FV1-4FV1 - ограничитель перенапряжения; 1FU1-4FU1 - предохранитель;

A1 - шкаф управления питающих линий; A2 - шкаф телемеханики;

1A1-4A1 - терминал ИнТер.

Введение функции определения устойчивого (проходящего) стало возможным в связи с наличием в проектном варианте поста секционирования трансформаторов напряжения ТV на каждой питающей линии контактной сети

Разберем принцип работы рассматриваемых функций:

а) Функция определения устойчивого (проходящего) КЗ в отключенной контактной сети по остаточному напряжению.

После аварийного отключения выключателя, питающего контактную сеть, на котором произошло КЗ, электровозы некоторое время (до 1,5…2 с) продолжают генерировать напряжение от асинхронной машины -- фазорасщепителя «старых» электровозов (например, ВЛ-80С) или от асинхронных вспомогательных машин собственных нужд «новых» электровозов [8] (например, 2ЭС5К, 3ЭС5К, рисунок 3.5)

Рисунок 3.5 - Упрощенная схема питания вспомогательных машин (ВМ) переменного тока с вращающимся фазорасщепителем (ФР), пусковым двигателем (ПД) (а), со статическим конденсаторным расщепителем фаз (б) Где Тр -- трансформатор; Сф -- симметрирующий конденсатор; Сп -- пусковой конденсатор; К -- главный выключатель электровоза; Км, Км2 - пускатели асинхронных машин; Км1 -- переключатель конденсаторов.

В последние годы в электровозах «Ермак» устанавливают дополнительно пусковой двигатель НБА55, работающий без нагрузки и выполняющий функции расщепителем фаз. Указанный момент увеличивает общую мощность асинхронной нагрузки.

Генерируемое напряжение асинхронных машин в режиме выбега называют остаточным. При работающих машинах его частота постепенно снижается: за 2 с на 46…47 Гц и ниже. Тем самым асинхронные машины генерируют напряжение частотой ниже 50 Гц. Обычно контролируется напряжение частотой 48…48,5 Гц, наличие которого определяет:

- отсутствие в контактной сети;

- отключение всех источников напряжения частотой 50 Гц на рассматриваемом участке контактной сети.

Общая мощность вспомогательных машин на электровозах переменного тока (мотор - вентиляторы, мотор - компрессоры) составляет 7…10 % от общей мощности тяговых двигателей при потреблении ими до 10 % электроэнергии, затрачиваемой на тягу. Мощность фазорасщепителя соизмерима с мощностью вспомогательных машин. Таким образом, мощность асинхронных двигателей такова, что можно достаточно точно измерить остаточное напряжение с помощью трансформатора напряжения ТН-27,5 кВ, установленного в тяговой сети (например, у тяговой подстанции).

При устойчивом КЗ в любой точке тяговой сети систем 27,5 и 2Ч25 кВ указанное напряжение близко к нулю, так как сопротивление асинхронных двигателей электровоза на несколько порядков больше сопротивления тяговой сети [11]. Если остаточное напряжение близко к нулю, то это является условием необходимости блокировки автоматического повторного включения (АПВ).

Время быстродействующего автоматического повторного включения.

Практика работы быстродействующего АПВ (БАПВ) со временем 0,5 с на Горьковской железной дороге показала, что могут быть случаи повторного после срабатывания БАПВ (т.е. случаи неуспешного срабатывания БАПВ, по опыту эксплуатации их не более 5 % от всех аварийных отключений). Это объясняется тем, что обычно остаточное напряжение не более 6…10 кВ, а при включении выключателя подается в контактную сеть напряжение 27,5 кВ.

Анализ аварийных ситуаций показал, что в связи со спецификой процесса деионизации дуги в месте повреждения в тяговом электроснабжении с ростом времени бестоковой паузы в пределах 0,5…2 с. растет надежность повторного включения. При этом следует учесть особенности работы электрифицированного участка.

Для удержания схемы диодного электроподвижного состава (далее ЭПС) в тяговом режиме следует вводить БАПВ со временем задержки 0,5…0,7 с. Это требование распространяется на участки с тяжеловесным движением и с подъемами свыше 6 ‰. На равнинных участках с подъемами менее 6 ‰ в случае бестоковой паузы более 0,5…0,7 с, схема ЭПС также будет разбираться, и состав остановится, однако после остановки поезд самостоятельно, без вспомогательного электровоза, сможет продолжить движение. К сожалению, у ЭПС с выпрямительно-инверторным преобразователем (ВИП) даже при кратковременном исчезновении напряжения в контактной сети (0,2…0,3 с) система управления тиристорами теряет синхронизацию с сетью. Поэтому «удержание» ЭПС в тяговом режиме при БАПВ исключается. При этом в ряде публикаций (например, при испытаниях автоматической нейтральной вставки в контактной сети) утверждается необходимость модернизации схем электровоза для сохранения тягового режима ЭПС при кратковременных исчезновениях напряжения в контактной сети.

Если говорить об удержании схемы постов секционирования на разъединителях, во включенном состоянии, в аварийной обстановке на контактной сети, то здесь время БАПВ можно установить в пределах 0,5…2 с.

В частности, при БАПВ в 2 с время «разбора» поста секционирования должно быть 2,5…3 с.

Таким образом, БАПВ следует выполнять со временем 0,5 с для удержания схемы диодных ЭПС в тяговом режиме на участках с подъемами более 6 ‰ на период аварийного процесса в тяговой сети. В остальных случаях БАПВ можно выполнять с повышенным временем до 2 с. Как следствие указанного момента: на каждой меж подстанционной зоне следует рассчитывать время задержки БАПВ в пределах 0,5…2 с.

Итак, особенностью функции определения устойчивого КЗ, основанной на остаточном напряжении, является кратковременность его действия, т.е. с его помощью можно формировать только быстродействующее АПВ (т.е. БАПВ со временем 0,5…2 с). Для определения устойчивого (проходящего) КЗ через более длительный промежуток времени используют факт наличия наведенного напряжения в отключенной контактной сети.

б) Функция определения устойчивого (проходящего) КЗ в отключенной контактной сети по наведенному напряжению.

Наведенное напряжение в отключенной контактной сети формируется от контактной сети соседнего пути и (или) от линии ДПР. От контактной сети соседнего пути в системах электроснабжения 27,5 и 2Ч25 кВ наведенное напряжение составляет 3…5 кВ и более.

При устойчивом КЗ наведенное напряжение электрического характера приближается к нулю. Что касается наведенного напряжения магнитного характера, то оно зависит от нагрузки контактной сети соседнего пути. Но в любом случае оно значительно меньше наведенного напряжения электрического характера.

Следует учесть особенности наведенного напряжения:

- при отключении в отключенной контактной сети раньше возникает остаточное напряжение от асинхронных машин ЭПС и только через 1,5…2 с после отключения собственных нужд электровоза, т.е. после исчезновения остаточного напряжения появляется наведенное напряжение. Это обстоятельство ограничивает возможности наведенного напряжения в реализации БАПВ и применяется при АПВ со временем задержки более 2…3 с, кроме того, наведенное напряжение успешно применяется при отыскании зоны повреждения без опробования изоляции контактной сети путем включения выключателей;

- в классической схеме защиты меж подстанционной зоны, когда при отключается «четвертушка» меж подстанционной зоны, для основного АПВ (АПВ 2) применяется контроль по наведенному напряжению, т.е. при устойчивом КЗ вводится блокировка АПВ на выключатели поста секционирования.

3.4 Принцип работы аппаратуры УККЗ

Устройство УККЗ с контролем остаточного напряжения в отключенной контактной сети обладает превосходным свойством, контролируя частоту остаточного напряжения (принят контроль граничной частоты 48,5 Гц и ниже), одновременно контролирует отключенное состояние выключателей на смежной подстанции. При работе вторых ступеней дистанционных защит на смежной подстанции время, когда появится остаточное напряжение после аварийного отключения рассматриваемой питающей линии, с УККЗ не будет превосходить 0,5 с (с учетом ступени электронных защит 0,3 с).

Это значит, что в этот момент ещё сохранится остаточное напряжение, на которое будет реагировать УККЗ.

Указанное свидетельствует о том, что, в частности, для условий Горьковской ж.д. с постами на разъединителях возможно осуществление быстродействующего БАПВ с задержкой 0,5…0,7 с. При этом уставка по времени минимальной защиты на «разбор» поста секционирования составит 1…1,2 с.

Таким образом, преимущество устройства УККЗ с контролем остаточного напряжения в том, что оно контролирует состояние отключенной контактной сети (т.е. определяет момент отключения всех выключателей, питающих рассматриваемую межподстанционную зону), и поэтому может выполнить быстродействующее БАПВ.

И отсюда ещё важное преимущество -- возможность выполнения быстродействующего БАПВ для быстрой подачи напряжения на ЭПС. Особенно это важно при тяжеловесном движении. Известны случаи на Горьковской ж.д., когда поезда массой 9 тысяч тонн, даже при успешном штатном АПВ в 4...6 с останавливаются на подъемах. В этом случае дорога терпит значительный материальный ущерб.

Недостаток УККЗ с контролем остаточного напряжения -- можно контролировать проходящее (устойчивое) только 1…2 с, т.к. затем остаточное напряжение пропадает.

Кроме того, и это главное, при новых электровозах без фазорасщепителей остаточное напряжение отсутствует, и поэтому аппаратура УККЗ в этом случае не работает. и наконец, при отсутствии ЭПС на контролируемом участке УККЗ также не работает.

И ещё один недостаток УККЗ, связанный с быстродействующим АПВ. При случайном заезде токоприемника на секционный изолятор (воздушный промежуток), одна ветвь которого заземлена (например, при работах на секции контактной сети), питающая линия контактной сети отключается от защиты. БАПВ не срабатывает, так как время прохода токоприемника по секционному изолятору (воздушному промежутку) более 0,5…1 с. При этом штатное АПВ (у которого время задержки, как правило, 2…6 с), успешно срабатывает. Таким образом, встает вопрос об увеличении времени БАПВ, хотя бы до 1,5 с.

Это возможно сделать, при этом задержку на срабатывание минимальной защиты постов секционирования на разъединителях можно увеличить до 2…2,5 с. Однако при этом теряем важную функцию БАПВ: при такой выдержке времени БАПВ схема отечественных электровозов (например, ВЛ80^С) «разбирается» с известными последствиями [7].



3.5 Принцип работы аппаратуры УПКЗ

В связи с указанными недостатками УККЗ предложен способ определения устойчивого (проходящего) по наведённому напряжению - используется аппаратура УПКЗ.

Преимущества УПКЗ:

- способ определения в отключенной контактной сети, реализованный в УПКЗ, применим независимо от типов ЭПС;

- контроль наведенного напряжения не ограничен временем в 1…2 с, как это было в предыдущем способе. Это позволяет формировать вторую функцию этого способа: определять зону повреждения без опробования контактной сети включением выключателя на КЗ.

Недостатки УПКЗ. Невозможно выполнить быстродействующее БАПВ с временем 0,5 с. Это объясняется тем, что при этом способе простыми методами нельзя быстро проконтролировать момент отключения питающих линий на смежной подстанции. Поэтому приходиться считать, что отключение на смежной подстанции происходит защитами 2-й и 3-й ступеней и принимать, что аппаратура УПКЗ должна проверять наведенное напряжение не раньше, чем через 0,7…1 с. Таким образом, напряжение в контактную сеть можно подать через 1 с и более. На основании данных за это время схема ЭПС -- «разбирается» и на её восстановление машинисту требуется не менее 1...2 мин.

На основании сказанного следует, что аппаратуру УПКЗ можно применять в следующих случаях:

- для блокировки штатного АПВ (время штатного АПВ по опыту Горьковской ж.д. обычно 4…6 с);

- для организации процесса поиска зоны повреждения без опробования контактной сети включением выключателя;

- для участков с постами секционирования (ПС) с групповыми защитами минимального напряжения с целью «удержания» постов во включенном состоянии при проходящих. В этом случае выдержка времени минимальной защиты ПС устанавливается до 1,5…2,5 с [7].

3.6 Расчёты наведенного напряжения

3.6.1 Электрическое влияние. Однопутный участок с линией ДПР

Величину наведенного напряжения в этом случае можно рассчитать по упрощенной формуле [26]:

,

Где U_B - напряжение влияющей линии, U_B = 27,5 кВ;

kэ - коэффициент, характеризующий ёмкостную связь между влияющими и подверженными влиянию проводами, зависящий от расстояния между ними (для однопутного участка kэ = 0,4);

b - расстояние от головки рельса до эквивалентного контактного провода;

c - высота подвеса влияющей линии;

l - общая длина участка;

lэ - длина одного из участков, (перегона или станции);

pэ, gэ - коэффициенты экранирования заземленными воздушными проводами и сплошными рядами деревьев, при наличии такого экранирования принимают 0,7, при отсутствии экранирования, а также для тяговой сети,

pэ = gэ = 1;

а_i - ширина сближения влияющей линии и подверженной влиянию линии на определенном i-ом участке.

Для примера возьмем следующие исходные данные:

Высота подвески линии ДПР b = 8м, контактной сети c = 6 м расстояние между линией ДПР и отключенной КС а = 6,8м, U_ДПР = 27,5кВ, k_Э = 0,4, линии расположены параллельно относительно земли и друг друга.

,

Данный вариант расчета подходит при случае участка пути с двумя электрифицированными путями, без линии ДПР, при одном отключенном пути и отсутствии поездов на втором пути.

Другим методом расчета наведенного напряжения является метод зеркальных изображений, который учитывает взаимное расположение проводов, угол сдвига фаз в данных проводах. Суть данного метода заключается в следующем. Заряд ф создаст в точке М некий потенциал.

Так как вследствие электростатической индукции от заряда ф на поверхности земли выступают заряды, которые в точке М создают другой потенциал, то суммарное значение потенциала в этой точке ц_м будет равно сумме указанных двух потенциалов (рисунок 3.6).

Согласно положениям электротехники 22, если поместить на расстоянии h от поверхности земли такой же заряд , но с обратным знаком (точка 1), то оба заряда и (-) наведут в точке М тот же потенциал _м.

_м =, (3.2)

Где

Рисунок 3.6 - Схема для пояснения метода зеркальных изображений

Принимаем, что геометрические и электрические оси проводов совпадают, тогда a_1м, b_1м - это расстояния от точки М до геометрических центров проводов.

Рисунок 3.7 - Схема для определения потенциала на поверхности провода

Если поместим точку М на поверхность провода с радиусом r точка 1, (рисунок 3.6), то а_1м = r b_1м = 2h - r = 2h; так как h >> r, то

₁ = q ln (3.3)

В формулах (3.2), (3.3) величины:

(3.4)

(3.5)

называют взаимными и собственными потенциальными коэффициентами.

В качестве влияющего провода возьмем одиночный контактный провод К. Заданы величины: потенциал контактного провода _к, радиусы проводов, расстояния между проводами, расчетная схема, представленная на (рисунке 3.7)

Требуется найти потенциал смежного провода _с. Потенциалы _к, _с и линейные заряды проводов _к и _с будут связаны следующим образом:

_к = _ккк +_скс , (3.6)

_с = _кск + _ссс,

Где _кк и _ск = _кс будут определяться по формулам (3.4) и (3.5) соответственно.

Рисунок 3.8 - Расчетная схема для одного контактного провода

Уравнения (3.6) называются уравнениями Максвелла.

Заряд смежной линии отсутствует (отключенный участок контактной сети), поэтому принимаем _с = 0 тогда из первого уравнения системы (3.6) получаем _к = _к /_кк, а из второго уравнения

(3.7)

, (3.8)

Где r_к - радиус контактного провода.

Подставив значения _кс и _кк в формулу (4.7), получим:

(3.9)

Далее, по данным (рисунка 3.8) находим:

(3.10)

Значение x очевидно из формулы (3.10), в нашем случае x<1. Логарифмическую функцию можно разложить в ряд:

(3.11)

Так как x <1, то в формуле (3.11) с достаточной степенью точности можно ограничиться первым членом, то есть:

(3.12)

Обозначив , c учетом формулы (3.12) выражение (3.9) приведем к виду:

(3.13)

Мы видим, что полученная формула ничем не отличается от формулы (3.3).

Рассмотрим расчет наведенного напряжения в отключенной контактной сети от двухпроводной линии ДПР методом зеркальных изображений.

На (рисунке 3.9) представлена расчетная схема для однопутного участка контактной сети с цепной подвеской (точка 3) и проводами ДПР (точки 1 и 2), расположенными с полевой стороны опор.

Рисунок 3.9 - Расчетная схема для однопутного участка с линией ДПР

Для упрощения выводов трос и провод контактной сети заменяется одним эквивалентным проводом [23], его радиус находится по формуле

(3.14)

Где n - количество проводов r_o - радиус одного провода r_p - радиус окружности, по которой располагаются провода расщепленной фазы. В нашем случае n = 2, r_o = r_ср = 0,0056 м (средний радиус контактного провода и несущего троса); r_p = a_cp / 2 = 1,6 / 2 = 0,8 м (а_ср - среднее расстояние между контактным проводом и несущим тросом). После вычисления по формуле (3.14) получим r_э = 0,095 м. Для системы из трех проводов, представленных на (рисунок 3.4) с зарядами на единицу длины ₁, ₂, ₃ и потенциалами ₁, ₂, ₃ , уравнения Максвелла запишутся в виде: