Устройства контроля проходящего короткого замыкания в контактной сети переменного тока

₁ = ₁₁₁ + ₂₁₂ +₃₁₃

₂ = ₁₂₁ + ₂₂₂ + _{3 23} (3.15)

₃ = ₁₃₁ + ₂₃₂ + ₃₃₃,

Где - собственные потенциальные коэффициенты, определяемые по формуле (5.8)_км - взаимные потенциальные коэффициенты, вычисляемые по формуле (5.7). Не трудно доказать, что _км = _мк, т.е. ₁₂ = ₂₁, ₁₃ = ₃₁, ₂₃ = ₃₂.

Линия ДПР - под напряжением, с контактного провода напряжение снято, он изолирован. Необходимо найти потенциал этого провода _з.

В уравнениях (3.15) = 27 кВ, = 27е, так как , - напряжения двух плеч питания тяговой подстанции, угол между которыми 120 градусов и от которых питаются провода 1 и 2 ДПР. Поскольку провод 3 отключен, ₃ = 0, с учетом этого перепишем первые два уравнения системы (3.15):

₁ = ₁₁₁ + ₂₁₂ (3.16)

₂ = ₁₁₂ + ₂₂₂,

отсюда найдем неизвестные заряды ₁ и ₂:

После подстановки значений ₁, ₂, ₃ в последнее уравнение системы (3.15) получим

(3.17)

Высота подвески эквивалентных проводов контактной сети и линии находится в пределах 7,5-8,5 м, примем h₁ = h₂ = h₃ = 8 м. При габарите опор контактной сети 3,1 м, диаметре опоры 0,5 м, будем иметь: а₁₂ = 1,6 м;

а₂₃ = 5,2 м; а₁₃ = 6,8 м.

Поэтому:

.

.

Для линий ДПР, как правило, используют провода А-50, А-70, примем их радиусы тогда по формулам (3.4) и (3.5) рассчитываем:

;;

;

В результате расчета, для взятых исходных данных, по формуле (3.17) получим ₃ =0,75 + j3,8 или ₃ = 3,9 кВ.

3.6.2 Расчёт наведенного напряжения действующего участка контактной сети

Величину наведенного напряжения перегона разъезд 281 км - Шониха можно рассчитать согласно формуле (3.1):

;

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 - расcтояние 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 участке.

Для примера возьмем следующие действующие параметры перегона:

Высота подвески линии ДПР b= 8м, контактной сети c= 6,3 м расстояние между линией ДПР и отключенной КС а=7,8м, U_ДПР=27,5кВ, k_Э=0,4, линии расположены параллельно относительно земли и друг друга.

,

Исходя из расчётов видно, чем дальше линия ДПР под нагрузкой от отключенной КС, тем меньше воздействующее электромагнитное влияние на отключенную токоведущую часть.

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

Участок с постом секционирования на выключателях и с селективной защитой (рисунок 3.10), при КЗ в любой точке меж подстанционной зоны аварийно отключаются одна питающая линия Q тяговой подстанции (ТП) и одна питающая линия поста секционирования. После этого при проходящем терминал «ИнТер» с помощью трансформатора напряжения ТН фиксирует отсутствие на отключенном участке и дает команду на основное (штатное) АПВ аварийно отключенного питающей линии контактной сети тяговой подстанции [22]. Затем включается аварийно отключенная питающая линия контактной сети ПС по зависимому АПВ с помощью трансформатора напряжения ТН ПС со временем tАПВ = 0,5 с. Необходимость времени основного АПВ составляет 4… 6 с диктуется следующим. Известны из практики случаи заезда токоприемника на воздушный промежуток, заземленный с другой стороны для производства работ на контактной сети. В этом случае существует на время прохода воздушного промежутка (0,5… 1 с). Кроме того, в общем случае также известно по опыту эксплуатации, что с увеличением времени АПВ повышается вероятность успешного АПВ. Этим определяется и оправдывается время основного АПВ = 4…6 с, много десятилетий работающего на питающих линиях контактной сети. Время АПВ по смежным питающим линиям должно отличаться на 0,3…0,5 с для снижения воздействия на аккумуляторную батарею. Развитие тяжеловесного и скоростного движения на отечественных дорогах предъявляет новые требования к работе АПВ питающих линий контактной сети. Электровозы типа ВЛ80С при снятии напряжения с контактной сети работают в режиме выбега и команда на отключение силовой схемы и схемы собственных нужд подается от реле оборотов фазорасщепителя через 0,8…2 с (в последних сериях заменено на реле напряжения обмотки собственных нужд электровоза). Поэтому для исключения разбора схемы электроподвижного состава необходимо быстродействующее АПВ со временем срабатывания 0,5 с. Быстродействующее tАПВ = 0,5 с необходимо, прежде всего, для участков с подъемами более 6 ‰, по которым движутся грузовые поезда массами более 6000 т, чтобы за время АПВ, при проходящих, схема ЭПС не разбиралась. В противном случае (даже при основном АПВ в 4…6 с) схема ЭПС поезда повышенной массы и длины разбирается. Чтобы восстановить тяговый режим, необходимо 1…2 мин. За это время поезд массой свыше 6 тыс. т на подъеме более 6 ‰ может остановиться с вытекающими негативными последствиями. В этом случае БАПВ со временем 0,5 с исправит ситуацию для грузовых ЭПС (например, для распространенных ВЛ80С), так как за указанное время схема ЭПС не успеет разобраться.

Таким образом, БАПВ питающих линий контактной сети при проходящих в контактной сети обеспечивает нормальную работу ЭПС в штатном режиме. К сожалению, на ЭПС без фазорасщепителей (локомотивы серии ЭП1, высокоскоростной электропоезд «Сапсан» и др.) при снятии напряжения с контактной сети схема быстро разбирается (менее чем за 0,2 с). Поэтому в таких случаях БАПВ не применяют. Предложение здесь одно -- на новом ЭПС следует

Рисунок 3.10 - ПСК на выключателях с селективной защитой

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

Известен недостаток работы участка с селективными защитами -- 15 % зоны вблизи тяговых подстанций и ПС отключаются с выдержкой времени 0,3…0,5 с [9]. Следовательно, в этих зонах существует вероятность пережога контактной подвески. Поэтому в Руководящих указаниях по релейной защите систем тягового электроснабжения предлагается для исключения пережога переходить на неселективный способ работы релейной защиты [23]. В них также указано, что надо установить нулевые выдержки времени на всех защитах, не изменяя остальные уставки, рассчитанные для варианта с селективными защитами. Такой вариант неселективных защит выполнен на Южном ходу Горьковской дороги с ПС на масляных выключателях, и его реализация стала возможной лишь при надежном отключении на шинах смежной подстанции. Эти участки работают следующим образом. При КЗ в любой точке отключаются все четыре выключателя Q смежных тяговых подстанций, далее в бестоковую паузу отключаются все питающие линии поста секционирования ПС по команде от ТН ПС. Затем по АПВ включаются все выключатели питающих линии тяговых подстанций. При устойчивом КЗ отключается та питающая линия, в зоне которого устойчивое. Как видно, АПВ исправляет неселективную работу защит, но возможно включение питающей линии на КЗ с последующим аварийным отключением. В этом случае вновь возникает повышенная вероятность пережога. Чтобы его предотвратить, следует использовать терминалы «ИнТер» с блокировкой АПВ, причем АПВ может быть основным или быстродействующим. Для данного варианта схемы электроснабжения уместно применить частично-неселективную защиту с терминалами «ИнТер». Ее особенность состоит в том, что при переходе к этой защите от селективного варианта меняется только настройка уставок первых зон дистанционных защит питающих линий контактной сети подстанций и постов секционирования: с увеличением их зон настройки 0,85…1,15 защищаемой зоны. Тем самым, если при неселективной защите неселективно отключается любое КЗ на межподстанционной зоне, то при частично-неселективной защите отключаются неселективно только 15 % меж подстанционной зоны, у подстанции. Ее особенность в рассматриваемой схеме питания заключается в том, чтобы ПС отключался с нулевой выдержкой времени.

Рисунок 3.11 - ПСК на выключателях с неселективной защитой

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

Когда появилась возможность включения неселективных защит и обеспечение защитой всей меж подстанционной зоны от КЗ на шинах смежной подстанции, то логическое продолжение -- переход на ПС с разъединителями.

Практически весь Северный ход Горьковской дороги оборудован ПС на разъединителях. При этом решены две задачи: до минимума снижены пережоги контактной подвески и до минимума снижены затраты на обслуживание ПС. Схема автоматики ПС работает следующим образом [10]. При в любой точке отключаются все четыре выключателя Q смежных тяговых подстанций ТП1 и ТП2. Далее, в бестоковую паузу отключаются все разъединители поста секционирования ПС по команде от ТН ПС, затем по АПВ включаются все выключатели питающих линий Q тяговых подстанций. При устойчивом КЗ отключается только та питающая линия, в зоне которого устойчивое КЗ.

На ряду направлений Российских железных дорог, уже много десятилетий успешно реализованы схемы питания тяговой сети с постами секционирования на разъединителях (Горьковская и Красноярская). Это реальный пример перехода на эффективный метод эксплуатации мало обслуживаемых ПС, работающих более 50 лет. При введении БАПВ здесь решаются две проблемы. Во-первых, нормализуется работа ЭПС при аварийных отключениях в тяговой сети, так как схема электровоза не успевает разобраться. Во-вторых, при работе БАПВ питающей линии контактной сети тяговой подстанции не успевает «разобраться» пост секционирования на разъединителях. В данном случае автоматика БАПВ, при КЗ проходящих (таких составляет около 90 %), идеально выполняет свою функцию: за время провала напряжения (за время АПВ 0,5 с) эксплуатационный персонал систем тягового электроснабжения и локомотивные бригады ЭПС не почувствуют кратковременное снятие напряжения в контактной сети. На Горьковской магистрали накоплен многолетний опыт успешной работы БАПВ. Основываясь на нем, можно утверждать, что время АПВ = 0,5 с для питающих линий контактной сети решает одновременно две задачи: не разбирается ПС при проходящих не разбирается схема ЭПС при проходящих . Если нет необходимости удерживать схему ЭПС, то целесообразно использовать время ускоренного АПВ, которое можно увеличить до 1…1,5 с с целью более надежного включения выключателя по АПВ.

Рисунок 3.12 - ПСК на разъединителях с неселективной защитой

3.7.4 Пост секционирования на однофазных реклоузерах 25 кВ

С разработкой и изготовлением однофазных реклоузеров ОР-27,5 (ЗАО «ГК Таврида Электрик») на базе трехфазных реклоузеров 35 кВ [21] появилась возможность изготовить компактные посты секционирования контактной сети переменного тока. Реклоузер ОР-27,5 представляет собой единую конструкцию, куда входят вакуумный выключатель, трансформаторы тока и напряжения. Завод-изготовитель предлагает конструкции ОР-27,5 монтировать на опоре контактной сети. В любом случае, где бы не были смонтированы реклоузеры, применение ОР-27,5 приведет к упрощению схемы поста секционирования, уменьшению габаритных размеров и в целом к снижению его стоимости и текущих затрат на содержание. Целесообразно применение новой схемы автоматизации совместно с постами секционирования на реклоузерах. Пункты параллельного соединения контактной сети (ППС) также рекомендуется выполнять на реклоузерах.

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

Изобретение относится к устройствам электроснабжения железнодорожного транспорта, и в частности, к электроснабжению постов секционирования контактной сети переменного тока

Известно устройство поста секционирования (ПС) на управляемых разъединителях с формированием неселективной защиты меж подстанционной зоны. Основная особенность постов секционирования на разъединителях - простота выполнения, надежность работы и минимальные эксплуатационные затраты на обслуживание.

Поэтому практически весь Северный ход Горьковской ж.д. использует ПС на разъединителях с одним трансформатором напряжения в шине ПС.

При КЗ, в контактной сети отключаются питающие линии контактной сети на тяговых подстанциях, подключенных к рассматриваемой меж подстанционной зоне, и в бестоковую паузу отключаются разъединители поста секционирования (ПС). Принимаем за прототип устройство поста секционирования на разъединителях по (рисунку 3.12):

Устройство автоматизации поста секционирования контактной сети переменного тока на разъединителях с трансформатором напряжения в шине поста секционирования и реле напряжения с размыкающим контактом, подключенного к нему, содержащим реле времени, действующим на отключение разъединителей в бестоковую паузу

Недостатки прототипа. Независимо от вида (проходящее или устойчивое) пост ПС всегда «разбирается» (отключаться) и остается отключенным до момента включения его по команде энергодиспетчера. В то же время при проходящих КЗ нет необходимости отключать разъединители ПС, а число их обычно достигает 90% от всех.

Примечание: проходящие КЗ - исчезают (самоликвидируются) при отключении напряжения, а устойчивые КЗ - не исчезают.

Цель полезной модели. При проходящих КЗ не отключать ПС, тем самым повысить эксплуатационную надежность электроснабжения.

Для реализации цели полезной модели введено устройство контроля проходящего КЗ в тяговой сети с выходным размыкающим контактом, который формирует с последовательно соединенным размыкающим контактом реле напряжения цепочку на включение реле времени.

На (рисунке 3.13) представлена схема устройства полезной модели,

Где введены следующие обозначения:

1 - участки контактной сети;

2 - разъединители, управляемые поста секционирования (ПС);

3 - шина ПС;

4 - трансформатор напряжения;

5 - реле напряжения;

6 - устройство контроля проходящего (УККЗ);

7 - замыкающий контакт реле напряжения;

8 - реле времени;

9 - замыкающий контакт реле времени;

10 - выходной размыкающий контакт УК;

11 - реле промежуточное отключения разъединителя;

12 - короткое замыкание (КЗ).

Рисунок 3.13 - Новый алгоритм поста секционирования контактной сети переменного тока на разъединителях

Устройство работает следующим образом. При КЗ в любой точке контактной сети 1 меж подстанционной зоны отключаются четыре выключателя на смежных тяговых подстанциях и далее снижается напряжение на шинах 3 ПС и трансформаторе напряжения 4 вплоть до нуля, замыкается размыкающий контакт 7 реле напряжения 5.

Если проходящее, то устройство УККЗ по фазе остаточного напряжения определяет факт наличия остаточного напряжения и размыкается выходной размыкающий контакт 11, разрывает цепь на реле времени 8 и разрывает цепь (контакт 9) на промежуточные реле 11 отключения разъединителей 2.

Если же устойчивое КЗ, то устройство УККЗ не сработает, замкнется контакт 9 и будет дана команда на отключение разъединителей 2.

Необходимость реле времени 8 - отстройка от переходных процессов и фиксация надежного формирования остаточного напряжения для устройства УК, генерируемого электроподвижным составом.

Устройство контроля проходящего (УККЗ) изготавливается в НИИЭФА-ЭНЕРГО в интеллектуальном терминале ИнТер. В новых вариантах постов секционирования, изготавливаемых НИИЭФА-ЭНЕРГО, защита и автоматика питающих линий контактной сети выполнена на терминалах ИнТер. Поэтому использование УККЗ ИнТер на посту секционирования не представляет трудностей.

Также применяется устройство УККЗ на посту секционирования, но принципиальное отличие предлагаемого устройства от указанного в том, что предлагаемое устройство предназначено для постов секционирования на разъединителях. Как следствие, УККЗ воздействует на включение выключателей поста секционирования, а в предлагаемом устройстве УККЗ блокирует отключение разъединителей.

Кстати, предлагаемое устройство автоматизации поста секционирования может применяться и на постах секционирования на выключателях, в тех случаях, когда по алгоритму автоматизации меж подстанционной зоны выключатели поста секционирования отключаются в бестоковую паузу (Южный ход Горьковской ж.д.)

Отметим ещё важное свойство применения УККЗ. Срабатывание УККЗ (контакта 10) свидетельствует о том, что одновременно действуют два фактора:

а) питающие линии контактной сети обеих смежных тяговых подстанций отключились от КЗ;

б) отсутствие устойчивого КЗ.

Поэтому оправдано не отключать («разбирать») ПС.

Экономический эффект применения предлагаемой полезной модели состоит в том, что при аварийных режимах в подавляющих случаях посты секционирования не будут «разбираться» и аварийный режим пройдет без негативных последствий.

Устройство автоматизации поста секционирования контактной сети переменного тока на разъединителях с трансформатором напряжения подключенным к шине, реле напряжения и реле времени, действующими на отключение разъединителей в бестоковую паузу. Схема отличается тем, что введено УККЗ в тяговой сети с выходным размыкающим контактом, формирующим последовательно соединенным размыкающим контактом реле напряжения и цепочку на включение реле времени.

Цель полезной модели.

При проходящих КЗ (самоликвидирующихся) не отключать ПС, тем самым повысить эксплуатационную надежность электроснабжения.

Для реализации цели полезной модели введено устройство контроля проходящего КЗ в тяговой сети с выходным размыкающим контактом, который формирует с последовательно соединенным размыкающим контактом реле напряжения цепочку на включение реле времени. В результате при проходящих КЗ, которых 90 % и более от всех ПС не будут отключаться, что повысит эксплуатационную надежность электроснабжения.



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

4.1 Проектный вариант поста секционирования с терминалом ИнТер

Проект поста секционирования с терминалом ИнТер заключается в следующем действии [12]:

- трансформатора напряжения TV, который установлен на здании ПСК Окская;

- трансформатора тока TA, установленного на выключателе Q ПСК Окская.

Вывода первичной обмотки трансформатора напряжения TV подсоединены: один конец заземлен, о другой установлен между выключателем и линейным разъединителем, к вторичной обмотке трансформатора напряжения TV подключён модуль датчиков тока и напряжения (МДТН) блока защиты и автоматики (БЗА) терминала ИнТер 27,5.

При подключении трансформаторов тока TA к токовым входам терминала ИнТер 27,5, следует заземлять вторичные обмотки TA на токовом клемнике, с дальнейшим подключением к модулю датчиков тока и напряжения (МДТН) блока защиты и автоматики (БЗА) терминала ИнТер 27,5.

Схема подключения электромагнитного привода выключателя приведен на (рисунке 4.1). Особенности этой схемы.

Команда включения ВВ подается через промежуточное реле (КТЛ) с большой коммутационной способностью, что исключает возможность повреждения выходного реле ИнТер при отказе привода выключателя выполнить операцию включения (когда ток в цепи контактора не отключается блок - контактом привода).

Сигнал РПО ВВ снимается с обмотки контактора включения (КМ), что позволяет контролировать не только отключенное положение выключателя, но и готовность выключателя к операции включения. Сигнал РПВ ВВ снимается с отключающей катушки (YA1), что позволяет контролировать готовность выключателя к операции отключения.

Команда отключения ВВ формируется двумя соединенными параллельно выходными сигналами «ВВ откл.» для надежности отключения. Один из этих сигналов формируется электронным ключом, что обеспечивает максимальное быстродействие токовых отсечек.

В цепь отключения заводятся также следующие сигналы:

а) «Отказ ИнТер», который отключает выключатель при выявлении самодиагностикой функции защит или при исчезновении питания блока;

б) кнопка аварийного отключения питающей линии (SB1), которая обеспечивает аварийное отключение питающей линии, минуя ИнТер-27,5-ФТС;

в) сигналы отключения от резервных защит: - сигнал отключения от смежной питающей линии либо сигнал отключения от внешнего устройства резервных защит. В последнем случае, чтобы иметь возможность выполнять АПВ и запись осциллограмм после аварийного отключения от этого устройства сигнал отключения подается также на дискретный вход терминала ИнТер-27,5- ФТС (XI:06).

Конденсаторы С1 и С2 - являются искрогасящими и предохраняют от «залипания» контакты выходных реле БЗА. Диоды VD1…VD3 служат для шунтирования обратного напряжения, возникающего при размыкании соответствующих индуктивных цепей [7].

Рисунок 4.1 - Схема подключения электромагнитного привода выключателя

Рисунок 4.2 - Однолинейная схема поста секционирования Окская с устройством контроля проходящих КЗ с терминалом ИнТер 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; А1 - шкаф управления питающих линий; А2 - шкаф телемеханики; 1А1, 1А2, 1А3 - терминалы ИнТер; RS - 485 - интерфейс подключения.

4.2 Существующий вариант ПСК с защитой УЭЗФМ

На (рисунке 4.3) изображена неэффективная действующая схема ПСК Окская без устройств контроля напряжения, с двухзонной системой защит УЭЗФМ.

Рисунок 4.3 -Действующая однолинейная схема ПСК Окская Где Q1, Q2, Q3 - вакуумные выключатели; ТА1, ТА2, ТА3 -трансформаторы тока; 1QF1, 1QF2, 1QF3, 2QF1, 3QF1 - разъединители; 1FU1, 2FU1 - плавкие вставки; 1Т1,1Т2,2Т1 - понижающие трансформаторы; FV -вентильный разрядник, TV - трансформатор напряжения.

Структурная схема УЭЗФМ.

На питающих линиях поста секционирования Окская, применена двухступенчатая дистанционная защита, дополненная ускоренной токовой отсечкой. При этом в отличие от комплекта защиты питающей линии тяговой подстанции, первая ступень защиты поста секционирования ? направленная дистанционная защита, отключающая без выдержки времени в пределах большей части зоны пост секционирования ? подстанция, где она является основной защитой. Первая ступень содержит элементы KZ1 и KW (ФТН), образующие направленную дистанционную защиту. Характеристика этой защиты имеет вид сектора. Эта защита имеет мертвую зону по напряжению при КЗ вблизи поста. При КЗ в мертвой зоне срабатывает ускоренная токовая отсечка, роль которой выполняет блок КА.

Вторая ступень ? ненаправленная дистанционная защита, отключающая с выдержкой времени 0,4…0,5 с т.е. виды на зоне пост секционирования - подстанция, к которым нечувствительна 1-я ступень защиты, а также резервирующая 1-ю ступень защиты и устройства телеблокировки в случае их отказа [31].

Рисунок 4.4 - Структурная схема УЭЗФП

4.3 Новый алгоритм автоматизации системы электроснабжения

Новый алгоритм автоматизации электроснабжения контактной сети позволяет снизить перерыв питания контактной сети в аварийных ситуациях с 5…6 с до 0,5…2 с.

Для этого вводится быстродействующее БАПВ с задержкой 0,5…2 с на выключателе поста секционирования, устанавливается телемеханическая связь выключателей поста секционирования и тяговых подстанций и по факту включения выключателя поста секционирования по БАПВ включается соответствующий аварийно-отключенный выключатель на тяговой подстанции;

Для реализации нового алгоритма не требуются дополнительные капитальные затраты, так как по проекту трансформаторы напряжения ТН-27,5 кВ, используемые для БАПВ, должны быть установлены на каждой питающей линии контактной сети поста секционирования;

Предлагается на выключателе поста секционирования установить быстродействующее БАПВ со временем задержки 0,5…2 с и основное АПВ (2-я ступень) с задержкой в 4…6 с по блокировке по наведенному напряжению.

На равнинных участках с целью повышения надежности успешных быстродействующих БАПВ целесообразно поднять минимальное значение времени БАПВ с (0.5 с) до (1…2 с);

На участках с подъемами более 6‰ и с тяжеловесным движением следует установить минимальное значение времени быстродействующего БАПВ 0,5… 0,7 с.

Совершенно ясно, что если установить трансформатор напряжения на питающей линии контактной сети поста секционирования, то вопрос решается элементарно. Но в этом случае монтаж трансформаторов напряжения на каждой питающей линии приведет к значительному удорожанию проекта.

Возможен другой вариант - оставить без изменения существующую схему АПВ питающей линии на посту секционирования, то есть «слепое» АПВ с выдержкой 4…6 с.

При этом требуемое сокращение времени отсутствия напряжения в контактной сети до 0,5…2 с в случае проходящих КЗ. Однако при устойчивых КЗ выключатель поста секционирования повторно включается также как в существующих схемах.

Но наиболее рациональным вариантом является реализация зависимого АПВ поста секционирования с использованием телемеханики.

Рисунок 4.5 - Новый алгоритм автоматизации системы электроснабжения



Таблица 4.1 - Системы защит, исполненные терминалом ИнТер для ПСК Окская (узловая)

Устройство Электроснабжения	Режим работы объекта	Схема питания КС	Защиты
			Основные		Дополнительные
Пост секционирования (ПС)	Все режимы	Петлевая Схема	НД31, НД32 и ТО	РТ31 и РТ32	-	ЗМН, НД34
		Узловая и параллельная схемы	НД31, НД32 и ТО	РТ31 и РТ32		ЗМН, НД34
		Однопутная	ННД31, НД32* и ТО	РТ31 и РТ32	-	ЗМН, НД34

4.4 Расчёт токов КЗ и проверка выбранного оборудования

4.4.1 Составление схемы замещения и расчёт тока

Составляем схему замещения тяговой сети для выбранного участка контактной сети.

Рисунок - 4.6 Схема замещения

Исходя из действующих значений контактной подвески марок ПБСМ 95, ПБСА 50/70,МФ-100 и рельсов Р-65 принимаем значения сопротивления тяговой сети (контактной сети и рельсового пути) однопутного участка Xтс=0,467 Ом/км [30].

Суммарное значение контактной подвески:

Принимая в расчёт развёрнутую длину контактной подвески заданных участков, получим:

;

,

.

Найдем сопротивление тяговых подстанций в максимальном режиме по формуле [28]:

,

Где - индуктивная составляющая сопротивления подстанции, Ом;

напряжение на выводах тяговой обмотки трансформатора, принимаем значение 27,5 кВ;

мощность на вводах в подстанции;

номинальная мощность трансформатора подстанции МВА;

число включенных в работу трансформаторов, принимаем режим 1 трансформатор;

напряжение короткого замыкания трансформатора, для трансформатора 40 МВА = 9,4, 25 и 20 МВА = 10,5 %;

заводской допуск на величину напряжения короткого замыкания, принимаем значение максимального режима -0,05.

,

,

,

В схеме замещения суммируем последовательно соединенные элементы линии с учётом коэффициента нагрузки тяговых подстанций 0,5, получим:

,

,

,

Рассчитываем параллельное соединение смежных линий:

.

.

Рассчитаем ток, проходящий через пост секционирования при напряжении на шинах поста 27,5 кВ:

.

Ток , проходящий по каждой питающей линии на посту секционирования:

,

,

,

4.4.2 Проверка оборудования ПСК Окская на устойчивость

4.4.2.1 Термическая устойчивость

Проверим термическую устойчивость линии выключателя вакуумного ВВС-27,5 20/1600 для каждой питающей линии:

Условие проверки выключателей на термическую устойчивость:

В_Н ? В_К

Где В_Н - нормируемый тепловой импульс,

В_Н = I²_т • t_т (4.2)

I_т - предельный ток термической стойкости, согласно технического паспорта устройстваI_т = 20 кА;

В_К - расчётный тепловой импульс.

t_т - время протекания тока термической стойкости, согласно паспорта технического устройства t_т = 3 с

В_Н = 20² • 3=1200 кА

В_К = I²(t_откл + Т_а), (4.3)

Где I - начальное значение апериодической составляющей, I = I_К

t_откл - время, в течение которого проходит ток

Т_а - постоянная времени апериодической составляющей тока,

Т_а = 0,05 с

t_откл = t_з + t_в (4.4)

Гдеt_з - время действия защиты;

для питающей линии 27,5 кВ t_з = 0,5 с

t_в - полное время отключения выключателя до погасания дуги,

t_в = 0,06 с

Для питающей линии 27,5 кВ:

t_откл = 0,5 + 0,06 = 0,56 с.

В_Кф1 = I²_Ф1(t_откл + Т_а) = 1,013² (0,56+ 0,05)=0,627 кА;

12000,627.

В_Кф2 = I²_Ф2(t_откл + Т_а) = 1,054² (0,56+ 0,05)=0,678 кА;

12000,678.

В_Кф3 = I²_Ф3(t_откл + Т_а) = 0,497 (0,56+ 0,05)=0,150 кА;

12000,150.

Проверим термическую устойчивость разъединителя однополюсного РЛДН-35/1000 каждой питающей линии:

Условие проверки разъединителей на термическую устойчивость:

В_Н ? В_К

ГдеВ_Н - нормируемый тепловой импульс,

В_Н = I²_т • t_т (4.5)

I_т - предельный ток термической стойкости согласно паспорта технического устройства I_т = 16 Ка;

В_К - расчётный тепловой импульс.

t_т - время протекания тока термической стойкости, согласно паспорта технического устройства t_т = 3 с

В_Н = 16² • 3 = 768 Ка

В_К = I²(t_откл + Т_а),

Где I - начальное значение периодической составляющей, I = I_К

t_откл - время, в течение которого проходит ток

Т_а - постоянная времени апериодической составляющей тока ,

Т_а = 0,05 с

t_откл = t_з + t_в

Гдеt_з - время действия защиты;

для питающей линии 27,5 Кв t_з = 0,5 с

t_в - полное время отключения выключателя до погасания дуги,

t_в = 0,06 с.

Для питающей линии 27,5 Кв:

t_откл = 0,5 + 0,06 = 0,56 с

В_Кф1 = I²_Ф1(t_откл + Т_а) = 1,013² (0,56+ 0,05)=0,627 Ка;

7680,627.

В_Кф2 = I²_Ф2(t_откл + Т_а) = 1,054² (0,56+ 0,05)=0,678 Ка;

7680,678.

В_Кф3 = I²_Ф3(t_откл + Т_а) = 0,497² (0,56+ 0,05)=0,150 Ка;

7680,150

Проверим термическую устойчивость шины А 80*5

Проверка шин на термическую стойкость заключается в том, что необходимого определить сечения токоведущей части на расчетном участке цепи по режиму короткого замыкания при нагревании его до максимально допустимой температуры, мм²:

Q_вq_min, (4.6)

Где q_в - выбранное сечение токоведущей части, мм²;

q_min - минимально допустимое сечение по режиму .

Минимально допустимое сечение токоведущей находится по формуле:

, (4.7)

Где В_к - тепловой импульс для расчетной точки, кАс;

С - коэффициент, учитывающий соотношение максимально допустимой температуры токоведущей части и температуры при нормальном режиме работы, для алюминиевых шин принимаем С=88.

В_К = I² (t_откл + Т_а),

Где I - начальное значение апериодической составляющей, I = I_К

t_откл - время, в течение которого проходит ток из расчётного 0,56с.

Т_а - постоянная времени апериодической составляющей тока ,

Т_а = 0,05 с

В_К = 6,579(0,56 + 0,05) = 4,013

мм²

4.4.2.2 Электродинамическая устойчивость

Проверим электродинамическую устойчивость выключателя вакуумного ВВС-27,5 20/1600 каждой питающей линии:

Проверка на электродинамическую стойкость питающей линии Ф1

I_{пред.скв} ? I_Ф1,

Где I_{пред.скв} - предельный сквозной ток электродинамической устойчивости согласно паспорта технического устройства I_{пред.скв}= 52 кА, расчётные токи , I_Ф1=1,013 кА, I_Ф2=1,054 кА, I_Ф3=0,497 кА

52 кА >1,013 кА;

Проверка на электродинамическую стойкость питающей линии Ф2

I_{пред.скв} ? I_Ф2,

52 кА >1,054 кА;

Проверка на электродинамическую стойкость питающей линии Ф3

I_{пред.скв} ? I_Ф3,

52 кА > 0,497 кА;

Проверим электродинамическую устойчивость разъединителя однополюсного РЛДН-35/1000 каждой питающей линии:

Проверка на электродинамическую стойкость питающей линии Ф1

I_{пред.скв} ? I_Ф1,

Где I_{пред.скв} - предельный сквозной ток электродинамической устойчивости, согласно технического паспорта устройства, I_{пред.скв} = 40 кА, расчётные токи , I_Ф1=1,013 кА, I_Ф2=1,054 кА, I_Ф3=0,497 кА

40 кА >1,013 кА;

Проверка на электродинамическую стойкость питающей линии Ф2

I_{пред.скв} ? I_Ф2,

40 кА >1,054 кА;

Проверка на электродинамическую стойкость питающей линии Ф3

I_{пред.скв} ? I_Ф3,

40 кА > 0,497 кА;

Из расчётных условий выделяем, что оборудование ПСК Окская оптимально реализовано для электродинамической и термической устойчивости.

4.5 Конструкция поста секционирования устройствами контроля проходящих КЗ

4.5.1 Конструкция установки и подключения ИнТер 27,5

БЗА содержит кросс-плату, на которой установлены платы, входящие в состав блока.

Установка плат осуществляется по пазам с лицевой стороны БЗА.

Все присоединения к БЗА осуществляются также с лицевой стороны. На лицевой панели БЗА нанесено наименование разъемов или их обозначение по принципиальной схеме.

Разъемы и клеммные соединители, установленные на БЗА, предназначены:

- для подключения входных аналоговых сигналов от трансформаторов тока -- проходные клеммы ХТ1...ХТ8 на плате датчиков тока;

- для подключения входных аналоговых сигналов от трансформаторов напряжения - клеммный соединитель "ВХОДЫ" (ХТ9) типа BLZ5.08/08/180FSNORВХ ("Weidmuller") на плате датчиков напряжения;

- для подключения БУ - разъем "БУ" (XT10) типа RJ-45 8Р-8С на плате контроллера автоматики;

- для подключения АСУ по интерфейсу RS-485 - клеммный соединитель "RS-485" (ХТ11) типа BLZ5.08/06/180FSNORВХ ("Weidmuller") на плате контроллера автоматики;

- для подключения входных дискретных сигналов - клеммные соединители XI...Х2 типа BLZ5.08/20/180LRSNOR ("Weidmuller") на плате ввода;

- для подключения выходных дискретных сигналов - клеммные соединители ХЗ...Х4 типа BLZ5.08/20/180LRSNOR ("Weidmuller") на плате вывода;

- для подключения питания - клеммный соединитель ХТ12 типа BLZ5.08/03/180FSNORВХ ("Weidmuller") на плате питания

На лицевой панели БУ установлены:

- дисплей (жидкокристаллический индикатор);

- кнопки управления дисплеем;

- кнопки управления режимами работы терминала ИнТер-27,5;

- кнопки управления коммутационными аппаратами;

- светодиодные индикаторы.

Рисунок 4.7 - Внешний вид БЗА терминала ИнТер 27,5

Разъемы и клеммные соединители, установленные на корпусе БУ, предназначены:

- для подключения БЗА -- разъем XI типа RJ-45 8Р-8С;

- для подключения ПЭВМ - разъем Х2 типа DBB-9M.

- БЗА осуществляет функции защит, автоматики, управления и сигнализации помощью выходных дискретных сигналов.

- БУ осуществляет функции:

- местного управления коммутационными аппаратами с индикацией их состояния;

- сигнализации аварийных отключений;

- отображения текущих значений токов фаз и линейных напряжений присоединения;

- контроля значений уставок и положения программных ключей;

- отображения аварийных и предупредительных сообщений;

- изменения значений уставок и положения программных ключей.

- Взаимодействие БЗА и БУ осуществляется с помощью интерфейсного кабель (патч - корд PC-LPM-STP-RJ45-RJ45-C5e-l,5M-GY “Hyperfine) по интерфейсу RS485 [5].

Рисунок 4.8 - Внешний вид лицевой панели БУ терминала ИнТер-27,5

Внешнее подключение терминала ИнТер:

На БЗА установлены клеммные соединители XI...Х2, и ХЗ...Х4, для подключения внешних цепей дискретных сигналов, которые обеспечивают подключение двух вводов площадью поперечного сечения до 2,5 мм² или одного с площадью поперечного сечения до 4,0 мм².Заземление БУ и БЗА осуществляется посредством подключения провода с площадью поперечного сечения не менее 2,5 мм² к болту заземления, возле которого помещен знак заземления.

Рисунок 4.9- Конструкция поста секционирования Окская с устройством контроля проходящих КЗ Где 1, 2, 3 - Вакуумные выключатели со встроенными трансформаторами тока; 4, 5, 6 - трансформаторы напряжения; 7, 8, 9 - однополюсные разъединители; 10 общая шина поста секционирования; 11, 12, 13 питающие шины контактной сети; 14 - разрядник вентильный.

Техническое обслуживание и ремонт трансформатора, устройств вторичной коммутации осуществляет специализированный персонал РРУ.

Техническое обслуживание терминала ИнТер 27,5 должно производиться инженерно - техническим персоналом эксплуатирующей организации, имеющей соответствующую квалификацию в объеме производства данных работ и эксплуатационных документов терминала, прошедшим инструктаж по технике безопасности, имеющим допуск не ниже 3 квалификационной группы электробезопасности, персоналом РРУ.

4.5.2 Подключение устройства ИнТер-27,5-ФКС

При разработке схемы внешних подключений устройства

ИнТер-27,5-ФКС для конкретной питающей линии необходимо обратить внимание на следующие существенные моменты.

Токовые цепи подключают к токовым клеммам БЗА (XI…Х4) через испытательные блоки (БИ) или специальные токовые клеммы.

Цепи напряжения подключают через испытательные блоки (БИ) или специальные клеммы, обеспечивающие оперативное отключение этих цепей.

Цепи питания подключают к цепям оперативного напряжения защищаемого присоединения; при этом напряжение должно подаваться и на БЗА (Х21:7 и 8) и на БУ (Х8:1 и 2). Оба блока допускают произвольную полярность напряжения питания. Блоки устройства должны быть соединены между собой штатным кабелем (SCF 14) через разъемы X1 на БУ и Х10 на БЗА.

При подключении цепей ТУ (для случая использования традиционной телемеханики) сигналы ТУ от стойки телемеханики должны подаваться в виде индивидуальных сигналов напряжения (220 В для исполнений 1СР.251.249-01-01,1СР.251.249-02-01 или 110 В для исполнений 1СР.251.249-01-02,1СР.251.249-02-02) на соответствующие входы БЗА (отХ14:1 до Х14:8; от XI6:1 до XI6:4).

Полярность напряжения -- произвольная.

При подключении цепей ТС (для случая использования традиционной телемеханики) сигналы ТС для передачи в телемеханику снимаются с соответствующих выходных реле БЗА: ВВ РПО (Х17:11 и 12), ЛР РПО (Х17:15 и 16), ОР РПО (Х19:15 и 16).

Особенностью схемы подключения привода выключателя заключаются в следующем.

Сигнал РПО ВВ снимается с обмотки контактора включения, что позволяет контролировать не только отключенное положение ВВ, но и готовность ВВ к операции включения. Сигнал РПВ ВВ снимается с отключающей катушки, что позволяет контролировать готовность ВВ к операции отключения.

Команда включения ВВ подается через промежуточное реле КL с большой коммутационной способностью, что исключает возможность повреждения выходного реле БЗА при отказе привода ВВ выполнить операцию включения (когда ток в цепи контактора не отключается блок - контактом привода). Это промежуточное реле управляется двумя последовательно соединенными контактами «ВВ вкл.», что исключает возможность непрерывной подачи этой команды при «залипании» любого из этих контактов.

Команда отключения ВВ формируется двумя соединенными параллельно выходными сигналами «ВВ откл.» для надежности отключения. Причем один из этих сигналов формируется электронным ключом, что обеспечивает максимальное быстродействие токовых отсечек (быстродействие электронного ключа не более 1 мс). Кроме того, в цепь отключения заводятся сигналы:

- кнопка аварийного отключения питающей линии, которая обеспечивает аварийное отключение питающей линии, минуя ИнТер-27,5-ФКС;

- сигнал отключения от резервной защиты.

При подключении цепей УРОВ сигнал УРОВ снимается с двух последовательно соединенных контактов «УРОВ_д». Это исключает возможность ложной подачи сигнала УРОВ при «залипании» любого из этих контактов.



5. Экономический раздел

Экономической эффективности производства, перевозок, новой техники и капитальных затрат отводится важное место в экономике железнодорожного транспорта [33]. Она является критерием целесообразности создания и применения новой техники, реконструкции, модернизаций действующих предприятий, а также мер по совершенствованию перевозок, увеличению скорости движения и улучшению условий труда персонала.

Экономическая эффективность капитальных вложений и новой техники в общем виде определяется как соотношение между затратами и результатами внедрения устройства.

Технико-экономический эффект от внедрения устройства определяется следующими факторами:

- уменьшается число включений питающей линии выключателя на короткое замыкание. Тем самым уменьшается число технических обслуживаний выключателей;

- включение питающей линии контактной сети по АПВ на короткое замыкание повышает вероятность пережога контактного провода.

Предлагаемый метод определения наличия короткого замыкания устраняет аварийную ситуацию.

Далее производится технико-экономический расчет внедрения устройства, приведенный к 3 - й питающей зоне (47 км), 2 - й питающей зоне 15 км, 1 - й питающей зоне 27 за 1 год.

В результате данного расчета определяются капиталовложения в проектируемый объект. В капиталовложения входит стоимость 3 х трансформаторов напряжения НОМ - 35А-66 УХЛ-1, контрольного кабеля АВВГ 4Ч2,5 в количестве 60 м, интеллектуальных терминалов ИнТер в количестве 3 шт., затраты на проведение монтажных работ (таблица 5.1).



5.1 Единовременные капитальные вложения

Таблица 5.1 - Затраты на капитальные вложения

Наименование изделия	Ед. измерения	Количество	Цена, руб.	Сумма, руб.
Трансформатор напряжения НОМ-35А-66 УХЛ-1	шт.	3	48325	144975
Интеллектуальный терминал ИнТер 27,5 кВ	шт.	3	43000	129000
Кабель контрольный АВВГ 4Ч2,5 мм2	м	60	14,95	897
Монтажные работы				9000
Итого единовременных затрат				283872

Единовременные затраты на капитальные вложения составляют

К₀ = 144975 + 129000 + 897 + 9000 = 283872 рубля

5.2 Затраты на эксплуатационную деятельность

В эксплуатационной работе на посту секционирования учувствует персонал тяговой подстанции (далее ТП) и ремонтно-ревизионного участка (далее РРУ) в численности электромеханика и электромонтёра 4 разряда.

На период 01 января 2019 г. оклад электромеханика ТП и РРУ составляет 27613 руб. 59 коп.

С_{эл мех ТП,РРУ} = 27613,59Ч1,20 = 33136 руб. 31 коп.

20 (1,20) эксплуатационная премия, %

Утвержденная норма рабочего времени на 2019 г. составляет 1970 часов на работника, с 40 часовой рабочей неделей ежедневного графика учёта рабочего времени, средняя ежемесячная норма времени составляет 1970/12 = 164,1 час

Ежемесячный оклад электромеханика ТП и РРУ 33136 руб. 31 коп., среднемесячная норму времени 164, 1 час, то вычислим почасовой оклад, он составляет

С_{ч эл мех ТП,РРУ} = 33136,31/164,1 = 201 руб. 92 коп.

Тариф почасовой оплаты электромонтёра ТП и РРУ 4 разряда составляет:

С_{ч эл монт ТП,РРУ} = 93,70Ч1,45 = 135 руб. 86 коп.

45 (1,45) эксплуатационная премия, %

5.2.1 Ежегодные затраты на текущий ремонт трансформатора напряжения

Рассчитать затраты на ежегодную эксплуатацию можно по формуле:

Э = СЧn/T (5.1)

Где Э - ежегодные затраты на эксплуатацию, руб.;

n - количество, шт.;

Т - периодичность производства работ, год.

Норма времени на текущий ремонт трансформатора напряжения составляет 2,06 чел. - ч., периодичность 1 раз в 2 года.

2,06/2 = 1,03 час. - норма времени на одного человека

Стоимость работ:

С_{ф эл мех ТП} = 1,03Ч201,92 = 207 руб. 97 коп. работы электромеханика ТП;

С_{ф эл монт ТП} = 1,03Ч135,86 = 139 руб. 93 коп. работы электромонтёра ТП

4 разряда.

207,97+139,93 = 347 руб. 90 коп. - затраты на текущий ремонт

На посту секционирования 3 трансформатора напряжения, но демонтируя 1 ранее установленный трансформатор с шины, учитываем работы только на 2.

Подставим значения в (формулу 5.1) и получим

Э = СЧn/T = 347,90Ч2/2 = 347 руб. 90 коп. - ежегодных затрат на текущий ремонт.

5.2.2 Ежегодные затраты на межремонтные испытания трансформатора напряжения

Норма времени на межремонтные испытания трансформатора напряжения составляет 0,93 чел. - ч., периодичность 1 раз в 8 лет.

0,93/2 = 0,465 час. - норма времени на одного человека

Стоимость работ:

С_{ф эл мех ТП} = 0,465Ч201,92 = 93 руб. 89 коп. работы электромеханика ТП;

С_{ф эл монт ТП} = 0,465Ч135,86 = 63 руб. 17 коп. работы электромонтёра ТП

4 разряда.

93,89+63,17 = 157 руб. 06 коп. - затраты на межремонтные испытания

На посту секционирования 3 трансформатора напряжения, но демонтируя 1 ранее установленный трансформатор с шины, учитываем работы только на 2.

Подставим значения в (формулу 5.1) и получим

Э = СЧn/T = 157,06Ч2/8 = 39 руб. 26 коп. - ежегодных затрат на межремонтные испытания.

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

Норма времени на профилактический контроль и опробование работы терминалов ИнТер составляет 4 чел. - ч., периодичность ежегодная.

4/2 = 2 часа - норма времени на одного человека

Стоимость работ:

С_{ф эл мех РРУ} = 2Ч201,92 = 403 руб. 84 коп. работы электромеханика РРУ;

С_{ф эл монт РРУ} = 2Ч135,86 = 271 руб. 72 коп. работы электромонтёра РРУ

4 разряда.

403,84+271,72 = 675 руб. 56 коп. - затраты на профилактический контроль, и опробование работы терминалов ИнТер

Подставим значения (формулу 5.1) и получим

Э = СЧn/T = 675,56Ч3/1 = 2026 руб. 68 коп. - ежегодных затрат на профилактический контроль и опробование работы.

Результаты расчётов сведены в (таблицу 5.2)

Таблица 5.2 - Ежегодные затраты на текущий ремонт оборудования

Наименование изделия	Вид ремонта	Период год	Норма времени чел.-ч	Численность персонала чел.	Сумма, руб. в год
1	2	3	4	5	6
Трансформатор напряжения НОМ-35А-66 УХЛ-1 (Ч2)	Текущий ремонт	1 раз в года 2	2,06	2	347,90
	Межремонтные испытания	1 раз в 8 лет	0,93	2	39,26
Терминал интеллектуальный ИнТер 27,5 (Ч3)	Профилактический контроль	1 раз в год	4	2	2026,68
Итого ежегодных затрат					2313,87

5.3 Расходы на аварийно-восстановительные работы

Минимальный состав исполнителей для района контактной сети:

Электромеханик ЭЧК, два электромонтёра ЭЧК 5 разряда, два электромонтёра ЭЧК 4 разряда.

На период 01 января 2019 г. оклад электромеханика ЭЧК составляет 27613 руб. 59 коп.

С_{эл мех ЭЧК} = 27613,59Ч(1,24+0,2) = 39763 руб. 56 коп.

24 (1,24) премия за вредные условия труда, %

20 (0,2) эксплуатационная премия, %

Ежемесячный оклад электромеханика ЭЧК составляет 39763 руб. 56 коп., среднемесячная норму времени 164, 1 час, то вычислим почасовой оклад, он составляет:

С_{ч эл мех ЭЧК} = 39763,56/164,1 = 242 руб. 31 коп.

С_{ч6 эл мех ЭЧК} = 242,1Ч6 = 1453 руб. 86 коп.

Где 6 - эксплуатационное время, час

Тариф почасовой оплаты электромонтёра ЭЧК 5 разряда составляет:

С_{ч эл монт ЭЧК} = 105,10Ч(1,24+0,7) = 203 руб. 90 коп.

С_{ч6 эл монт ЭЧК} = 203,90Ч6 = 1223 руб. 40 коп.

24 (1,24) премия за вредные условия труда, %

70 (0,7) эксплуатационная премия, %

6 эксплуатационное время, час

Тариф почасовой оплаты электромонтёра ЭЧК 4 разряда составляет

С_{ч эл монт ЭЧК} = 93,42Ч(1,24+0,55) = 167 руб. 72 коп.

С_{ч6 эл монт ЭЧК} = 167,72Ч6 = 1223 руб. 40 коп.

24 (1,24) премия за вредные условия труда, %

55 (0,55) эксплуатационная премия, %

6 - эксплуатационное время, час

Аварийно-восстановительные работы в среднем занимают 4 часа, подъезд, отъезд 2 часа, общие работы персонала занимают 6 часов.

Работа двигателя автомотрисы составляет 7 часов, из них 4 рабочий ход с расходом дизельного топлива 13,5 литра и холостой ход с расходом дизельного топлива 6,2 литра.

При цене на ДТ 47 руб. 17 коп. получаем 4 рабочих хода

С_рх = 47.19Ч13,5Ч4 = 2548 руб. 26 коп., 3 холостых хода С_хх = 47,19Ч6,2Ч3 = 877 руб. 73 коп.,

,

Минимальный состав исполнителей для аварийно - восстановительных работ на посту секционирования:

Электромеханик ТП, электромонтёр ТП 4 разряда (расчёт почасовой зарплаты производился стр. 85)

Аварийно-восстановительные работы по текущему ремонту поста секционирования включены (таблица 5.3) [36]:



Таблица 5.3 - расходы на текущий ремонт ПСК

Тип ремонта	Норма времени Чел. - ч
Проверка надёжности заземления	0,12
Текущий ремонт вакуумных выключателей ВВС	4,73
Ремонт шин (три ввода, одна общая)	3,958
Ремонт заземляющих ножей (3 комплекта)	0,32
Осмотр моторных приводов разъединителей (3 шт.)	1,105
Осмотр и очистка панели управления, проверка работы электрического отопления (одна панель)	0,976
Осмотр линейных выводов (три шт.)	0,28
Текущий ремонт разрядника РВС (один)	1,1
Включение оборудования	0,965
Итого работы составляют	13,554

По норме времени на одного работника ТП:

13,554/2 = 6,777 чел.-ч.