CC BY
35
тельной. Затраты на строительство быстровозводимого здания для укрытия нагрузочной емкости с реконструкцией системы отопления и утеплением пола составляют порядка 800 тыс. р. Дисконтированный срок окупаемости мероприятия с учетом работы электрокотла в пиковом режиме на протяжении 10 суток в год составляет 1,8 года.
На основании изложенного можно сделать выводы:
1) при оценке технического и экономического потенциала использования ВЭР от станций реостатной диагностики необходимо учитывать совокупный эффект для теплоснабжающей организации, полученный за счет сокращения нерациональных потерь в тепловых сетях при выводе из эксплуатации подводящих теплопроводов и для эксплуатирующей организации станции РИ, сокращающей затраты на приобретение сторонних энергоресурсов;
2) при внедрении предлагаемых мероприятий следует учитывать возможное снижение надежности теплоснабжения ВЭР, вызванное экономическими факторами при уменьшении количества испытаний;
3) тепловую энергию эффективно использовать в низкотемпературных системах отопления, вентиляции и ГВС с пиковым догревом от местных или централизованных источников теплоты;
4) потенциал использования ВЭР на станциях РИ может быть увеличен также за счет использования рекуперации теплоты отходящих дымовых газов дизельных двигателей тепловозов.
Список литературы
1. Денисова, Т. В. Ремонт электрооборудования тепловозов [Текст] / Т. В. Денисова. -М.: Транспорт, 1980. - 295 с.
2. Пат. 103915 Российская Федерация, G 01 M15 00. Жидкостный нагрузочный реостат [Текст] / Ежевская Л. А., Пестрякова Н. С., Григорович Д. Н. и др. (Россия); заявитель и патентообладатель ОАО «ВНИИЖТ». - № 2010145235/28; опубл. 08.11.2010.
3. Тепловоз ТЭМ2У: Руководство по эксплуатации и обслуживанию. - М.: Транспорт, 1988. - 254 с.
4. СП 131.13330.2012 Строительная климатология. Актуализированная версия СНиП 2301-99*. М.: Энас, 2014. - 109 с.
References
1. Denisova T. V. Remont electrooborudovania teplovozov (Electrical equipment repair of diezel locomotive). Moscow: Transport, 1980, 295 p.
2. Ezhevskaya L. A., Pestriakova N. S., Grigorovich D. N. et al. Patent RU 103915, 08.11.2010.
3. Teplovoz TEM2U. Rukovodstvo po ekspluatacii I obsluzivaniju (diezel locomotive TEM2. Servicing and operating manual). Moscow: Transport, 1988, 254 p.
4. SP 131.13330.2012 Stroitelnaja klimatologija. Aktualizirovannaja versija SNIP 23-01-99* (SP 131.13330.2012 Building climatology). Moscow: SC «Enas», 2014, 109 p.
УДК 621.331
В. П. Закарюкин, А. В. Крюков, А. А. Кушов ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТЯГОВЫХ СЕТЕЙ ПО ДАННЫМ ИЗМЕРЕНИЙ
Предложена методика параметрической идентификации тяговой сети железной дороги переменного тока. Методика позволяет получать параметры тяговой сети, которые при наличии погрешностей измерений векторов напряжений и токов, не превышающих 0,5 %, 0,5°, дают достаточно высокую точность расчета режимов систем тягового электроснабжения, обеспечивающую корректное решение многих практических
задач. Компьютерное моделирование показало, что погрешности определения режима однородной тяговой сети по напряжениям не превышают 0,4 % и 0,2°, по токам - 0,9 %, 1,3°.
Точность расчетов режимов систем тягового электроснабжения (СТЭ) ограничивается двумя существенными факторами: во-первых, статистическим характером тяговой нагрузки, зависящим от масс поездов и скоростей их движения, состояния подвижного состава, от квалификации машинистов; во-вторых, сложностью корректного задания параметров, характеризующих элементы тяговой и внешней сети. Первичная информация о тяговой сети (ТС) обычно задается на основе справочных данных по известным маркам проводов контактной подвески и рельсов, по длине участков ТС. Ввиду наличия зигзагов и выносов контактная сеть имеет длину, превышающую расстояние, определяемое по пикетам пути. Неопределенность и сезонные изменения электрических свойств грунта приводят к ошибкам определения собственных и взаимных сопротивлений контактных подвесок и рельсов. Износ контактных проводов увеличивает их активное сопротивление, проводимость «рельсы - земля» зависит от погодных условий. Поэтому традиционный способ задания параметров может приводить к заметным погрешностям. Преодолеть указанное затруднение можно на основе методов параметрической идентификации [1 - 4], использующих инструментальные измерения токов, напряжений и мощностей. Следует отметить, что периодический контроль параметров тяговой сети может служить основой для решения задач технического диагностирования СТЭ.
Существующие методы параметрической идентификации разработаны применительно к трехфазным сетям общего назначения и используют однолинейное представление элементов электроэнергетических систем [1, 2], что резко ограничивает их применение для СТЭ. Особенности систем электроснабжения железных дорог [5] требуют применения при идентификации фазных координат. Методика параметрической идентификации линий электропередачи и трансформаторов в фазных координатах, основанная на применении синхронизированных векторных измерений РМи^АМБ, предложена в работах [3, 4]. В зарубежных публикациях [8 - 10] используется подход в симметричных составляющих.
В настоящей статье предлагаются способы идентификации параметров тяговой сети, где в общем случае использование симметричных составляющих неприемлемо. Основные сложности при решении этой задачи создают резко изменяющиеся во времени и перемещающиеся в пространстве тяговые нагрузки. Преодоление этих сложностей возможно двумя путями: а) использование при измерениях ситуаций с отсутствием поездов в межподстанционной зоне (МПЗ); б) оснащение электроподвижного состава средствами измерений и передачи данных по модулям и фазам токов и напряжений. Ситуация «а» затруднена тем, что на тяговых подстанциях отсутствует информация о наличии или отсутствии поездов в МПЗ. Для снятия этого затруднения можно использовать технологии глобального позиционирования, например, ГЛОНАСС. Ситуация «б» усложняет определение параметров смежных линий, поскольку измерение токов и напряжений на смежной ЛЭП в месте нахождения ЭПС невозможно. В большинстве случаев, однако, влияние смежных ЛЭП на тяговую сеть мало, и можно ограничиться рассмотрением только тяговой сети без учета влияния смежных ЛЭП. В этом случае алгоритмы идентификации «а» и «б» не отличаются друг от друга.
Более точная идентификация возможна при наличии поста секционирования или пункта параллельного соединения, оснащенного средствами измерений и передачи данных. При отсутствии таких средств идентификация будет возможной только при целом ряде упрощающих предположений.
Ограниченная точность измерений напряжений и токов приводит к появлению ошибок идентификации. Наиболее распространенные измерительные преобразователи имеют класс точности 0,5, обеспечивая погрешности по модулям и фазам не более, соответственно, 0,5 % и 0,5°. Учет этого фактора выполнен путем искажения одного из «точных» векторов напряжений или токов на указанные величины. Включение в рассматриваемую модель рельсовых нитей существенно усложняет задачу идентификации, требуя к тому же измерения токов и потенциалов рельсов. Целесообразно исключить рельсы из явного рассмотрения, используя
традиционный подход с эквивалентным сопротивлением тяговой сети в схеме замещения при нулевом потенциале рельсов.
В качестве рабочего инструмента для исследования использован программный комплекс (ПК) Ба20погё-Качество, основанный на идеях работ [6, 7]. Расчетная схема комплекса служила эталоном для получения режима и сравнения со схемой, полученной в результате идентификации.
Параметрическая идентификация однородной тяговой сети. Случай с тяговой сетью без тяговой нагрузки или с нагрузкой, приложенной по концам участка, является простейшим. Решетчатая схема замещения, совпадающая с обычной электрической схемой, приведена на рисунке 1, где ^ - сопротивление ТС и у - половина емкостной проводимости ТС.
h
I'
y —10
y
rLio
Рисунок 1 - Схема модели однопутной тяговой сети
Емкостный ток контактной сети участка типичной длины I = 50 км составляет примерно 2 А. Для корректного определения продольного сопротивления необходимо наличие уравнительного тока порядка 10.. .15 А, что обычно имеет место. Уравнения по законам Кирхгофа для схемы рисунка 1 могут быть записаны так:
Zi(hi - У Ü,) = Üi - Ü2; Zi(-/2 + y Ü2) = Üi -Ü2;
—10
2 ; У
10
h + 12
Üi + Ü 2
Ü1 - U2
h - У Ü1 1 —10 1
(1)
Возможность применения формул (1) в условиях неточного определения векторов напряжения или тока проверена на расчетной схеме, приведенной на рисунке 2. Схема отвечает однопутному участку железной дороги переменного тока, электрифицированной по системе 1^25 кВ. Участок имеет две межподстанционные зоны длиной по 50 км каждая. Его электроснабжение производится от линии 220 кВ, выполненной проводом АС-240, с длинами, указанными на рисунке 2. Тяговая сеть включает контактную подвеску ПБСМ-95+МФ-100, питание которой осуществляется от трансформаторов 40000-230/27,5 кВ. Каждая МПЗ разделена на два участка, нагрузки по 10+/8 МВ А сосредоточены в узлах 23 и 31. КЬ-элементы на схеме имеют сопротивления 0,01 Ом и установлены для увеличения гибкости модели и удобства отсчетов режимных параметров.
участок 3 участок 4 Рисунок 2 - Расчетная схема однопутного участка в ПК Ра70шМ
Z1 =
В таблице 1 представлены параметры режима эталонной расчетной схемы и определенные на их основе параметры тяговой сети. Фазы токов отвечают направлению тока в узел элемента. Первые две строки таблицы соответствуют режиму с нагрузкой в узле 31, следующие две строки соответствуют режиму без тяговой нагрузки с уравнительным током порядка 10 А. Все четыре участка имеют практически одинаковые идентифицированные сопротивления и проводимости, отличающиеся друг от друга не более чем на 1,1 % по емкостной проводимости и не более чем на 0,03 % по продольному сопротивлению.
Таблица 1 - Параметры режима исходной схемы и результаты идентификации
Узел и, кВ и, ° I, А I, ° у ,мкСм ±-10 , Ом
32 21,927 53,402 306,55 -169,55 - -
25 25,450 56,664 305,09 10,72 ] 43,31 5,130+11,209
32 27,460 57,578 9,960 45,47 - -
25 27,373 57,385 10,720 -147,20 ] 43,84 5,158+у 11,213
Подстановка в расчетную схему Ж-элементов и шунтов (т. е. резистивно-емкостных элементов, включенных между узлом и точкой нулевого потенциала) в узлах по данным таблицы 1 вместо моделей участков тяговой сети приводит к практически тем же напряжениям в узлах (модули и фазы отличаются на тысячные доли процента от исходной схемы); по модулям и фазам токов отличия достигают 0,2 % и - 0,7°.
Расчеты показали очень небольшие различия результатов, полученных при больших и малых токах контактной сети. Однако практическое использование малых токов ограничивается увеличенными погрешностями измерительных трансформаторов при токах в единицы ампер. Технологии дистанционного контроля напряжений и токов позволяют получать синхронизированные значения напряжений и токов в узлах сети с погрешностью 0,5Б или даже 0,2Б. В связи с этим возникает задача оценки влияния погрешностей измерений векторов токов и напряжений на точность расчета режима по идентифицированным параметрам тяговой сети. При этом достаточно определить изменения параметров идентифицированных режимов при вариациях на 0,5 % (или на 0,5 °) по каждой из переменных (модули, а также фазы токов и напряжений). Такие вычисления проведены для участка 4 схемы, приведенной на рисунке 2, параметры остальных участков и нагрузки не менялись.
Результаты вычислений погрешностей определения параметров режима приведены в таблице 2. Каждый столбец таблицы представляет собой погрешности величины, указанной в названии строки, при изменении величины, указанной в заголовке столбца. Индекс 1 отвечает узлу 32, индекс 2 - узлу 25. При указанной точности измерений погрешности определения режима не превышают 0,4 % по модулям напряжений, 0,9 % по модулям токов, 0,2° по фазам напряжений и 1,3° по фазам токов, что вполне приемлемо для практики. Для параметрической идентификации точность измерения напряжений более критична по сравнению с точностью задания токов. Кроме того, погрешности задания исходных величин разнонаправ-лены, что может приводить к их компенсации.
Таблица 2 — Погрешности восстановления режима участка 4 при изменениях модулей напряжений и токов на +0,5 % и углов напряжений и токов на +0,5°
Параметр и 1 и 2 Фи Ф2и А 12 Фи Фи
1 2 3 4 5 6 7 8 9
, % и 1 0,3 -0,4 0,1 -0,1 0,1 0,0 -0,1 0,1
Аи2 , % и 2 0,0 0,0 0,1 -0,1 0,0 0,0 0,0 0,1
Афи, ° 0,0 0,0 0,2 -0,2 0,0 0,0 0,0 0,0
№ 3(23) ЛЛИ Р ИЗВЕСТИЯ Транссиба 75
=2015 ■
Окончание таблицы 2.
Параметр U1 U 2 PiU P2U 1i 12 Pu Pu
1 2 3 4 5 6 7 8 9
АРи, ° 0,0 0,0 -0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0
^L, % Ii 0,6 -0,8 0,8 -0,9 0,1 0,0 -0,1 0,1
Ак , % 12 0,6 -0,8 0,8 -0,9 -0,2 0,0 0,4 -0,4
APU, ° -0,3 0,3 1,1 -1,3 -0,1 0,0 0,2 0,0
А^2/ , ° -0,3 0,3 1,1 -1,3 0,1 -0,1 -0,1 0,3
Приведенные в таблице 2 результаты позволяют оценить погрешности определения режимных параметров при множественных неточностях результатов измерений.
Параметрическая идентификация неоднородной тяговой сети. Неоднородности тяговой сети, которые обычно имеют место при ее усилении на части межподстанционной зоны, приводят к усложнению задачи. Однозначная идентификация параметров отдельных однородных участков на основе режимных измерений невозможна. Имеющаяся информация о структуре тяговой сети обычно включает в свой состав данные о наборе проводов и длине однородных участков, поэтому задача идентификации может быть переформулирована в направлении уточнения этой информации по данным режимных измерений. Алгоритм решения этой задачи состоит из следующих этапов.
1. По имеющейся информации о параметрах однородных участков вычисляются их емкостные проводимости yCo í и продольные сопротивления z1 . Эти вычисления целесообразно проводить с использованием ПК Fazonord, поскольку справочные данные имеются только для ограниченного числа случаев.
2. По измеренным значениям векторов напряжений и токов по формулам (1) вычисляются емкостные проводимости y и продольные сопротивления Zi всего неоднородного участка.
3. Полученные в п. 2 значения делятся по однородным участкам пропорционально вычисленным в п. 1 проводимостям и сопротивлениям:
У10г Z1i
yWl =~^—У1о; zi =—zi, (2)
yi0E Z1E
n n
где y12 = ^ y1 i; Z1E = ^ Z1 i ; n - количество однородных участков. Емкостные проводи-
¿-1 i-i
мости используются по модулю, продольные сопротивления - как комплексные числа.
Погрешности определения режима по результатам идентификации в случае неоднородного участка оценены на основе достаточно типичной схемы усиления МПЗ ТП2 - ТП3, приведенной на рисунке 3, в которой участки 3 и 5 длиной 10 км выполнены с контактной подвеской ПБСМ-95+МФ-100, а участок 4 длиной 30 км усилен проводом А-185. Тяговая нагрузка 10+/8 МВА расположена в узлах 23 и 25. Объектом идентификации является тяговая сеть МПЗ ТП2 - ТП3.
В таблице 3 представлены параметры режима исходной расчетной схемы и рассчитанные с помощью ПК Fazonord параметры участков тяговой сети. Одинаковость токов в различных точках МПЗ Т2 - Т3 и их небольшая величина по сравнению с таблицей 1 обусловлены нахождением нагрузки в узле 25 - практически в точке подключения фидера ТП3.
По результатам идентификации в расчетную схему рисунка 3 вместо элементов ТС в МПЗ ТП2 - ТП3 были установлены Ж-элементы и шунты в соответствии с данными таблицы 3. Проведенные расчеты показали, что режим идентифицированной расчетной схемы не
отличается от режима исходной схемы. Результаты вычислений погрешностей определения параметров режима МПЗ ТП2 - ТП3 при искажении результатов измерений в узлах 24, 25 на +0,5% или на +0,5° приведены в таблице 4. Индекс 1 соответствует узлу 24, индекс 2 - узлу 25. В столбцах представлены величины погрешностей, отвечающих изменению величины в заголовке столбца.
Рисунок 3 - Расчетная схема однопутного участка неоднородной МПЗ Таблица 3 - Параметры режима исходной схемы и исходные параметры участков тяговой сети
Узел и, кВ и, ° I, А I, ° у , мкСм ¿-10 , Ом
24 25,839 58,908 80,59 52,91 - -
31 25,637 58,146 80,68 -127,73 17,54 2,053+/4,484
33 25,637 58,146 80,68 52,27 - -
34 25,249 56,381 81,10 -130,39 74,12 3,697+^10,156
32 25,248 56,382 81,10 49,61 - -
25 25,040 55,602 81,20 -131,00 17,54 2,053+/4,484
Таблица 4 - Погрешности восстановления режима МПЗ при изменениях модулей напряжений и токов на +0,5 %, углов напряжений и токов на +0,5°
Параметр и, и 2 Фи Ф2и 11 12 Фи Ф2 /
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Аи1 , % и 1 0,1 -0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Аи2 , % и 2 -0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,1
Лфш, ° 0,0 0,0 0,1 -0,1 0,0 0,0 0,0 0,0
Л^и, ° 0,0 0,0 -0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0
2 3 4 5 6 7 8 9
, % 11 -2,0 0,3 -8,0 9,3 0,2 0,2 0,0 0,3
Лк, % 12 -2,3 0,6 -7,7 9,0 0,2 0,2 0,1 0,0
Л фи, ° 2,7 -3,0 -1,9 2,0 0,0 0,0 0,0 -0,2
Аф21, ° 2,6 -3,0 -2,2 2,3 0,0 0,0 0,0 1,3
Погрешности определения режима не превышают 0,1 % по модулям напряжений, но достигают 9,3 % по модулям токов, причем критичными являются фазы исходных напряжений. Фазовые погрешности напряжений идентифицированного режима не превышают 0,1°, угловые погрешности токов - не выше 3°. Как и в предыдущем случае, наиболее важной является точность измерения напряжений.
Если тяговые нагрузки представить в виде шунтов и разнести их по краям анализируемого однородного участка тяговой сети, то задача идентификации может быть решена по формулам (1), в которых вместо емкостной проводимости будет присутствовать комплексная проводимость, эквивалентирующая нагрузку.
Предложенная методика идентификации параметров тяговых сетей переменного тока для однопутных участков позволяет получать решетчатые схемы замещения тяговых сетей, которые в условиях погрешностей измерений векторов напряжений и токов, не превышающих 0,5 %, 0,5°, дают погрешности определения режима по напряжениям не более 0,4 % и 0,2°, по токам - не более 0,9 %, 1,3°. При неоднородной тяговой сети однопутного участка токовые погрешности могут достигать 9 % и 3°.
Предложенная методика может быть обобщена на более сложные случаи двухпутных участков тяговой сети.
Список литературы
1. Файбисович, В. А. Определение параметров электрических систем: новые методы экспериментального определения [Текст] / В. А. Файбисович, В. Д. Лордкипанидзе. - М.: Энер-гоатомиздат, 1982. - 120 с.
2. Шелюг, С. Н. Методы адаптивной идентификации параметров схемы замещения элементов электрической сети [Текст] / С. Н. Шелюг: автореф. дисс. канд. техн. наук / уральский гос. техн. ун-т. - Екатеринбург, 2000. - 23 с.
3. Закарюкин, В. П. Параметрическая идентификация линий электропередачи и трансформаторов [Текст] / В. П. Закарюкин, А. В. Крюков, М. С. Шульгин / Иркутский гос. ун-т путей сообщения. - Иркутск, 2012. - 96 с.
4. Крюков, А. В. Параметрическая идентификация линий электропередачи на основе фазных координат [Текст] / А. В. Крюков, В. П. Закарюкин, М. С. Шульгин // Современные технологии. Системный анализ. Моделирование / Иркутский гос. ун-т путей сообщения. -Иркуск, 2011. - № 1 (29). - С. 140 - 147.
5. Бардушко, В. Д. Принципы построения систем электроснабжения железнодорожного транспорта [Текст] / В. Д. Бардушко, В. П. Закарюкин, А. В. Крюков. - М.: Теплотехник, 2014. - 166 с.
6. Закарюкин, В. П. Сложнонесимметричные режимы электрических систем [Текст] / В.П. Закарюкин, А.В. Крюков / Иркутский гос. ун-т. - Иркутск, 2005. - 273 с.
7. Закарюкин, В. П. Методы совместного моделирования систем тягового и внешнего электроснабжения железных дорог переменного тока [Текст] / В. П. Закарюкин, А. В. Крюков / Иркутский гос. ун-т путей сообщения. - Иркутск, 2011. - 170 с.
8. Joe Chow Synchrophasor data and their application in power system control, 49th IEEE Conference on Decision and Control Workshop Smart Grids: New Challenges for Control System Society,12/14/2010.
9. C. Borda, A. Olarte, H. Diaz, PMU-based Line and Transformer parameter estimation. 978-1-42443811-2/09. 2009 IEEE.
10. D. Shi1, D. J. Tylavsky, K. M. Koellner, N. Logic, D. E. Wheeler, Transmission line parameter identification using PMU measurements. European Transactions on Electrical Power, 11.2010.
References
1. Faybisovich V A., Lordkipanidze V. D. Opredelenie parametrov elektricheskih sistem: no-vye metody eksperimental'nogo opredeleniya [Determination of electric systems parameter: new methods of experimental definition]. Moscow: Energoatomizdat, 1982, 120 p.
2. Shelug S. N. Metody adaptivnoj identifikacii parametrov shemy zamescheniya elementov
^elektricheskoj seti (Methods of parameters adaptive identification of electric network equivalent circui). The abstract of the Ph. D. thesis, Yekaterinburg, UGTU(UPI), 2000, 23 p.
3. Zakaryukin V. P., Kryukov A. V., Shulgin M. S. Principy postroeniya sistem elektrosnab-zheniya zheleznodorozhnogo transporta (Railway transport power supply system's principles). Irkutsk, 2014. 166 p.
4. Kryukov A.V., Zakaryukin V.P., Shulgin M. S. Identification of power lines and transformers parameters [Parametricheskaya identifikaciya linij 'elektroperedachi i transformatorov]. Irkutsk: ISTU - IrGUPS, 2012. 96 p.
5. Bardushko V. D., Zakaryukin V. P., Kryukov A. V. Identification of power lines parameters on the phase coordinates basis [Parametricheskaya identifikaciya linij 'elektroperedachi na osnove faznyh koordinat]. Modern technologies. System analysis. Modeling. - Sovremennye tehnologii. Sis-temnyj analiz. Modelirovanie, 2011, no. 1 (29), pp. 140 - 147.
6. Zakaryukin V. P., Kryukov A. V. Slozhnonesimmetrichnye rezhimy elektricheskih sistem (Asymmetrical modes of electric systems). Irkutsk: ISU, 2005, 273 p.
7. Zakaryukin V. P., Kryukov A. V. Metody sovmestnogo modelirovaniya sistem tyagovogo i vneshnego elektrosnabzheniya zheleznyh dorogperemennogo toka (Methods of traction and external power supply system's modeling of alternating current railroads). Irkutsk: ISTU, 2011, 170 p.
8. Joe Chow. Synchrophasor Data and Their Application in Power System Control, 49th IEEE Conference on Decision and Control Workshop "Smart Grids: New Challenges for Control System Society,12/14/2010.
9. C. Borda, A. Olarte, H. Diaz, PMU-based Line and Transformer parameter estimation. 978-1-42443811-2/09. 2009 IEEE.
10. D. Shi1, D. J. Tylavsky, K. M. Koellner, N. Logic, D. E. Wheeler, Transmission line parameter identification using PMU measurements. European Transactions on Electrical Power, 11.2010.
УДК 621.331:621.311.4:621.314
Е. Ю. Салита, Т. В. Ковалева, А. В. Никонов
ДИАГНОСТИРОВАНИЕ СИЛОВЫХ ВЕНТИЛЕЙ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
На тяговых подстанциях электрических железных дорог эксплуатируются различные преобразователи, в состав вентильных конструкций которых входят силовые вентили штыревого и таблеточного типа. При таком разнообразии вентильных конструкций становится актуальной проблема несоответствия объемов и качества информации о характеристиках и диагностических параметрах силовых полупроводниковых вентилей требованиям надежной работы системы электроснабжения. Для возможного прогнозирования нормальной работы диодов и тиристоров необходимы новые приборы и простые технологии профилактического диагностирования, соответствующие государственным и отраслевым стандартам и инструкциям. Одним из наиболее точных методов, позволяющих не только определить исправность вентилей, но и дать прогноз по сроку их службы, является метод диагностирования по повторяющемуся импульсному обратному току. Этот метод положен в основу создания прибора для измерения импульсных обратных токов (ПОИТ), который применяется на Западно-Сибирской железной дороге. С помощью этого прибора проведена диагностика около 30 тысяч вентилей, по результатам которой осуществлена отбраковка неисправных вентилей, спрогнозировано состояние вентилей на перспективу. Анализ статистики проведенных исследований позволил определить ряд мероприятий для повышения надежности работы преобразователей тяговых подстанций.
Широкомасштабное внедрение средств технического диагностирования устройств электроснабжения, в том числе силовых вентилей преобразователей тяговых подстанций, является одним из инновационных технических решений, на которые ориентирована железнодорожная энергетика в соответствии с Федеральным законом № 261-ФЗ от 23.11.2009 и Энергетической стратегией ОАО «РЖД» [1, 2].
