3.1.3 Параметры нагрузки и кз

Основной параметр нагрузки: I_Н,max – максимальный расчетный ток нагрузки (измеренный в месте установки защиты). Исходя из него может быть вычислено минимальное значение полного сопротивления нагрузки, измеряемое защитами фидера:

Z_Н,min = U_H,min/I_H,max; (5)

где U_H,min = 25000 В – минимальное напряжение на шинах ТП

Кроме того, следует учитывать, что в момент включения тягового трансформатора на электровозе или при перерывах в питании амплитуда бросков тока намагничивания может достигать I_БТН,mах  3500 А (из опыта применения терминалов).

Комплексное сопротивление места повреждения (КЗ) складывается из: сопротивления троса группового заземления, сопротивления дуги и переходного сопротивления «контактная сеть-земля». При вычислении уставок токовых защит и защит первой и второй ступени рекомендуется принимать Z_КЗ = 0; для защит третей ступени - Z_КЗ,max = 8 Ом (с учетом большого сопротивления дуги при перекрытии нейтральной вставки на смежной ТП, если дуга после срабатывания собственных защит подпитывается только токами двух смежных ТП).

Для проверки отстроенности ДЗ3 и ДЗ4 от уравнительных токов задается их максимальное значение значение: I_УР,max. Это значение тока для данной МЗ может быть определено только опытным путем.

3.2 Выбор уставок защит по рук

На основании набора исходных данных, перечисленных в п.3.1, и основных выражений для выбора значений уставок, приведенных в таблице 3, значения параметров КЗ и нормальных режимов определяются в соответствии с РУК.

Ниже приведены представленные в РУК основные выражения и параметры тяговой сети, необходимые для расчета уставок.

3.2.1 Расчет параметров подстанций

Внутреннее сопротивление ТП определяется как сопротивление двухфазного замыкания подстанции, имеющее две составляющие: реактансы энергосистемы (Х_С) и тягового трансформатора (Х_Т). Максимальное и минимальное значение внутреннего сопротивления ТП определяется следующими выражениями:

; (6)

; (7)

где и - минимальная и максимальная мощности КЗ на вводах в подстанцию, МВА, соответственно;

= 27,5 кВ – номинальное напряжение на выходах тяговой обмотки;

= 0,05 - заводской допуск на величину напряжения КЗ трансформатора;

- напряжение КЗ трансформатора, %;

- номинальная мощность трансформатора, МВА;

- число включенных в работу трансформаторов.

ПРИМЕЧАНИЕ 3.4 – Если известны значения для крайних положений РПН трансформатора, то = 0; в (6) вместо подставляется его максимальное значение, а в (7) -минимальное.

3.2.2 Основные параметры тяговых сетей

В таблице 4 приведены рекомендуемые РУК значения погонных сопротивлений для различных типов сетей однопутных и двухпутных участков. По данным из таблицы 4 могут быть вычислены и другие значения погонных сопротивлений (см. ПРИМЕЧАНИЕ 3.3).

Таблица 4

Варианты выполнения тяговой сети				Значения погонных сопротивлений тяговой сети, Ом/км,
Вид контактной сети			Тип подвески	Z11	Z21	Z’P.2
ТП -			0	0,515	0,470	0,139
- несущий трос,			1	0,515	0,475	0,139
контактный провод			2	0,510	0,471	0,139
			3	0,483	0,443	0,139
			4	0,467	0,428	0,139
			5	0,455	0,416	0,139
			6	0,444	0,405	0,139
ТПУ -			0	0,385	0,339	0,119
- несущий трос, контактный провод,			1	0,380	0,340	0,120
			2	0,379	0,338	0,120
усиливающий провод			3	0,368	0,327	0,120
			4	0,361	0,320	0,120
			5	0,356	0,316	0,120
			6	0,351	0,310	0,120
ТПУЭ -			0	0,300	0,254	0,075
- несущий трос,			1	0,298	0,273	0,075
контактный провод,			2	0,297	0,271	0,075
усиливающий провод,			3	0,282	0,260	0,075
экранирующий провод			4	0,279	0,253	0,075
			5	0,274	0,248	0,075
			6	0,268	0,242	0,075
где тип подвески:	0 –	несущий трос - ПБСМ70 (либо ПБСМ95, либо ПБСА50/70) + контактный провод - МФ100 (либо МФО100, либо НлФ100, либо НлОФ100, либо БрФ100, либо БрОФ100), усиливающий и экранирующий (обратный) провода – А185
	1 –	ПБСМ70 + МФ100;
	2 –	ПБСМ95 + МФ100 и ПБСА50/70 + МФ100;
	3 –	МСН70 + МФ100;
	4 –	МСН95 + МФ100;
	5 –	МСН120 + МФ100;
	6 –	М95 + МФ100.